/
Текст
В.В. ЦВЕТКОВ
ОРГАНИЗАЦИЯ
ПАРОСНАБЖЕНИЯ
ПРОМЫШЛЕННЫХ
ПРЕДПРИЯТИЙ
ПРЕДИСЛОВИЕ
Уровень организации пароснабжения промышленных
предприятий в определенной степени отражается на ка-
честве выпускаемой продукции и эффективности произ-
водства.
Развитие народного хозяйства нашей страны позво-
лило повысить уровень организации пароснабжения
промышленных предприятий. Снизились удельные капи-
таловложения в строительство источников пароснабже-
ния и сетей, повысился уровень эксплуатации систем,
увеличилось использование автоматического регулирова-
ния и снизился расход топлива.
Вместе с тем остался ряд нерешенных задач. К ним
в первую очередь относится резкое увеличение объема
централизованного пароснабжения от ТЭЦ, крупных
центральных и районных котельных, что позволит умень-
шить количество обслуживающего персонала, загрязне-
ние окружающей среды, расход топлива, потребление
питьевой воды, еще больше повысить эффективность и
качество пароснабжения потребителей. Повсеместное
применение перегретого пара повысит стабильность па-
раметров на входе к потребителям и снизит потери теп-
лоты при транспорте пара. Кроме того, повысится эф-
фективность использования систем автоматического ре-
гулирования пароснабжения.
Предлагаемая читателям книга представляет собой
попытку изложить постановку и методику решения ука-
занных задач.
Необходимо отметить недостаточность специальной
литературы по данному вопросу, поэтому в книге пред-
3
ставлены сведения о современной организации ларо-
снабжения промышленных предприятий. Рассмотрены
различные стороны теории и практики получения пара
котельных, его транспорта, сбора и возвращения кон-
денсата, получения и использования пара вторичного
вскипания. Особое внимание уделено вопросам устране-
ния причин повышения расхода топлива и теплоты, по-
лучения пара заданных параметров, контролю и регу-
лированию пароснабжения.
В книге рассмотрены в необходимом объеме вопросы
экономики, примеры расчета и справочный материал.
Книга предназначена для инженерно-технических ра-
ботников, связанных с эксплуатацией систем пароснаб-
жения промышленных предприятий. Она может быть
полезна проектировщикам систем пароспабжеппя и сту-
дентам вузов и техникумов, изучающих теплоснабжение
промышленных предприятий.
Автор выражает благодарность рецензенту И. Б. Ли-
берману и редактору Ю. П. Соловьеву за ценные заме-
чания по рукописи книги.
Отзывы и замечания по книге автор проса г направить
по адресу: 113114, Москва М-114, Шлюзовая наб., 10,
изд-во Энергия.
Автор
Глава первая
ОСОБЕННОСТИ СОВРЕМЕННОГО
ПАРОСНАБЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
1-1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Современная промышленность потребляет на тепло-
снабжение примерно 2/3 всей низкопотенциальной теп-
лоты, вырабатываемой в стране [1J. При этом потребле-
ние теплоты в виде пара в 1975 г. составило в промыш-
ленности 69%, а в 1980 г. составит 65,5% [1], т. е. наме-
чается определенное снижение расхода пара за счет
увеличения потребления горячей воды, что связано с не-
достатками пара как теплоносителя.
Характерным для систем теплоснабжения промыш-
ленных предприятий является наличие двух теплоноси-
телей: пара—для технологических нужд и воды — для
санитарно-технических теплопотребителей (в ряде слу-
чаев пар применяется для покрытия нагрузок отопления,
вентиляции и горячего водоснабжения).
Теплоснабжение промышленных предприятий осу-
ществляется централизованным путем от ТЭЦ и отопи-
тельно-промышленных котельных различной мощности.
Наиболее перспективным является централизованное
теплоснабжение от ТЭЦ и крупных центральных отопи-
тельно-производственных котельных.
Применение пара приводит к образованию вторичных
(побочных) энсргоресурсов (ВЭР) в виде вторичного и
отработавшего пара, промышленного конденсата, горя-
чей воды и г. д. Возможности использования ВЭР долж-
ны быть учтены при решении задачи рационального
теплоснабжения промышленных предприятий.
Выбор открытой (без сбора конденсата) или закры-
той (со сбором конденсата) системы пароснабжения про-
мышленного предприятия должен решаться с учетом
конкретных условий на основе технико-экономического
5
расчета. Особенно это относится к предприятиям с не-
большим потреблением пара. Если па предприятии с иа-
роснабжением от ТЭЦ и котельных имеются установки,
потребляющие пар в качестве нескольких тонн в час и
более, то возврат конденсата необходим.
Определение оптимального давления пара в системах
промышленного пароснабжения должно проводиться
с учетом требований потребителей и оптимальных потерь
давления в сети.
Современные промышленные предприятия в боль-
шинстве случаев используют больше теплоты для тех-
нологических процессов, чем для санитарно-технических
нужд. Так, например, доля расхода теплоты па техноло-
гические нужды в общем годовом расходе теплоты по
различным отраслям промышленности [1J составляет,
%:
Нефтеперерабатывающая . ... 90 -97
Текстильная.....................68—90
Резиновая....................... 70 80
Пищевая.........................68—78
Химическая......................70—75
Электротехническая ............. 50—60
Стройматериалов.................50—80
Удельные расходы теплоты на единицу выпускаемой
продукции по важнейшим отраслям промышленности
(по данным института Энергосетьпроект) [1J составят
в 1980 г.:
Черная металлургия.................. . 2,41 ГДж/г
Цветная металлургия ..................30,2 ГДж/т
Переработка нефти.....................1,53 ГДж/т
Химическая промышленность.............25,14 ГДж/1000 руб.
Промышленность стройматериалов . . . 12,6 ГДж/1000 руб.
Машиностроение........................4,73 ГДж/1000 руб.
Целлюлозно-бумажная промышленность . . 43,6ГДж/т
Из приведенных данных видно, что удельные расходы
теплоты в 1980 г. предполагаются ниже удельных расхо-
дов теплоты в 1975 г. на 5—23%.
Централизованное теплоснабжение промышленных
предприятий обеспечивает теплотой в основном низко-
температурные процессы, поэтому температуры теплоно-
сителя находятся в пределах 60—200°С.
Режимы теплопотребления современных промышлен-
ных предприятий неодинаковы в течение суток и года,
поэтому их целесообразно разделить по рекомендации
[ 1] на три группы.
6
Первая группа:
а) число часов использования максимума тепловой
нагрузки в году /1=4000-4700 ч/год;
б) отношение среднесуточной нагрузки к максималь-
ной суточной за год К=0,57=0,68.
Вторая группа:
а) /1=5000 -6000 ч/год;
б) tf=0,6+-0,76.
Третья группа:
а) /1=6000 ч/год;
б) /(=0,76.
К первой группе относятся легкая промышленность и
машиностроение, где преобладают малотеплоемкие про-
цессы и санитарно-техническое потребление теплоты,
ко второй — химическая и прочие отрасли, отличающиеся
большой теплоемкостью; к третьей — нефтеперерабаты-
вающая промышленность и другие отрасли с равномер-
ным годовым графиком теплопотребления при преобла-
дании технологической нагрузки более 90%.
В целом общий график годовой нагрузки промыш-
ленных предприятий отличается большой неравномер-
ностью, особенно значительно расхождение между летней
и зимней нагрузками. Это относится к предприятиям
всех отраслей промышленности, включая даже наиболее
теплоемкие.
Объем потребления теплоты зависит от мощности
предприятия, характера технологического прощесса пр.о-
пзводс'га, тепловых потерь и упорядочения графика
потребления.
Потребители делятся на техиологическищщ?анитарно-
технические/сезонныеЗГ круглогодовые. Технологические
потребиюли относятся к круч погодовым, санитарно-тех-
нические— как к круглогодовым (горячее водоснабже-
ние), так и к сезонным (отопление и вентиляция).
Технологические потребители имеют резко выражен-
ный суточный график теплопотребления. В течение сезо-
на этот график изменяется незначительно, что определя-
ет практическую стабильность годового графика расхода
теплоты на технологические нужды.
Расход теплоты на отопление, вентиляцию и конди-
ционирование изменяется в течение суток незначительно,
а их годовой график вследствие сезонности потребления
резко выражен.
7
Различные технологические потребители требуют раз-
личных параметров пара. Так, для привода паровых
прессов и молотов требуется пар давлением 0,8—
0,9 МПа, для установок пропарки железобетонных из-
делий— от 0,05 до 0,9 МПа. В химических и нефтехими-
ческих отраслях производства иногда нужен пар давле-
нием 3—4 МПа, а в отдельных случаях даже 8—9 МПа.
Наиболее распространенным является давление 0,6-—
0,8 МПа.
В основном современные промышленные предприятия
получают перегретый пар, например от ТЭЦ и крупных
центральных котельных идет только перегретый пар.
Только в отдельных случаях от небольших местных ко-
тельных предприятий получают влажный насыщенный
пар. При этом его применение сопровождается следую-
щими недостатками: сжлутствует контроль качества-падл
(степени сухости); снижается стабильность параметров
на входе к потребителям за счет увеличения тепловое
потерь и уменьшения гидравлической устойчивости па-
ровой сети; унижается эффект использования автомати-
ческого регулирования пароснабжением предприятие;
возрастают тепловые потери и расход топлива. Поэтому
надо как можно быстрее отказываться от использования
влажного насыщенного пара, присоединяя предприятия
к крупным центральным котельным.
Санитарно-технические потребители в определенной
степени также оказывают влияние на характер потреб-
ления теплоты промышленными предприятиями. При
одно- и двухсменной работе теплота па отопление расхо-
дуется круглосуточно, а па вентиляцию п кондициони-
рование— только в рабочее время. Однако эта особен-
ность вентиляции не всегда учитывается, что приводит
к перерасходу теплоты на санитарно-техническое по-
требление. То же относится и к другим видам потребле-
ния теплоты. Правда, в последние годы системы горяче-
го водоснабжения стали оборудовать аккумуляционными
устройствами, выравнивающими график потребления
теплоты. Кроме того, отдельные графики строят для
каждого вида потребления, что позволяет правильно оп-
ределить годовой отпуск теплоты. Применяют также
способ, при котором отопительный сезон делится па час-
ти с одинаковым режимом расхода теплоты посменно
с последующим совмещением в единый график в течение
всего отопительного сезона. Построение оптимального
8
графика потребления теплоты играет важную роль как
в проектировании, так и в эксплуатации систем паро-
снабжения промышленных предприятий.
К основным недостаткам эксплуатации систем паро-
снабжения промышленных предприятий относятся:
использование влажного насыщенного пара;
отсутствие постоянного и тщательного контроля за
работой отдельных элементов систем пароснабжения;
работа котлов на пониженных против номинального
давлениях;
снижение качества водоподготовки за счет ухудше-
ния ее технологического процесса и ухудшения качест-
ва анализа проб воды;
отсутствие постоянного контроля системы пароснаб-
жения путем составления пароконденсатных балансов;
слабое внимание энергетиков и технологов .предприя-
тий к вопросам оптимизации пароснабжения и упорядо-
чения графиков потребления теплоты;
наличие значительных потерь пара и конденсата;
недостаточное использование возможностей по реге-
нерации теплоты и использованию пара вторичного
вскипания. Таким образом, вопрос организации паро-
снабжения промышленных предприятий является доста-
точно сложным.
Как известно, пароснабжение промышленных пред-
приятий охватывает процессы производства, транспорта,
регулирования и потребления пара. Следовательно', под
системой пароснабжения надо понимать комплекс
устройств, обеспечивающих эти процессы.
Практика показывает, что для обеспечения эффектив-
ной эксплуатации систем пароснабжения необходимо
проводить постоянное наблюдение за их работой с уче-
том изменения условий и требований технологического
процесса производства. Для этого необходимо иметь вы-
сококвалифицированные кадры энергетиков-теплотехни-
ков, работающих в тесном контакте с технологами, и
современную измерительную аппаратуру.
Несмотря на различие технологических процессов
производства, структур систем пароснабжения, условий
эксплуатации и огромное количество промышленных
предприятий для повышения уровня организации систем
пароснабжения необходимо:
1) повышать эффективность работы и качество изго-
товления энергетического оборудования, отдельных его
9
элементов, арматуры и измерительной аппаратуры И
приборов;
2) проводить проектирование систем пароснабжения
на современном уровне с учетом перспектив развития
технологического процесса произведена данного пред-
приятия;
3) поднимать уровень квалификации проектировщи-
ков и эксплуатационников;
4) повышать уровень эксплуатации систем пароснаб-
жения путем внедрения в систему контроля и регулиро-
вания автоматических систем.
1-2. СИСТЕМЫ ПАРОСНАБЖЕНИЯ
Системы пароснабжения промышленных предприятий
представляют собой комплекс установок, обеспечиваю-
щих производство, транспорт и потребление пара, поэ-
тому их можно классифицировать следующим образом:
1) по источнику пароснабжения (ТЭЦ, центральные
или местные котельные);
2) по объему потребления пара (малое--до 6 кг/с,
среднее 6—20 кг/с, большое — более 20 кг/ с);
3) по виду пара (перегретый, влажный насыщенный,
дар аллельное использование перегретого и влажного);
4) по давлению пара на входе в паровую сеть (низ-
кое— до 0,3 МПа, среднее —от 0,3 до 0,9 ЛИ 1а, повы-
шенное— от 0,9 до 1,5 МПа и высокое—более 1,5 МПа);
5) по сложности паровой сети (большая и малая
протяженности, разветвленность);
6) по сбору конденсата (закрытые и открытые);
7) по регулированию (местное ручное и автоматиче-
ское) ;
8) по потреблению (преобладание технологического
! или санитарно-технического потребления);
9) по характеру потребления (резко выраженный и
равномерный графики суточного и годового потребле-
ния) .
От ТЭЦ и центральных котельных пар получают
предприятия, расположенные в промышленном районе.
Несмотря на то что наиболее перспективным является
пароснабжение от ТЭЦ и центральных (районных) ко-
тельных, в настоящее время эксплуатируется большое
количество местных, промышленных котельных. Объяс-
няется это значительной разобщенностью промышленных
10
предприятий по территории нашей страны, сложностью,
высокой стоимостью прокладки магистральных паро-
проводов, ограниченной их протяженностью и др.
От ТЭЦ и центральной котельной к предприятию пар
поступает по магистральному паропроводу обычно боль-
шого диаметра. При давлениях пара 3 МПа и более он
поступает к потребителям на предприятии транзитом
минуя центральный тепловой пункт (ЦТП), в остальных
случаях— через ЦТП, на котором устанавливаются регу-
лирующая арматура, регистрирующая и показывающая
контрольно-измерительная аппаратура. Если перегретый
пар давлением 0,6—0,9 МПа требуется в меньшем коли-
честве, чем пар давлением 1,0—1,4 МПа, то на ЦТП
промышленного предприятия предусматривается редук-
ционная установка (РУ). В большинстве случаев на
ЦТП осуществляются сбор и очистка конденсата от
масла, откуда он по внешнему конденсатопроводу воз-
вращается к источнику пароснабжения. Центральный
тепловой пункт располагается в отдельно стоящем зда-
нии или в одном из производственных зданий в центре
источника тепловых нагрузок. На крупных промышлен-
ных предприятиях может быть установлено' несколько
ЦТП в зависимости от распределения нагрузки по тер-
ритории и расположения источника пара по отношению
к предприятию.
По количеству потребляемого пара к крупным про-
мышленным предприятиям относятся металлургические,
химические комбинаты, мощные машиностроительные за-
воды, которые, как правило, получают перегретый пар
от ТЭЦ; к средним — предприятия металлообрабатыва-
ющей промышленности, комбинаты сборного железо-
бетона и др. Они получают перегретый пар от ТЭЦ, если
находятся в промышленной зоне, имеющей ТЭЦ, или от
крупных производственных котельных. К мелким отно-
сятся предприятия с небольшим объемом потребления
пара: небольшие машиностроительные заводы, заводы
строительной индустрии, предприятия масло-молочной
промышленности и др. Они получают пар от различных
источников в зависимости от конкретных возможностей.
Так, предприятия, расположенные в районе ТЭЦ или
крупных котельных, получают пар от них. В остальных
случаях источником пароснабжения служат производст-
венные котельные собственного подчинения (местные
котельные).
11
Параметры потребляемого пара зависят от требова-
ний потребителей. Так, для силовых нужд требуется пе-
регретый пар среднего и высокого давлений, для нагре-
ва— перегретый или влажный пар среднего и низкого
давлений. Перегретый пар в этом случае бывает необ-
ходим в зимний период эксплуатации для компенсации
потерь теплоты в паровой сети с большой протяжен-
ностью и разветвлением. Такие сети имеют в основном
крупные предприятия с большим количеством потребите-
лей, рассредоточенных по обширной территории (хими-
ческие, металлургические комбинаты, крупные машино-
строительные заводы и др.).
Основные факторы, определяющие целесообразность
возвращения конденсата источнику пароснабжения (за-
крытые системы), следующие: часовое количество воз-
вращаемого конденсата, расстояние от потребителя до
источника пароснабжения, число часов работы потреби-
телей в году, количество и качество исходной (сырой)
воды на источнике пароснабжения, рабочие парамет-
ры теплоисточника; температура возвращаемого конден-
сата, стоимость топлива и электроэнергии, необхо-
димость очистки конденсата от масла и других при-
месей.
Практика показывает, что в системах с большим
объемом потребления пара целесообразно возвращать
конденсат источнику пароснабжения. Для установок
с небольшим потреблением пара и при условии возмож-
ности использования конденсата на предприятиях (горя-
чее водоснабжение, подпитка тепловой сети и до.)
целесообразность возврата конденсата должна быть
обоснована специальным технико-экономическим расче-
том. Дело в том, что применение закрытых систем па-
роснабжения уменьшает объем химводоподготовки на
источниках пароснабжения и снижает расход топлива
(при возвращении 75% конденсата на 7% уменьшается
расход топлива в производственной котельной). С дру-
гой стороны, использование открытых систем устраняет
необходимость сооружения конденсатопроводов и при-
менения специальной арматуры, конденсато^борных
станций, установок по очистке конденсата. Одната при
сооружении открытых систем пароснабжения возрастает
стоимость установок химводоподготовки на источниках
пароснабжения, увеличивается количество дополнительно
израсходованного топлива.
12
Регулирование систем пароснабжения промышленных
предприятий — в основном местное или местно-группо-
вое, т. е. на входе к отдельным потребителям или их
группе. При этом оно осуществляется автоматически,
полуавтоматически или вручную. При автоматическом
регулировании обеспечивается автоматическое регули-
рование как давления, так и расхода пара. При полуав-
томатическом автоматически поддерживается только
давление, а расход пара изменяется вручную. В настоя-
щее время на большинстве промышленных предприятий
применяется полуавтоматическое регулирование. На
крупных предприятиях или при особо жестких требова-
ниях потребителей к режиму теплоснабжения применя-
ется автоматическое регулирование. Местное регулиро-
вание является постоянным. Центральное регулирование
осуществляется посменно и практически вручную (с по-
мощью механизмов управления задвижками) при пере-
ходе от одного режима пароснабжения к другому. Од-
нако сейчас начинают разрабатываться схемы автома-
тических систем управления пароснабжением крупных
промышленных предприятий на основе центральной дис-
петчеризации и цифровых ЭВМ (электронно-вычисли-
тельных машин).
В настоящее время становится актуальным вопрос
оптимизации графиков потребления пара, т. е. упорядо-
чения пароснабжения промышленных предприятий на
основе современных методов математического програм-
мирования. Отсутствие упорядоченности графиков по-
требления приводит к излишней перегрузке источников
пароснабжения, необходимости резервирования мощнос-
ти, а значит, к перерасходу топлива и средств. Для
успешного использования математического программи-
рования с использованием ЭВМ необходимо обеспечить
в первую очередь надежную и подробную информацию
о характере потребления, потерях теплоты, что удобнее
всего выполнить на основе центральной диспетчериза-
ции. Кроме того, эту работу должны совместно прово-
дить энергетики и технологи.
В § 1-1 было показано, что различные отрасли про-
мышленности имеют четко выраженный характер по-
требления теплоты. Наиболее теплоемкие отрасли про-
мышленности— химическая, резино-техническая, нефте-
перерабатывающая, металлургическая — имеют в основ-
ном технологическое потребление. Наоборот, машино-
13
строительные предприятия больше потребляют теплоты
на санитарно-технические нужды, особенно в зимний
период, причем расход теплоты на производственно-тех-
нологические системы и горячее водоснабжение носит
круглогодовой, характер а потребление теплоты на ото-
пление, вентиляцию и кондиционирование — сезонный.
Годовые графики расхода теплоты на технологическое
потребление относительно равномерны, годовые графики
потребления теплоты на отопление, вентиляцию и кон-
диционирование более резко выражены, что связано с их
сезонностью потребления.
Месячные графики потребления теплоты, наоборот,
более резко выражены для технологического потребле-
ния и менее — для отопления, вентиляции и кондициони-
рования. Изменение графиков горячего водоснабжения
занимает среднее положение по сравнению с рассмот-
ренными выше.
Еще более резко выражены графики потребления
пара на технологические нужды в течение суток, что
связано прежде всего с характером и требованиями тех-
нологического процесса производства. Изменение суточ-
ных графиков потребления теплоты на горячее водоснаб-
жение также резко выражено, так как зависит от смен-
ности работы и объема производства по отдельным
сменам.
Наоборот, суточные графики потребления теплоты
на отопление, вентиляцию и кондиционирование отли-
чаются равномерностью.
В силу сказанного очень важным в настоящее время
является упорядочение графиков теплопотребления, в ре-
зультате чего резкую выраженность графиков можно
снизить, а значит, уменьшить пиковые перегрузки источ-
ника теплоснабжения.
1-3. КОТЕЛЬНЫЕ
Котельные подразделяются на следующие виды:
производственные — для технологического теплоснаб-
жения;
отопительно-производственные — для обеспечения
теплотой отопления, вентиляции, горячего водоснабже-
ния и технологического теплоснабжения;
отопительные — для обеспечения теплотой отопления,
вентиляции, горячего водоснабжения;
14
Местные—обслуживающие отдельные предприятий
теплопроизводительностью не более 35 МВт;
крупные центральные (районные) смешанного типа
(пароводогрейные) или чисто отопительные (в зависи-
мости от состава потребителей) теплопроизводитель-
ностью 116—465 МВт;
паровые — снабженные только паровыми котлами;
водогрейные —снабженные только водогрейными
котлами;
смешанные —снабженные паровыми и водогрейными
котлами, использующие в качестве основного топлива —
газообразное, жидкое и твердое;
первой категории — котельные, являющиеся единст-
венным источником теплоты и обеспечивающие потре-
бителей первой категории, нарушение теплоснабжения
которых связано с опасностью для жизни людей или со
значительным ущербом народному хозяйству (повреж-
дением технологического оборудования, массовым бра-
ком продукции);
второй категории — все остальные котельные;
закрытые с расположением всего оборудования внут-
ри здания;
полуоткрытые с расположением части оборудования
вне здания;
открытые, в которых закрывается только фронтовая
часть перед котлами.
Стремясь к централизации теплоснабжения, к котель-
ным обычно присоединяют как производственные объек-
ты, так и жилые районы. В связи с этим наиболее пер-
спективными являются крупные центральные и смешан-
ные отопительно-производственные котельные. Такие
котельные размещают в центре источника теплового
потребления, иногда рядом с массивом жилых домов,
поэтому для выполнения правил санитарно-технического
надзора за состоянием воздушного бассейна топливом
для них должны быть природный газ, малосернистый
мазут или высококачественные (сухие, малозольные и
с низким содержанием серы) сорта твердого топлива.
Строятся они закрытого или полуоткрытого типа в от-
дельно стоящем здании. Такие котельные снабжают па-
ром технологических потребителей в течение определен-
ного времени, а горячей водой на нужды отопления и
горячего водоснабжения — круглосуточно; снабжение
горячей водой промышленных предприятий на нужды
15
вентиляции, сантехники и технологического водоснабже-
ния чаще ограничено теми же сменами, когда поступает
пар.
Разобщенность промышленных предприятий, относи-
тельная быстрота ввода местных небольших котельных
в эксплуатацию, значительно меньшие затраты на строи-
тельство, окупающиеся в течение 3—5 лет, привели
к широкому распространению этих котельных в нашей
стране. Однако их экономичность меньше, расход топли-
ва больше, они менее автоматизированы, больше загряз-
няют окружающую среду, часто потребляют питьевую
воду, что делает их неперспективными и требует скорей-
шего ввода более эффективных и экономичных источни-
ков пароснабжения — крупных центральных котельных.
Проектирование и сооружение котельных ведутся
в соответствии с действующими правилами и норматив-
ными документами, утвержденными Госстроем СССР:
СНиП 11-35-76. Котельные установки.
При строительстве котельной объемно-планировочные
решения ее здания должны отвечать требованиям меж-
отраслевой унификации промышленных зданий с обяза-
тельным использованием унифицированных сборных
конструкций и деталей заводского изготовления.
Компоновка тепломеханического оборудования ко-
тельных зависит от принятой тепловой схемы и должна
удовлетворять следующим главным требованиям:
1) обеспечивать надежность и удобство эксплуатации
установленного оборудования;
2) обеспечивать минимальную протяженность трубо-
проводных коммуникаций и кабельных линий;
3) обеспечивать минимальные затраты на строитель-
ные конструкции здания и вспомогательные сооружения;
4) обеспечивать наряду с другими мероприятиями
технического порядка (автоматизацией, механизацией)
максимальное сокращение обслуживающего персонала;
5) обеспечивать минимальный расход металла на
газовоздухопроводы, опорные конструкции под оборудо-
вание;
6) удовлетворять требованиям техники безопасности,
санитарно-гигиеническим и противопожарным нормам;
7) иметь возможность расширять котельную, не на-
рушая эксплуатации действующего оборудования;
8) создавать условия удобства монтажа и демонтажа
теплотехнического оборудования.
Современные крупные центральные отопительно-про-
изводственные котельные смешанного типа имеют слож-
ные развернутые тепловые схемы. Разработка тепловой
схемы является важнейшим и ответственнейшим этапом
проектирования котельных. От правильного выбора и
расчета тепловой схемы зависят надежность эксплуата-
ции и повышение технико-экономических показателей
работы котельной. Составление тепловой схемы котель-
ных выполняется на основе расчета, который осуществ-
ляется после определения вида топлива, объема потреб-
ления пара и параметров пара на выходе,шз котельной.
Определить производительность и число котлов в ко-
тельной позволяют суточный график нагрузки и годовое
количество часов использования максимума потребления
пара, которое можно получить из выражения [1]
йо—8760 К3.сКз.г, (1-1)
где Кз.с — коэффициент заполнения суточного графика,
представляющий собой отношение среднесуточной часо-
вой тепловой нагрузки к максимальной; Кзг—коэффи-
циент заполнения кодового графика нагрузки, представ-
ляющий собой отношение среднесуточного потребления
теплоты в течение года к максимальному.
Для машиностроительной, легкой, пищевой промыш-
ленности при двух- и трехсменной работе К3.с=0,7-Д),8,
при односменной X3.c=0,45=0,55. Для теплоемких пред-
приятий (химическая, резинотехническая и другие отрас-
ли) /ф.с=0,9=0,96. Так как годовые графики технологи-
ческого потребления пара для всех отраслей промыш-
ленности имеют весьма неравномерное заполнение, то
/ф.г=0,57^-0,76.
Согласно данным [1] производственные котельные
с числом использования максимума йо>6000 ч имеют
К3.г=0,8-:-0,85; при йо^6000 ч Лз.г=0,6-Д),76. Отопи-
тельно-производственные котельные, у которых /i0~
~ 5000 ч, имеют К3.г=0,6=0,76, а при .йо<74500 ч Кзг=
= 0,57-ь-0,68.
Для тепловых схем отопительно-производственных
котельных необходимо учитывать сантехническую на-
грузку. В целом расчет ведется для четырех характер-
ных режимов работы котлов в течение года:
зимнего—шри расчетной температуре наружного
воздуха для проектирования отопления (расчетная теп-
лопроизводительность);
2—244 17
наиболее холодного месяца — при средней темпера-
туре этого месяца;
среднеотопительного — при средней температуре на-
ружного воздуха за отопительный период;
летнего, определяемого расходом теплоты на техно-
логические нужды и горячее водоснабжение.
Расчет тепловой схемы котельной разбивается на три
этапа [2]:
I этап—определение независимой мощности котлов,
определяемой только тепловым потреблением внешних
паротеплоприемников. Эта мощность определяется ис-
ходя из заданных тепловых нагрузок;
II этап — определение мощности котлов, необходи-
мой для покрытия расходов пара и теплоты на собствен-
ные нужды котельной. Эти расходы тепло 1Ы являются
функцией суммарной теплопроизводительности котельной
и сразу не могу; быть подсчитаны.
Поэтому предварительно задаются конечным значе-
нием суммарной теплопроизводительности котельной и
по нему рассчитывают расходы теплоты на собственные
нужды;
III этап — определение действительной (суммарной)
производительности котла. Расхождение с предваритель-
но принятым значением не должно превышать 3%.
В противном случае II этап расчета следует повторить,
приняв за исходное значение результаты первого про-
счета.
Расчет проводится параллельно для всех четырех ре-
жимов в табличной форме. Более подробные сведения
по расчету тепловых схем котельных можно получить
из [2, 3, 4].
При составлении тепловой схемы котельной проводят-
ся расчет и выбор всего необходимого оборудования,
участвующего в выработке теплоносителя заданных па-
раметров, и устанавливается взаимосвязь между элемен-
тами этого оборудования.
При выборе типа и количества котлов следует руко-
водствоваться следующим:
$©®ти не более шест ft;
2) ййз-тлы -должны ^станавли^эдм^жд-жиипя»
£ одинаковой производительностью;
3) .резервные котлы в 1котельных,-гЦр;дао.^.у>сданавл-и-
вать только в тех случаях, когда по условдяшт-ехиов®
18
Характеристика паровых котлов центральных котельных
Таблица 1-1
Показатель БКЗ-75-39 ФБ БКЗ-75-39 ГМ А К-. 0-40/14 IM 50-14/250
Камен- ный у. ОЛЬ Бурый уголь Фрезер- ный торф Газ Мазут Каменный уголь Бурый VI ОЛЬ Фрезерный торф Мазут М-100 Природ- ный газ
Паропроизводительтость, т/ч 75 75 с 0 50
Давление пара, МПа 4 4 1,4 1,4
Температура, °C:
перегретого пара 440 440 250 250
питательной боды 145 145 100 100
воздуха после воздухе- 200 317 387 187 235 335 17 5 178 207
подогревателя
уходящих газов 131 125 127 175 136 151 155 126
Теплонапряжение топочно- 131,1 129,9 138 216,9 214,0 156,6 176,3 197,2 291,2
го объема, 105 Вт/м3
Поверхность нагрева, м2:
пароперегревателя 720 620 520 380 "60 50 65
водяного экономайзера 810 940 750 К 170 602 678 1062
_ воздухоподогревателя СО 3620 3900 4200 2150 2437 96
bo
о
П родолжение табл. 1-1
Показатель БКЗ-75-39 ФБ БКЗ-75-39 ГМА К’0-40/14 ГМ-50-14/250
Камен- ный VI ОЛЬ Бурый уголь Фрезер- ный торф Газ j Мазхт Каменный VI ОЛЬ Бурый уголь Фрезерный торф Мазут М-100 Природ- ный газ
Габариты, мм:
отметка горизонтальной 20 900 15 000 17 670 12 500
оси барабана
высшая отметка котла 24 535 19 375 20 475 15 600
глубина по осям колонн И 120 9900 8890 С 778
ширина по осям колонн 7430 6810 6330 Е 930
Газовое сопротивление, 1 1,09 1,06 0,83 1,13 1,86 0,97 0,87
10-3 МПа
Коэффициент полезного 89,3 92,3 89,9 92,4 90,4 84^-91 91,0 92,0
действия котла (брут- то), %
Масса, т 644 — — 450 25 8
Примечание Везде указано абсолютное давление; способ сжигания топлива — факелоный; очистка от золы хвостовых
ьонвективных повепхностей нагрева производится дробью
вдщмроизводства перерыв в снабжении паром недопу-
дав®»'(для котельных первой категории);
4^. при мало изменяющейся 'Нагрузке предпочтен^
«ледует отдавать котлам с большой единичной произв<*
дительностью;
5) вид пара и его параметры на входе в паровую
4еть должны отвечать требованиям потребителей.
Котлы изготовляются согласно ГОСТ 3619-76 котло-
строительными заводами: паровые котлы рассматривае-
мой мощности -- Белгородским котельным заводом, во-
догрейные котлы--Барнаульским и Дорогобужским
котельными заводами.
Характеристики паровых котлов, устанавливаемых
в крупных центральных отопительно-производственных
котельных, приведены в табл. 1-1 [5].
Таблица 1-2
Характеристика паровых котлов для небольших котельных
Характеристика КЕ-2,5 КЕ-4 КЕ-6,5 КЕ-10
Паропроизводительность, т'ч 2.5 4,0 6,5 10
Рабочее давление пара, МПа 1.4
Водяной объем котла, м3 4,0 5,6 7,65 9,85
Тип водяного экономайзера ЭП2-94 ЭП2 142 ЭП2-236 ЭП2-330
Температура воды после экоио- 150 160 154 155
майзера. °C Воздухоподогреватели 1
поверхность нагрева, м2 140 233 300
температура горячего воз- духа. °C. 215 216 222 226
Температура уходящих га- зов, °C Габариты котла, мм 150 3520 160 157 159
длина (по обмуровке) 4340 5560 6340
ширина 2700 3250
высота 4000
Масса котельного металла, кг 5400 0530 8730 10 920
Общая масса металла, кг 0570 11 060 13 700 16 540
* При сжигании в котлах КЕ влажных бурых умей рекомендуется уста-
навливать воздухоподо!реват ели
В табл. 1-2 [6] приведена характеристика парового
котла типа КЕ для сжигания твердого топлива, разра-
ботанного ЦКТИ, Бийским котельным и Кусинским
машиностроительным заводами. Котлы типа КЕ при-
няты к серийному производству с 1977 г. [5] и предназ-
начены для установки в небольших производственных
котельных. Они, по-видимому, заменят со временем кот-
21
лы типа ДКВР, работающие на твердом топливе, так
как обладают следующими преимуществами:
коэффициент полезного действия таких котлов боль-
ше на 1—3%;
габариты и объем КЕ меньше на 20—50%;
при плотном экранировании расход обмуровочных
материалов меньше на 75%;
надежность системы уноса выше;
несколько меньше численность обслуживающего пер-
сонала, облегчен труд машинистов и кочегаров, так как
удаление шлака не требует больших физических усилий;
имеется возможность автоматизации процесса горе-
ния.
Котлы КЕ оборудованы для сжигания твердого топ-
лива топками типа ТЛЗМ (с моноблочной ленточной
цепной решеткой обратного хода и пневмомеханическими
забрасывателями).
На базе котлов типа КЕ ЦКТИ и заводами разра-
батываются многотопливные котлы для сжигания дре-
весных отходов и фрезерного торфа.
Разработка оптимальной развернутой тепловой схемы
котельной, с одной стороны, во многом предопределяет
уровень ее эксплуатации, так как последняя зависит от
эффективности установленного оборудования и его вза-
имной увязки, с другой стороны, уровень эксплуатации
котельных зависит от квалификации обслуживающего
персонала, ответственного за техническое состояние и
безопасную работу оборудования. Эксплуатационники
в первую очередь должны обеспечивать:
1) надежную, экономичную и безопасную работу
всего оборудования котельной;
2) разработку и внедрение норм удельных расходов
топлива и тепловой энергии;
3) выполнение мероприятий по экономии топлива,
тепловой и электрической энергии на собственные нуж-
ды потребления котельной;
4) техническую приемку вводимого в эксплуатацию
оборудования на своих участках;
5) ведение установленной технической документации,
устранение неполадок, неисправностей или нарушений
в режиме работы оборудования;
6) строгое выполнение планово-предупредительного
и капитального ремонтов оборудования на своих уча-
стках;
22
7) технический надзор за соблюдением правил без-
опасности и эксплуатационных инструкций;
8) контроль за состоянием измерительных приборов
и соответствие их показаний параметрам, предусмотрен-
ным режимными картами и инструкциями по обслужи-
ванию оборудования;
9) разработку производственных инструкций приме-
нительно к конкретным условиям содержания и эксплу-
атации установленного оборудования;
10) выполнение предписаний Госгортехнадзора и
Госэнергонадзора в установленные сроки;
11) периодическую проверку знаний работающего
персонала, а также его систематический инструктаж на
рабочих местах.
Важнейшим в эксплуатации паровых котельных яв-
ляется обеспечение заданных удельных расходов топлива
и стоимости отпускаемого пара.
Увеличение удельных расходов топлива вызывается
отсутствием постоянного контроля работы котлов и
котельной в целом по тепловым балансам, уменьшением
доли конденсата в питательной воде и снижением его
температуры, нарушением водоподготовки и продувки,
отклонением в режиме работы котлов (изменением на-
грузки и основных параметров), работой котлов на топ-
ливе, не соответствующем нормам эксплуатации.
Увеличение удельной стоимости отпускаемого пара
вызывается увеличением удельного расхода топлива,
использованием дорогостоящего топлива, перерасходом
пара и электроэнергии на собственные нужды котельной,
ростом потребления воды городского водопровода и
стоимости водоподготовки, перерасходом средств, от-
пускаемых на текущие и капитальные ремонты.
Тепловые балансовые испытания имеют целью полу-
чение полной увязки в котле всех элементов расхода
теплоты и всестороннее изучение работы котла с состав-
лением рабочих характеристик вспомогательного обору-
дования. Эти испытания должны проводиться строго по
плану, но не реже 1 раза в год. ;
При возвращении в паровую котельную 25% конден-
сата от объема отпускаемого котельной пара экономия
сжигаемого топлива составляет 2,5%, при 50—5%, при
75—7,5%.
Поэтому вопросу сбора конденсата надо уделять
должное внимание.
23
Водоподготовка должна проводиться на уровне тре-
бований для данного типа котлов. При этом выравни-
вание солевого баланса котловой воды следует осущест-
влять за счет продувки, но в процессе эксплуатации
наблюдается чрезмерное увеличение продувки, что при-
водит к неоправданным потерям теплоты и увеличению
стоимости водоподготовки. Значение непрерывной про-
дувки определяют расчетом, исходя из допустимых ще-
лочности и сухого остатка котловой воды. Из двух зна-
чений процента продувки по щелочности и сухому остат-
ку выбирают наибольший.
В процессе эксплуатации небольших паровых котель-
ных имеет место снижение давления пара по сравнению
с номинальным, например от 1,4 до 0,4 МПа. Объясня-
ется это некоторым снижением расхода электроэнергии
при использовании питательных насосов с электрическим
приводом, относительно низким давлением (0,1 —
0,3 МПа) потребляемого влажного насыщенного пара,
отсутствием редукционных клапанов.
Однако снижение давления приводит к увлажнению
поступающего в сеть пара, увеличению объема водопод-
готовки и некоторому увеличению расхода топлива, сни-
жению тепловой устойчивости паровой сети, а значит,
К нарушению стабильности пароснабжения потребите-
лей.
1-4. ПОЛУЧЕНИЕ В КОТЕЛЬНЫХ ПАРА ТРЕБУЕМЫХ ПАРАМЕТРОВ
Выбор давления и энтальпии пара на выходе из ко-
тельной определяется:
1) требованиями потребителей;
2) потерями теплоты в паровой сети;
3) типом котлов;
4) эксплуатационными условиями системы пароснаб-
жения.
В настоящее время промышленные предприятия по-
лучают перегретый пар от ТЭЦ, центральных котельных
и других источников в случае жестких требований по-
требителей. В остальных случаях используется влажный
насыщенный пар, применение которого не обеспечивает
стабильности параметров на входе к потребителям.
Объясняется это значительными потерями теплоты при
его транспорте и невозможностью компенсации их за
счет изменения энтальпии пара. Кроме того, отсутствует
четкий контроль степени сухости влажного насыщенного
24
пара в эксплуатационных условиях. Поэтому все более
ставится вопрос о применении в промышленности только
перегретого пара.
Для обеспечения надежной работы пароперегревате-
лей котлов местных котельных необходимо, чтобы пар
к ним поступал из сепарационных устройств как можно
более сухим и с минимальным содержанием примесей
во влаге.
Удовлетворить эти требования можно, обеспечивая:
1) снижение солесодержапия, щелочности и способ-
ности к ценообразованию котловой воды;
2) равномерность ввода пароводяной эмульсии по
длине барабана котла;
3) заданное паропапряжение зеркала испарения
в барабане и его парового пространства;
4) необходимый уровень эксплуатации сепарацион-
ных устройств;
5) увеличение высоты парового пространства в бара-
бане котла.
С увеличением солесодержапия, щелочности влаж-
ность пара на входе в пароперегреватель растет. То же
происходит при чрезмерном паронапряжении зеркала
испарения барабана и его парового пространства, так
как при этом пар выделяется в большом количестве, ско-
рость его растет, а значит, увеличивается унос капелек
воды с паром. При неравномерном вводе пароводяной
эмульсии в барабан котла зеркало испарения бурлит и
колеблется, что приводит к забросу в пар капель воды.
Сепарационные устройства котла рассчитаны на его
определенную производительность. При резком увеличе-
нии производительности (более 25% номинальной) се-
парационные устройства не справляются со своей зада-
чей и влажность пара повышается. Кроме того, перио-
дически надо осматривать состояние сепарационных
устройств, так как их нарушение вызывает увеличение
влажности. Практика показывает, что' при высоте па-
рового пространства в барабане котла более 600 мм пар
из него выходит со степенью сухости около 0,98. Сле-
довательно, в процессе эксплуатации котлов надо вни-
мательно следить за уровнем воды в барабане и iijj до-
пускать его превышения.
Решающее значение из всех вышеперечисленных фак-
торов играет качество котловой воды, которое .зависит
от водоподготовки и водяного режима котла.
25
Согласно СНиП 11-35-76 и Правилам устройства и
безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов,
утвержденным Госгортехнадзором СССР, показатели
качества исходной -воды для питания котлов необходимо
выбирать на основании анализов, выполненных в соот-
ветствии с ГОСТ 17.1.03-77 «Источники централизован-
ного хозяйственно-питьевого водоснабжения. Правила
выбора и оценки качества».
Показатели качества пара и питательной воды паро-
вых котлов должны соответствовать ГОСТ 20995-75
«Котлы паровые стационарные давлением до 4 МПа. По-
казатели качества питательной воды и пара».
Согласно СНиП 11-35-76 требования к качеству кот-
ловой (продувочной) воды паровых котлов по общему
солесодержанию (сухому остатку) следует принимать
по данным заводов — изготовителей котлов.
На основании этого же документа допускаемое зна-
чение относительной щелочности котловой воды паровых
котлов надо устанавливать в соответствии с [7].
Значения щелочности котловой воды ПО' фенолфталеи-
ну в чистом отсеке котлов со ступенчатым испарением и
в котлах без ступенчатого испарения следует принимать
более 50 мкг-экв/л при конденсатно-дистиллятном пита-
нии и более 500 мкг-экв/л—при питании котлов с до-
бавкой умягченной воды.
Наибольшее значение щелочности котловой воды не
нормируется.
На основании СНиП 11-35-76 при использовании воды
поверхностных источников водоснабжения надлежит пре-
дусматривать осветление воды (фильтрацию и коагу-
ляцию). При этом дозы реагентов надо принимать в со-
ответствии со строительными нормами и правилами по
проектированию наружных сетей и сооружений водо-
снабжения.
Согласно [7] при производительности котлов более
0,195 кг/с следует применять докотловую обработку пи-
тательной воды. При этом необходимо учитывать пока- *
затели качества пара и питательной волы в соответствии
с ГОСТ 20995-75 «Котлы паровые стационарные давле-
нием до 4 МПа. Показатели качества питательной воды
и пара». Докотловая обработка воды должна предусмат- ''
риваться для паровых котлов, имеющих экранные по-
верхности нагрева и пароперегреватели, независимо от
варопроизводительпости и давления, а также для котлов,
26
использующих высококалорийное топливо--природным
1 аз, мазут — вис зависимости ог их экранирования.
В табл. 1-3 [8] представлены нормы, составленные
па основании многолетнего опыта эксплуатации обору-
дования и сетей и базирующиеся на данных Гоегортех-
Таблица 1-3
Нормы качества питательной воды для паровых котлов
при докотловой обработке воды
Тип котлов Жесткость общая, мг-экв/кг Растворенный кисло- род, МГ/К1 Содержание желе- । за, мг/кг , Содержание масла, | МГ/КГ
Для котлов без 1 экономайзеров или с чугун- ными эконо- майзерами 1 Для котлов | со стальными экономайзера- ми
Газотрубные и жаро трубные 0,03—0,5 Не нор- мируется — — —
Чугунные секционные 0,3 Не нор- мируется — —
Водотрубные неэкрапи- эованнью при давлении ченее 1,4 МПа 0,03 о,1 0,03 0,2 5.0
Водотрубные экрани- зовапнго при давлении менее 1,4 МПа 0,03 0,1 0,03 0,2 5,0
Водотрубные с газома- зутпыми топками при давлении менее 1.4 МПа 0,0‘> 0.1 0,03 0,2 5,0
Водотрубные с естест- венной циркуляцией при давлении менее 4,0 МПа '0,01 0,(3 0,03 0,05 10,0
Примечания. I. Свободная углекислота в питательной воде должна
отсутствовать. При наличии свободной углекислоты применяют рециркуляцию
котловой воды в пит.।тельный бак или подщелачивание питательной воды.
2. Жесткость питательной воды для газотрубных и жаротрубных котлов:
нижний предел 0,5 мг-экв(кг--для котлов, работающих на твердом Топливе,
верхний предел 0,03 мгэкв/кг —для котлов, работающих на газе и мазуте.
надзора, ЦКТИ, ВТИ, МОЦК.ТИ, Центроэнергочермета
ина основе ряда выпущенных Госстроем СНиП. Расчет-
ный сухой опаток котловой (продувочной) воды при-
нимается в зависимости от типа сепарационных
устройств, выбираемых с учетом качества питательной
27
воды и допускаемой продувки котла. Для двухбарабап-
ных котлов он должен быть, mi/л, при использовании:
механических внутрибарабанных сепарационных устройств . . 3000
внутрибарабанных циклонов......................... 4000
двухступенчатого испарения и внутрибарабанных сепарационных
устройств ......................................... 6000
выносных циклонов и двухступенчатого испарения . . . .10 000
Паровые котлы, снабженные пароперегревателями,
должны иметь двухступенчатую схему испарения, рас-
считанную на питательную воду с солесодержанием
200—350 мг/кг, причем в большинстве котлов 11-образ-
ной компоновки чистый отсек первой ступени оборуду-
ется внутренними циклонами, а вторая ступень испаре-
ния выполняется в виде выносных циклонов. В котлах
Е-25-24 ГМ и Е-25-11 ГМ предусмотрена трехступенчатая
схема испарения. Первая и вторая ступени испарения
размещены в верхнем барабане, третья ступень вынесе-
на в выносные циклоны.
С увеличением солесодержапия котловой воды сверх
некоторого критического значения, которое зависит от
физических свойств солей и конструктивных особенностей
подвода пароводяной эмульсии, наблюдается процесс
ценообразования, который способствует увлажнению
пара.
Высота слоя пены возрастает с увеличением удельной
нагрузки зеркала испарения и качества и количества
солей в котловой воде. Особое влияние на устойчивость
пены .оказывает щелочность котловой воды. Все это
говорит о строжайшем соблюдении водного режима кот-
ла для обеспечения высокой степени сухости пара.
На стабилизацию водного режима работы котла важ-
ное значение оказывает продувка. Ее следует осуществ-
лять в часы минимальной нагрузки котла при понижен-
ном давлении. Во избежание утечки воды перед
продувкой следует набрать в котел воду до верхнего
предельного уровня.
Продувка котлов по сухому остатку, %, определяется
следующим образом:
„ _ Зр.П^к' 160 / 1 Q.
' 3КВ-5О.ВЛК»
где Лк — суммарные потери пара и конденсата в долях
паропроизводительности котельной; S0.B— сухой остаток
обработанной воды, мг/кг; 5К.В — сухой остаток котло-
вой воды для принятого в проекте типа котла, мг/кг
28
(принимают по паспортным или эксплуатационным дан-
ным) .
Расчетные значения продувки для котлов с давлением
менее 1,4; 1,4—2,0; 2,0—4,0 МПа не должны превышать
соответственно 10, 7, 5% паронроизводигельности кот-
лов. Определение продувки ведется для режима макси-
мальных потерь пара и конденсата, выраженных
в процентах паропроизводитсльности коюлыюй. Для
снижения продувки котлов можно устанавливать внутри-
барабанные циклоны, применять ступенчатое испарение
с выносными циклонами, органи-
зовывать водоподготовку, обес-
печивающую снижение солесо-
держания.
Если продувка составляет бо-
лее 2% паропроизводительности
котельной, предусматривается не-
прерывная продувка. Однако для
удаления шлама из нижних то-
чек котлов даже при непрерыв-
ной продувке следует один раз
в смену осуществлять периодиче-
скую продувку. Непрерывную
продувку в котельных низко-
го и среднего давлений выпол-
няют по одноступенчатой схеме
(рис. 1-1). Отсепарированный в
Рис. 1-1. Одноступенча-
тая схема непрерывной
продувки котла.
1 — котел; 2 — линия не-
прерывной продувки / —
рас1Вирит?ль продх ночной
воды, 4 — теплообменник
непрерывной продувки,
расширителе пар ис-
пользуется для cooci венных п\жд котельной (направля-
ется в термический деаэратор). Теплота огсепарирован-
ной в расширителе воды используется в теплообменнике
для подогрева сырой воды, поступающей на водоподго-
товительную установку. Охлажденная при этом отсепа-
рированная вода (до 40°С) сбрасывается затем через
барботер в канализацию.
Получение перегретого пара в котлах осуществляется
за счет пароперегревателей. Расположение их в зоне
высоких температур котла позволяет уменьшить поверх-
ность нагрева пароперегревателя и получить более ста-
бильную характеристику его работы — зависимость из-
менения температуры пара от нагрузки котла. Однако
такое их расположение приводит к возможности выхода
из строя отдельных трубок пароперегревателя при нару-
шении режима эксплуатации. Дело в том, что условия
внутреннего охлаждения стенки трубок пароперегрева-
29
геля значительно хуже, чем у других элементов котла,
так как температура в пароперегревателе выше, а зна-
чения коэффициентов теплоотдачи от стенки к перегре-
тому пару а меньше, чем к воде или влажному пару, и
находятся в пределах 950—2200 Вт/(м2-К). Для под-
держания значения а на должном уровне следует при-
нимать скорость пара в трубках пароперегревателя не
менее 25 м/с и, самое главное, не давать возможности
образовываться отложениям на их внутренней поверх-
ности. Однако скорость пара при давлении по паропере-
гревателю не должна вызывать превышения его гидрав-
лического сопротивления больше 10% рабочего давления.
При образовании отложений на внешней поверхности
нагрева пароперегревателей снижается степень перегре-
ва пара, возрастает гидравлическое сопротивление паро-
перегревателя и усложняется его эксплуатация.
Причинами, нарушающими нормальную работу паро-
перегревателей, являются:
1) образование отложений на внутренней и внешней
поверхностях пароперегревателей;
2) резкое увеличение нагрузки котла;
3) снижение температуры питательной воды;
4) нарушение равномерности распределения пара по
трубкам пароперегревателя;
5) переход работы котла с одного вида топлива на
другой;
6) неравномерность потока газов между змеевиками
пароперегревателя.
Увеличение отложений на внутренней поверхности
нагрева пароперегревателей зависит от влажности пара
и ухудшения качества котловой воды.
Независимо от этих причин не реже 1 раза в год
надо осуществлять индивидуальную и общую промывки
змеевиков пароперегревателя. Индивидуальную промыв-
ку можно проводить при наличии лючков в коллекторе
пароперегревателя. В остальных случаях проводится
только общая промывка. Схема общей промывки паро-
перегревателя представлена на рис. 1-2. Она проводится
в следующей последовательности. Пароперегреватель
заполняется конденсатом или питательной водой с тем-
пературой 80—90°С и выдерживается в течение 2—2,5 ч.
Затем в течение 15—20 мин прокачивают промывочную
воду, открыв вентиль 8, в направлении коллектора пере-
гретого пара — змеевики пароперегревателя — коллектор
30
насыщенного пара — барабан котла со сбросом в дре-
наж по трубопроводу периодической продувки. Одно-
временно контролируют солес-одержание или щелочность
промывочной воды, отбирая пробу через штуцер 2. Про-
мывка считается законченной после того', как щелочность
или солесодержание промывочной воды будут одинаковы.
Образование отложений на внешней поверхности на-
грева пароперегревателей зависит от вида топлива, спо-
Рис. 1-2. Схема промывки пароперегревателя.
1 — барабан котла; 2 — отбор проб насыщенного пара (промывочной воды)
через штуцер; 3 — коллектор насыщенного пара; 4 — змеевики пароперегрева-
теля; 5 — коллектор перегретого пара; 6 — главный паровой вентиль; 7 — вен-
тили продувки пароперегревателя; 8 — вентиль на трубопроводе промывоч-
ной воды; 9 — заглушка (устанавливается после промывки перед пуском
котла).
соба и качества его сжигания, скорости движения газов
в районе пароперегревателя, состава продуктов сгора-
ния, температурного режима работы пароперегревателя.
Сжигание природного газа практически не дает от-
ложений. Сжигание мазута в зависимости от его марки
приводит к образованию связанных отложений, образу-
ющихся в основном на лобовой части трубок паропере-
гревателя, которые непрерывно растут и могут вызывать
коррозию металла трубок, если мазут содержит серу.
При сжигании твердого топлива в зависимости от его
марки и способа сжигания могут образовываться не
только связанные отложения, ио и сыпучие. Последние
уменьшаются с увеличением скорости движения газов.
Для удаления отложений применяют обдувку с по-
31
мощью аппаратов Ильмарине или ручным способом.
В аппаратах используется пар или сжатый воздух дав-
лением до 4 МПа. Применяется как перегретый, так и
влажный насыщенный пар. Ручная обдувка осуществля-
ется с помощью гибкого шланга сжатым воздухом дав-
лением не ниже 0,5—0,6 ЛАПа и только' после установки
обдувочной пики в газоход. Обдувку обычно проводят
1—2 раза в сутки в зависимости от типа и толщины
отложений.
Резкое увеличение нагрузки котла приводит к зна-
чительному повышению температуры газов в районе
пароперегревателя, что может вызвать перегрев поверх-
ности нагрева, особенно при наличии отложений на
внутренней части трубок.
Понижение температуры питательной воды вызывает
повышение температуры перегретого пара, так как для
получения нормальной паропроизводительности котла
в этом случае приходиться сжигать больше топлива.
При нарушении равномерности потока пара по от-
дельным трубкам пароперегревателя в трубках, по кото-
рым поток пара уменьшен, создаются условия перегрева
их наружной поверхности нагрева. Равномерность рас-
пределения пара по трубкам пароперегревателя дости-
гается выбором рациональной схемы подвода пара
к коллекторам и соответствующими скоростями пара
в коллекторах и змеевиках.
При переходе котла годного вида топлива на другой
(с твердого на газообразное) или с одного сорта па дру-
гой (например, более высококачественное) создаются
условия, позволяющие получить большую производи-
тельность котла, по при этом повышаются температура
газа и его скорость в районе пароперегревателя, что
приводит к перегреву поверхности нагрева.
Нарушение работы пароперегревателя может про-
изойти при уменьшении давления пара более чем па
10% давления пара в котле, вследствие чего возникает
опасный перегрев его трубок из-за уменьшения количе-
ства пара, проходящего по пароперегревателю за счет
уменьшения его плотности. Загрязнение трубок экрана
приводит к увеличению температуры газов на выходе
из топки.
Опыт эксплуатации пароперегревателей показывает,
что повышению их надежности способствуют следующие
мероприятия:
32
1) обеспечение систематического контроля качества
котловой воды, насыщенного и перегретого пара, про-
мывки пароперегревателя;
2) ликвидация газовых коридоров, приводящих к пе-
регреву крайних змеевиков, расположенных в коридоре,
путем закладки газовых коридоров огнеупорным кирпи-
чом или торкретом;
3) систематическая проверка состояния подвесок и
межтруб'ных гребенок при остановке котла;
4) проверка состояния сепараторов в случае ухудше-
ния качества пара при удовлетворительном качестве
котловой воды;
5) проверка наружного диаметра труб змеевиков
пароперегревателя перед коллектором перегретого пара
при профилактических осмотрах котла;
6) жесткий контроль за температурой перегретого
пара (не допускается ее увеличение больше расчетной);
7) ликвидация температурной разверки змеевиков по
ширине газохода;
8) выпаривание воды из змеевиков при остановке
котла и отрицательных температурах в помещении ко-
тельной;
9) контроль за расходом пара (не допускается рез-
кое увеличение расхода насыщенного пара);
ГО) контроль за уровнем воды в котле (не допускает-
ся превышение верхнего допустимого уровня воды
в котле и увеличение расхода пара);
11) обеспечение заданного режима сжигания топлива;
12) контроль за давлением перегретого пара (не
допускается резкое снижение давления перегретого па-
ра по сравнению с давлением насыщения в котле).
1-5. ПАРОВЫЕ СЕТИ
Паровые сети промышленных предприятий состоят
из трубопроводов, тепловой изоляции, запорной и регу-
лировочной арматуры, компенсаторов тепловых удлине-
ний, дренажных и воздухоспускных устройств, подвиж-
ных и неподвижных опор, камер обслуживания и строи-
тельных конструкций.
В настоящее время паровые сети выполняются боль-
шей частью двухтрубными, состоящими из паропровода
и конденсатопровода.
Схема паровой сети определяется расположением
источника пароснабжения среди потребителей, характе-
3—244 33
ром потребления и практическими условиями прокладки.
Различают радиальные и кольцевые паровые сети.
Кольцевание сетей значительно их удорожает, по повы-
шает надежность пароснабжения. Кольцевание промыш-
ленных паровых сетей иногда является обязательным
при снабжении паром потребителей, не терпящих пере-
рывов в подаче пара, например для технологических
нужд. Кольцевание может быть заменено1 дублировани-
ем, т. с. прокладкой параллельно двух паропроводов.
В отдельных случаях при соответствующих обоснова-
ниях иа промышленных предприятиях предусматри-
вается резервирование паровых сетей для последующе-
ю расширения предприятия или отдельных потреби-
телей.
Трасса паровых сетей ИО' территории промышленных
предприятий выбирается вдоль проездов между цехами,
причем принимается во внимание возможность совмест-
ной их прокладки с технологическими трубопроводами и
элементами электроснабжения. Допускается прокладка
паропроводов внутри производственных зданий, если для
этого не требуется усиления конструктивных элементов,
не будет наблюдаться ухудшения освещенности и если
этому не препятствует расположение технологического
оборудования.
От источника пароснабжения, расположенного вне
промышленного предприятия, паровые сети обычно про-
кладывают совместно с тепловыми (горячая вода).
Следует выбирать такое расположение трассы паро-
провода, которое обеспечивает наименьшую протяжен-
ность и меньший объем работ по его прокладке.
Для возможности опорожнения трубопроводов и дре-
нажа они должны прокладываться с уклоном. Для па-
ровых сетей минимальный уклон равен 0,002 при на-
правлении уклона по ходу пара и 0,01 - против хода.
Секционирование (разделение паровой сети на от-
дельные отключаемые участки с пезремычками) паровых
сетей производится редко, только там, где необходимо
обеспечить бесперебойное пароспабжение.
Согласно СНиП 11-36-73 трассировка тепловых сетей
на площадках предприятий должна предусматриваться
вне проезжей части дорог в специально отведенных тех-
нических полосах, совмещенных с трассами технологи-
ческих трубопроводов. При этом трассы тепловых сетей
при надземной прокладке нс должны совмещаться
34
с трассами тепловых сетей при их подземной прокладке
(в непроходных каналах и бесканальной).
В настоящее время по площадкам промышленных
предприятий паропроводы устанавливают надземными и
подземными методами. Встречается также комбиниро-
вание надземной и подземной прокладок. При подземной
прокладке паропровода он укладывается в непроходных
каналах, полупроходных, в общих коллекторах совмест-
но с инженерными коммуникациями и в проходных ка-
налах. При надземной прокладке паропроводы монтиру-
ются на низких, высоких и на подвесных опорах вдоль
стен зданий. В отдельных случаях на эстакаде совместно
с паропроводом укладываются различные инженерные
коммуникации и кабели электроснабжения.
В последние годы были разработаны новые способы
прокладки паропроводов, например совмещенные [9, 10J,
в открытых лотках [HJ. Стали больше использоваться
надземные виды прокладки (согласно СНиП П-36-73).
Выбор типа прокладки паропроводов производится
с учетом ее стоимости, удобства надзора за состоянием
сети, возможности осуществления ремонта, района рас-
положения сети, наличия и количества подземных и ин-
женерных коммуникаций, дорог, а также требований
промышленной эстетики. При этом следует учитывать
следующие соображения. Стоимость сооружения подзем-
ных каналов очень велика, особенно это касается про-
ходных или полупроходных каналов. Однако эти каналы
по всем остальным показателям наиболее целесообразны
при диаметрах паропроводов 400—500 мм и более. Не-
проходные каналы также дороги, к тому же недоступны
для постоянного контроля за состоянием паропроводов.
В последние годы разработаны и прошли опытно-про-
мышленную проверку бесканальные способы прокладки
различных конструкций: в армопенобетопс, в битумпер-
литной изоляции, в асфальтоизоле и др. Эги способы
еще далеко не совершенны и требуют дальнейшей до-
работки и используются пока еще очень ограниченно и
в основном для теплопроводов.
Широко распространен воздушный способ прокладки
паропроводов на эстакадах, однако стоимость его боль-
шая—.-b 2—3 раза выше стоимости прокладки в непро-
ходных каналах. Наиболее дешевым способом прокладки
паропроводов является воздушный на низких опорах.
При этом обеспечивается постоянный контроль за со-
3*
35
стоянием паропровода. Однако широкому использова-
нию этого способа препятствуют неудобства для движения
транспорта и людей, а также соображения промышлен-
ной эстетики. Последнее также относится к прокладке
паропроводов на подвесных опорах вдоль стен промыш-
ленных зданий. Несколько более дорогим видом про-
кладки, но устраняющим недостатки надземного спосо-
ба прокладки на низких опорах, является укладка па-
ропровода в открытых лотках на скользящих опорах,
Рис. 1-3. Конструкция для прокладки теплопроводов в открытом
лотке.
1— стальная труба; 2 — антикоррозийное покрытие, тепловая изоляция, по-
кровный слой из алюминия, 3 — скользящая опора; 4 — опорная подушка;
5 — бетонная подготовка, б — лоток для стока воды; 7 — бетонный борт или
бортовой камень, 8 — щебень, утрамбованный грунт, обработанный цемент-
ным раствором; 9 — железобетонная плита.
опирающихся на бетонные подушки. Такая конструкция
прокладки, разработанная Гипроив [11], представлена
на рис. 1-3. Продольный профиль трубопроводов выби-
рается из условия, чтобы отметка верха тепловой изо-
ляции достигала или была несколько ниже отметки уров-
ня земли. Это дает возможность уменьшить объем зем-
ляных работ, а также удалить трубопроводы от уровня
грунтовых вод и подземных инженерных коммуникаций.
Сверху лоток снабжен специальным бортиком, который
препятствует попаданию в лоток дождевой воды. Отко-
сы лотка выкладываются железобетонной плиткой
TCII-1. На дне лотка устраиваются дренажные канавки
из асбоцементных труб для сбора ливпиевых вод.
На рис. 1-4 представлена схема пересечения лотка
с автомобильной дорогой. Поверх лотка предусматрива-
ется мостик из железобетонных плит.
В открытых лотках совместно с паропроводами мож-
но прокладывать теплопроводы, электрические кабели,
технологические и другие трубопроводы.
36
По данным Гипроив [11] стоимость строительной
части внутриплощадных тепловых сетей, проложенных
в открытых лотках, ниже стоимости прокладки в под-
земных непроходных каналах в 4 раза и ниже стоимости
строительной части внутриплощадных тепловых сетей,
проложенных на высоких опорах, в 2,5 раза.
Кроме низкой стоимости этот метод прокладки обес-
печивает доступность осмотра и ремонта трубопроводов,
удобство пересечения с дорогами и другими инженерны-
Рис. 1-4. Схема пересечения лотка с автодорогой
1 — асфальтовое покрытие автодороги; 2 — железобетонное основание авто-
дороги; 3 — железобетонная плита; 4—монолитные опоры; 5 — железобетон-
ная плита; 6 — бетонный борт или бортовой камень; / --бетонная подготов-
ка; 8 — лоток стока воды; 9 — щебень, утрамбованный грунт, обработанный
цементным раствором.
ми коммуникациями, гарантирует от затопления грунто-
выми водами, уменьшает потери теплоты по сравнению
с надземными прокладками.
Этот тип прокладки Гипроив начал применять в про-
ектах предприятий химических волокон — Рязанского
комбината химических волокон, Ленинградского завода
искусственного волокна и др.
В настоящее время общее число различных по назна-
чению сетей достигает 200 видов [1] и есть все основания
ожидать дальнейшего их увеличения. Уменьшения шири-
ны незастроенных коридоров для прокладки инженерных
сетей можно достигнуть, применяя способ совмещенной
прокладки. Опыт строительства и эксплуатации совме-
щенных инженерных сетей показывает следующие их
преимущества: сокращается площадь застройки, значи-
тельно уменьшаются капитальные вложения в строитель-
ство, экономятся строительные материалы, резко улуч-
37
шается и упрощается эксплуатация сетей, увеличиваются
надежность и срок их службы.
Такой вид прокладки можно осуществлять как для
надземных проходных и непроходных эстакад, так и для
подземных проходных каналов и туннелей.
Наиболее целесообразным следует признать совме-
щенный способ прокладки инженерных сетей на надзем-
ных проходных эстакадах. При этом значительно сокра-
щаются денежные и материальные затраты при произ-
водстве строительно-монтажных работ и устраняются
недостатки подземных прокладок.
Основными недостатками сооружения традиционных
конструкций паровых сетей являются их малая инду-
стриальность, сложность транспортировки отдельных
элементов, большое количество соединений, компенсато-
ров, камер и других, значительный процент ручного тру-
да при осуществлении тепловой изоляции и монтажа.
Для устранения указанных недостатков в настоящее
время стали применять теплопроводы, частично изготов-
ленные в заводских условиях, сочетающие в комплексе
трубопровод, транспортирующий теплоноситель, тепло-
изоляционную конструкцию и противокоррозийную за-
щиту.
Внимание также заслуживает так называемая ка-
бельная конструкция тепловых сетей, разработанная
в ФРГ [11]. Такие теплопроводы подобно электрическим
кабелям изготавливают в заводских условиях и уклады-
вают непосредственно в грунт без предварительной под-
готовки.
На рис. 1-5 показана схема конструкции кабельного
теплопровода. Он представляет многослойную конструк-
цию, состоящую из соединенных воедино элементов. Для
повышения механической прочности трубопровод и за-
щитная оболочка выполняются гофрированными, что
позволяет при относительно небольшой толщине стенок
(0,75—1,0 мм) иметь давление теплоносителя до
1,6 МПа. Одновременно такой теплопровод обладает зна-
чительной гибкостью, позволяющей навивать его на ка-
тушку-барабан, что создает транспортабельность и удоб-
ство укладки трубопровода в траншеи. Высокая эффек-
тивность теплоизоляционного слоя, выполненного из
полимеров, а также полная герметичность гидроизоля-
ционного покрытия обеспечивают по данным фирмы
«Кабельметалл» [11] стабильность тепловых потерь
38
в течение 30-летнего периода эксплуатации. Утечки теп-
лоты в окружающую среду не превышают 50% норми-
руемых потерь, что обеспечивает быструю окупаемость
тепловой сети.
В теплокабель заложен трехжильный сигнальный
провод для осуществления дистанционного контроля.
Сигнальный провод состоит из собственно сигнальной
жилы, изолированной бумагой, и двух дополнительных
жил, изолированных терлоном. На тепловой станции
Рис. 1-5. Конструктивная схема кабельного теплопровода.
/ - тонкостенный трубопровод 2— тепловая изоляция, 3- защитная обо-
лочка; 4 — гидроизоляция; 5 — линия контроля и управления системы тепло-
снабжения.
сигнальный провод подсоединяется к центральному из-
мерительному прибору, дающему сведения о поврежде-
ниях на тепловой трассе. На самой трассе в заранее
выбранных местах устанавливаются контрольные прибо-
ры. При повреждении тепловой сети и появлении влаги
на стенках кабеля (гибкого трубопровода) сопротивле-
ние изоляции снижается. Если сопротивление становится
ниже регламентируемого, то на табло контрольного при-
бора зажигается красный светящийся диод, указывая на
повреждение. Одновременно сигнал (в виде сирены)
о повреждении на трассе тепловой сети поступает к цен-
тральному прибору.
39
Кабельные теплопроводы можно укладывать без соо-
ружения компенсаторов, так как температурные удли-
нения воспринимаются гофрами на всем протяжении
трассы, что снимает концентрацию напряжений на от-
дельных ее участках. В свою очередь этим облегчается
конструкция сетевых сооружений, упрощается подключе-
ние трассы к потребителям.
Трасса кабельных сетей может прокладываться по
кратчайшему расстоянию без привязки к транспортным
магистралям и пешеходным внутриквартальным путям.
Одновременно с теплопроводами фирма «Кабельме-
талл--> организовала производство мобильных теплофи-
кационных камер, которые обеспечивают относитель-
но простую и надежную их стыковку с трубопрово-
дами.
Существенными недостатками такой конструкции
теплопроводов надо считать ограниченный сортамент
продукции (диаметр труб не превышает 147 мм) и уве-
личение гидравлического сопротивления за счет гофри-
рованной внутренней поверхности теплокабеля. В на-
стоящее время стоимость такого теплокабеля на 60—
80% выше стоимости теплопроводов традиционных про-
кладок. Однако сроки ввода в эксплуатацию теплокабе-
ля короче в 10—-25 раз, при этом резко сокращается
ручной труд. Пока они применяются только в качестве
разводящих теплопроводов. Однако можно предполо-
жить, что указанный способ укладки высокоиндустриаль-
ных конструкций паровых сетей, полностью изготовлен-
ных в заводских условиях, будет в дальнейшем расши-
ряться.
Паропроводы, по которым транспортируется пар дав-
лением более 0.17 МПа, должны соответствовать тре-
бованиям Правил устройства и безопасности эксплуата-
ции трубопроводов пара и горячей воды, утвержденных
Госгортехнадзором. Требования Госгортехнадзора не
распространяются на:
1) трубопроводы первой категории с наружным диа-
метром менее 51 мм и прочих категорий с диаметром
менее 76 мм;
2) трубопроводы сливные, продувочные и выхлопные;
3) трубопроводы со сроком службы до одного года.
Для сооружения паровых сетей промышленных пред-
приятий применяются стальные бесшовные трубы (избы-
точное давление более 1,6 МПа, температура теплоно-
40
сителя выше 250°С), при более низких параметрах napd
допускается применение сварных труб.
Стальные трубы изготовляются из так называемой
спокойной стали следующих марок: Ст2, СтЗ, сталей
10, 20, 10Г2С1, 15ГС, 16ГС с учетом соответствующих
допускаемых напряжений.
При диаметрах до 400 мм включительно применяются
бесшовные горячекатаные трубы, при диаметрах более
400 мм — электросварные с продольным швом и элект-
росварные со спиральным швом. Минимальная толщина
стенок бесшовных труб изменяется от 2 мм при d7=
=15 мм до 9 мм при dy=400 мм. Тип труб, марка стали
и толщина стенки выбираются в зависимости от услов-
ного давления и рабочей температуры пара. Для темпе-
ратуры теплоносителя до 200°С значение условного дав-
ления принимается равным рабочему давлению.
При заказе труб следует оговаривать следующие
требования:
Таблица 1-4
Сортамент стальных труб со саарным швом (ГОСТ 10704-63)
на условное давление 0,98 М 1а
Условный проход dy, мм Размеры трубы мм Масса 1 м трубы. К1 Условный проход d , мм Размеры трубы мм Масса 1 м трубы, кг
15 18X2 0,8 80 89X2 4,3
20 25X2 1,1 400 426X7 72,3
25 32X2 1 ,5 500 530X7 90,1
32 38X2 1 ,8 600 630X7 107,5
50 57X2,7 2,7 700 720X8 140,5
1) при толщине стенки 3 мм и более — наличие ско-
шенной кромки на торце, угол скоса фаски должен при-
ниматься по МВН 256-63;
2) 100%-ный контроль неразрушающими методами
сварных швов электросварных труб на заводе — изгото-
вителе труб;
3) гидравлическое испытание заводом-изготовителем
каждой трубы в соответствии ГОСТ и ТУ;
4) мартеновский способ выплавки сталей марок
Ст2СП и СтЗСП группы А (ГОСТ 380-71) и сталей по
ГОСТ 5781-75.
В табл. 1-4 [12] представлен сортамент стальных
труб для трубопроводов со сварным швом, в табл. 1-5
41
[12] сортамент бесшовных труб для трубопроводов дав-
лением р—3.93 МПа.
В 'системе пароснабжения широко попользуется ар-
матура четырех классов: запорная, регулирующая, пре-
дохранительная и контрольная.
Таблица 1-5
Сортамент бесшовных труб
Условный про- ход d , мм Размеры тру- бы Ь><5, мм Масса трубы М, кг ГОСТ, МРТУ
10 14X2 0,6 ГОСТ 8734-68,
15 18X2 0,8 стали 2СГ1, 10, 20
20 25X2 1,1
25 32X2 1,5
32 38X2 1,8 МРТУ 14-4-21-67,
50 57X3,5 4,6 сталь 20
80 89X3,5 7,4 ГОСТ 8732-68,
100 108X4 10,3 стали 10 и 20
125 133X4 12,7
150 159X4,5 17,2
200 219X7 36,6 МРТУ 14-4-21-67,
250 273X8 52,3 сталь 20
300 325X8 62,5
350 377ХЮ 90,5
400 426XU 112,6
К запорной арматуре относятся задвижки, вентили
и обратные клапаны, к регулирующей - регулирующие
вентили, клапаны, РОУ (редукционно-охладительные
установки). Следует отметить, что регулирующая арма-
тура в качестве запорной служить не может. Для
паровой арматуры типично сочетание регулирования
с дросселированием, поэтому регулирующую арматуру
правильнее классифицировать как дросселыю-регули-
рующую.
к контрольной арматуре относятся пробно-спускные
краны, указатели уровня.
При подземной прокладке трубопроводов не допуска-
ется применение арматуры из ковкого чугуна. Стальную
арматуру применяют вместо чугунной, если по местным
условиям применение чугунной арматуры не допуска-
ется (наличие боковых усилий, при надземной проклад-
ко при наружной температуре ниже допускаемой для
чугуна).
42
Вентили
Таблица 1 6
Тип вентиля Диаметр у словный, мм Строитель- ная дли- на, мм Масса, кг
15кч18бр и 15кч18п1 15 90 0,7
20 100 0,9
25 120 1,4
32 140 2,1
40 170 3,7
50 200 5
25 120 2,7
32 140 4
15кч19бр 40 170 5,7
50 200 7,8
40 200 15,5
50 230 17,4
50 230 17,4
Фланцевый запорный 15с22нж на 65 290 33,6
давление до 4 МПа и температуру 80 310 36
пара и воды до 425°С 100 350 50
125 400 75
150 480 102
200 600 174
50 230 58
Фланцевый запорный с электропри- 65 290 112
водом 15с922нж на давление до 80 310 • 116,8
4 МПа и температуру пара и воды 100 350 139,2
до 425°С 150 480 227
200 600 503
Таблица 1-7
Задвижки
Диаметр Строитель
Тип задвижки УСЛОВНЫЙ, ная длина,
мм мм
Из серого чугуна параллельная 50 180 18,4
с выдвижным шпинделем фланцевая 80 210 29
марки ЗОчббр на давление до 1 МПа 100 230 39,5
125 255 58,5
150 280 77
200 330 125
250 450 179
300 500 253
350 550 344
400 600 460
43
Продолженае табл. 1-7
Тип задвижки Диаметр условный, мм Строитель- ная длина, мм Масса, кг
Из серого чугуна параллельная 100 230 75
с выдвижным шпинделем фланцевая 150 280 112
марки 30ч90бр (с электроприводом) 200 330 183
на давление до 1 МПа 250 450 242
300 500 310
400 600 500
Из углеродистой стали клиновая 500 700 1565,7
с невыдвижным шпинделем фланце 600 800 2108
вая марки 30с327нж (с червячной пе редачей) на давление до 2,5 МПа 800 1000 3975
Из углеродистой стали клиновая 500 700 1580
с невыдвижным 'шпинделем фланце- 600 800 2185
вая марки 30с927ж (с электроприво- дом) на давление до 2,5 МПа 800 1000 4600
Таблица 1-8
Задвижки1 клиновые с выдвижным шпинделем фланцевые
Показатель Чертеж ПТ
11072-00 11074-00 11081-00
Условный ПРОХОД, мм Давление.. МПа: условное предельное рабочее 400 (800) 2,5 3,8 2 300 6,4 9,6 5 300 4 6 3,2
Электропривод БО99.100-00 БО99.104-00 БО99.102-00 БО99.100-00
Электродвигатель: тип мощность, кВт АОЛС2-31-4Ф2 (АОС2-42-4Ф2) 4(7,5) АОС2-42-4 7,5 АСАЛ-32-4 4,4
Время открытия или закрытия задвижки электроприводом, мин 1,И (3,4) 1 0,867
1 Устанавлигается на трубопроводах для воды, пара, масла, нефти при
температуре до 300°С. Рабочие чертежи разработаны ПО Тяжпромарматура,
г. Пенза; изготовитель — Ивано-Франковскчй арматурный завод-
44
В табл. 1-6—1-10 [5] приведены данные по армату-
ре (вентили, задвижки, предохранительные и поворотные
клапаны), устанавливаемой на трубопроводах для воды
и водяного пара при температуре до 225°С и условном
давлении от 1,6 до 4,0 МПа.
Таблица 1-9
Предохранительные клапаны
Тип клапана Диаметр условный, мм Строите пь нал длина, мм Масса, кг
Малоподъемный фланцевый из се- 25 85 4,6
рого чугуна, устанавливаемый на ста- 40 1 In 8,9
ционарных котлах, резервуарах, тру- 50 125 16
бопроводах, на давление до 1,6 МПа 80 155 31 1
марок 17чЗбр (однорычажный), 17чЗбр1 (однорычажный) 100 175 49
Полноподъемный пружинный цап- ковый из углеродистой стали на дав- ление до 1,6 МПа марки УФ55001 25 — 2,62
Вентили обеспечивают надежное отключение паро-
проводов, но ограничены dy^200 мм.
Вентили и задвижки выпускаются с ручным и элект-
рическим приводом. Однако необходимо учитывать, что
запорная арматура должна обеспечивать закрытие и
открытие трубопроводов за время, установленное пра-
вилами их эксплуатации.
Клапаны обратные, поворотные
Таблица 1-10
Тип клапана Диаметр условный, мм Строитель- нал длина, мм Масса, кг
Фланцевый из серого чугуна на 300 700 217
давление до 1,6 МПа марки 19ч16бр1 400 900 393
500 1100 632
600 1300 1019
Из углеродистой стали на давление 50 230 25
до 4 МПа и температуру пара и во- 80 310 37
ды до 425°С марки 19с17нж (одно- 100 350 57
дисковый) 150 480 82
200 550 153,7
45
Если запорная арматура требует больших усилий для
открытия, то она должна снабжаться обводом. Обвод
также должен предусматриваться для паровых сетей при
rfy^200 мм и р^1,5 МПа. Условный про-ход обвод-
ного трубопровода должен быть выполнен согласно
СНиП П-36-73. При условном проходе задвижки dv=
=200^-3'00 мм rfy обвода составляет 25 мм, пр-и 350—
600 мм dy обвода равен 50 мм. Задвижки при с/СЭТ’ОО мм
должны иметь электропривод. Задвижки с электропри-
водом при подземной прокладке паропроводов должны
помещаться в специально оборудованных камерах, обес-
печивающих параметры воздуха в соответствии с тех-
ническими условиями на арматуру. При надземной про-
кладке с низко стоящими опорами для таких задвижек
надо предусматривать кожухи, исключающие доступ
к арматуре посторонних лип, а при прокладке на эста-
кадах или высоких отдельно стоящих опорах — козырьки
(навесы) для защиты от атмосферных условий. На паро-
вых и конденсационных тепловых сетях секционирующие
задвижки не ставятся. В основном установка запорной
арматуры производится согласно проекту. Подробные
сведения об арматуре представлены в [12, 10).
Важными элементами паровой сети являются ком-
пенсаторы. Они подразделяются на гибкие (гнутые) и
осевые. К первым относятся П-образпые, угловые, ко
вторым — сальниковые и линзовые.
На трассе паропроводов и кондонсатопроводов в ос-
новном устанавливаются гнутые компенсаторы. Они
в отличие от сальниковых характеризуются меньшими
затратами на обслуживание. Их применяют при всех спо-
собах прокладки трубопроводов и любых параметрах
теплоносителя. Сальниковые компенсаторы применяются
при давлении теплоносителя менее 2,5 МПа и темпера-
туры менее 300°С. Их устанавливают при подземной
прокладке трубопроводов диаметром более 100 мм, при
надземной прокладке па низких опорах труб диаметром
более 300 мм. а также в стесненных местах, где невоз-
можно разместить гибкие компенсаторы.
При диаметре до 400 мм применяют волнистые ком-
пенсаторы шарнирного типа, изготовляемые па' давления
теплоносителя 1,6 —2,5 МПа при температуре то 450°С.
Независимо от способа проклатки паропроводов не-
обходимо уделять большое внимание тепловой изоляции.
Потери теплоты снижаются при надземной прокладке
в 10—15 раз, а при подземной - в 3—5 раз по сравне-
нию с неизолированными трубопроводами. Тепловая изо-
ляция должна обладать достаточной прочностью, долго-
вечностью, стойкостью против увлажнения, не создавать
коррозии трубопроводов, быть относительно дешевой.
Тепловая изоляция паропроводов выполняется сег-
ментной, оберточной, набивной, литой и мастичной в за-
висимости от способа прокладки паропровода, его диа-
метра, условий эксплуатации. Выбор изоляционной!
конструкции зависит от указанных причин. Оберточная
изоляция применяется в основном для изоляции арма-
туры, компенсаторов и фланцевых соединений. Мастич-
ная изоляция используется при ремонтах, литая изоля-
ция— при прокладке паропроводов при бесканальном
способе прокладки. В качестве литой изоляции исполь-
зуется пенобетон.
Для тепловой изоляции трубопроводов чаще приме-
няют оберточную изоляцию из минерального войлока и
других материалов. Сегментная изоляция используется
для более ответственных паропроводов, например таких,
которые проложены в цехах или к которым предъяв-
лены особые требования. Толщина тепловой изоляции и
ее материал определяются на основе технико-экономи-
ческих расчетов или по действующим нормам с учетом
требований эксплуатации паропровода. Долговечность
теплоизоляционной конструкции зависит от условий экс-
плуатации паропровода и режима его работы.
В целом паропроводы, работающие без длительных
выключений, обеспечивают работу тепловой изоляции
без увлажнения при любом способе прокладки. Объяс-
няется это высокой температурой пара по сравнению
с температурой воды. Конденсатопроводы в этом отно-
шении находятся в значительно худших условиях, поэто-
му на их тепловую изоляцию накладывают различные
покрытия. Пуск тепловых сетей после монтажа н ремон-
та должен производиться по заранее составленной про-
грамме, согласованной с энергоснабжающей организа-
цией (цехом).
Пуск паровой сети должен проводиться в следующей
последовательности:
1) прогрев и продувка паропроводов;
2) заполнение и промывка конденсатопроводов;
3) включение потребителей и пусковая регулировка
сети.
47
Перед началом прогрева все задвижки на ответвле-
нии от прогреваемого участка должны быть плотно за-
крыты. При этом максимум внимания следует уделять
соблюдению правил техники безопасности [9].
Промывку тепловых сетей лучше осуществлять гид-
ропневматическим способом, что обеспечивает интенсив-
ное разрушение отложений за счет пульсации и вибра-
ции внутри трубопровода.
Гидропневматическая промывка паропровода должна
проводиться в определенном порядке и с определенной
подготовкой сети [10].
1-6. СБОР И ВОЗВРАТ ПРОМЫШЛЕННОГО КОНДЕНСАТА
Известно, что увеличение доли конденсата в пита-
тельной воде сокращает капитальные затраты и эксплу-
атационные расходы за счет сокращения водоподготовки,
увеличивает надежность работы котлов, уменьшает по-
тери теплоты за счет сокращения продувок, что в целом
значительно снижает расход топлива. Поэтому сбор и
возврат конденсата имеют большое народнохозяйствен-
ное значение и заслуживают постоянного внимания экс-
плуатационников систем пароснабжения промышленных
предприятий. Практика показывает, что на отдельных
промышленных предприятиях недостаточно уделяется
внимания данному вопросу. Запаздывает сооружение
конденсатопроводов, установок по очистке конденсата
от вредных примесей, не уделяется внимание установке
и правильной эксплуатации конденсатоотводчиков.
На передовых предприятиях в последние годы зна-
чительно улучшено и расширено конденсатное хозяйство-.
Упорядочены схемы сбора и возврата конденсата. Осу-
ществлен переход на поверхностный обогрев во всех
случаях, когда эго допускается технологией производ-
ства. Осуществлено внедрение наиболее совершенных
способов очистки конденсата от примесей. Внедрено но-
вое экономичное оборудование, а самое главное — кон-
денсатоотводчики. Много внимания уделено пароконден-
сагным балансам, регулировке установок потребления
пара.
Важнейшим этапом сбора конденсата является его
отвод от пароприемников и паропроводов. В паровых
водонагревателях и вообще во всех теплообменниках
поверхностного типа, работающих на паре, необходимо
обеспечивать строгий пароконденсатный режим. При
43
этом надо стремиться к полной конденсации Нара,
а в отдельных случаях — к переохлаждению конденсата.
Отвод из теплоиспользующих установок, работающих
на паре, конденсата без пропуска пара достигается за
счет конденсатоотводчиков. При этом необходимо учи-
тывать, что потери пара только за счет неудачной их
конструкции могут достигать до 25% потребляемого
пара.
Наиболее простым способом отвода конденсата яв-
ляется шайбирование паропотребителей. Но этот метод
дает неудовлетворительные результаты при колебаниях
давления и количества отводимого конденсата. Поэтому
он используется незначительно, в основном совместно
с гидравлическими затворами.
Таблица 1-11
Конденсатоэтводчики с механическим затворам из серого
чугуна термодинамические муфтовые на условное давление
до 1,6 МПа при температуре до 200°С
Тип Диаметр ус- ловный, мм Строительная длина, мм Масса, кг
15 90 1,2
20 100 1,6
45ч12нж (Р76001.00) 25 32 120 140 2,1 4,1
40 170 4,8
50 200 6,6
15 90 2,45
20 100 4,05
45ч15нж (Р76003 с обводом) 25 32 120 140 6,55 8,5
40 170 16,7
50 200 17,8
В современных системах пароснабжения промышлен-
ных предприятий чаще используются конденсатоотвод-
чики с механическим затвором (табл. 1-11) [5], которые
подразделяются на поплавковые, основанные на разнос-
ти плотностей конденсата и пара (с открытыми или за-
крытыми поплавками), термостатические, основанные на
расширении тел при нагревании, и мембранные.
Термостатические применяются только для отвода
охлажденного конденсата.
4—244 49
Конденсатоотводчики с механическими затворами —
конденсационные горшки, применяются на давления бо-
лее 0,1 МПа и рассчитаны на производительность до
18 м3/ч.
Конденсатоотводчики с закрытыми поплавками менее
надежны в работе, чем с открытыми поплавками, из-за
перепада давления на поплавке. Конденсатоотводчики
с открытыми поплавками -сложнее в изготовлении и
эксплуатации, чем конденсатоотводчики с закрытыми
поплавками, но более надежны в работе.
Просты и удо-бны в эксплуатации мембранные кон-
денсатоотводчики, однако с течением времени упругость
мембраны под воздействием высоких температур изме-
няется.
Все механические конденсатоотводчики периодиче-
ского действия. Рациональная схема установки конден-
сатоотводчика позволяет выбрать стандартное оборудо-
вание, упрощает изготовление и монтаж, снижает поте-
ри пара.
При выборе схемы конденсатопроводов надо стре-
миться к сокращению числа вентилей и обратных кла-
панов на обводах и при конденсатоотводчиках, так как
они изнашиваются и являются источником дополнитель-
ных потерь пара.
Абонентские установки сбора и возврата конденсата
состоят из конденсатоотводчиков, сборников конденсата,
конденсатных насосов и трубопроводов.
В настоящее время применяются открытые и закры-
тые системы сбора конденсата. Открытые применяются
только при количестве сбора конденсата менее 10 т/ч
и при удалении от источника теплоты не более 0,5 км.
Они проще закрытых систем, но при их использовании
возможна повышенная коррозия трубопровода и обору-
дования. Поэтому основным типом системы сбора и воз-
врата конденсата является закрытая система, в которой
избыточное давление должно быть не менее 0,005 МПа.
В конденсатных системах наблюдаются язвенная и
равномерная коррозии металла. Особенно опасна язвен-
ная коррозия, поражающая металлические стенки сквоз-
ными свищами. Интенсивность этой коррозии объясня-
ется локальностью поглощения кислорода, растворенно-
го в воде, на сравнительно ограниченной поверхности
металлической стенки. Возникает она в основном в
условиях отсутствия движения конденсата по трубопрово-
50
ду, поэтому надо избегать периодической откачки кон-
денсата. Кислородная коррозия конденсатопроводо®
устраняется применением закрытых систем сбора кон-
денсата.
Согласно СНиП П-36-73 качество возвращаемого
конденсата должно быть следующим: общая жесткость
не более 50 мкг-экв/кг; содержание масел нс более
10 мг/кг; продукты коррозии стали не более 0,5 мг/кг
в пересчете на Fe.
Установку очистки производственного конденсата от
загрязнений согласно СНиП П-35-76 следует предусмат-
ривать, если загрязнения превышаю г следующие значе-
ния, мг/л;
Взвешенные вещества ... ........... 300
Соединения железа ..................... . . 70
Масла ........................................20
Смолы........................... . . ... 2
Фенолы, бензолы, нафталины (суммарно) .... 10
При загрязнении конденсата более указанных значе-
ний и при невозможности обработки конденсата совмест-
но с исходной водой, а также в случае технико-экономи-
ческой нецелесообразности очистки конденсата возврат
его в котельную предусматривать не следует.
Температура возвращаемого конденсата для закры-
тых систем не нормируется, а для открытых должна
быть не менее 95°С, что уменьшает коррозию кочденса-
гопроводов. Превышение предельных значении концент-
рации поимесей и возврат конденсата е температурой
менее 95°С допускается при соответствующем обосно-
вании.
В настоящее время разработано и широко использу-
ется большое количество схем очистки конденсата.
Выбор схемы очистки производится на основе технико-
экономических расчетов с учетом конкретных условий
эксплуатации. Наиболее целесообразным считается обес-
печение возврата конденсата от потребителей за счет
избыточного давления за конденсатоотводчиками. Если
напора давления не хватает, то используют конденса-
ционные насосы. Кондспсатопроводы должны работать
на режимах, исключающих слив конденсата при переры-
вах в его подаче, т. е. на неполном сечении.
Значительные потери теплоты имеются в открытых
системах из-за вторичного вскипания конденсата, когда
в конденсатные баки, работающие под атмосферным
4* 51
К предохранительному
давлением, поступает кон-
денсат при избыточном дав-
лении.
В закрытых системах
можно использовать пар
вторичного вскипания, что
обеспечивает значительную
экономию топлива.
В практических условиях
пар вторичного вскипания
получают в специальных рас-
ширительных бачках-сепа-
раторах (рис. 1-6), которые
изготовляют сварными из
труб или листовой стали.
Объем бачков-сепарато-
ров Vg принимают из расче-
та 1 м3 объема на 200 м3/ч
сепарируемого пара при ско-
рости пара в баке не бо-
лее 2, а конденсата 0,25 м/с
[11]. Для подбора бачков-
сепараторов используется
номограмма (рис. 1-7). Раз-
меры бачков-сепараторов по
их объему определяются из
Рис. 1-6. Схема бачка-сепара- табл. 1-12 [13].
тора. При давлении пара менее
0.05 МПа бачок-сепаратор
оборудуют гидравлическим затвором (рис. 1-8). который
служит для защиты от присоса воздуха в бачок при
вакууме и для перелива конденсата в дренаж при пе-
реполнении бачка. При давлении пара более 0,05 МПа
Размеры бачкоз-езпараторэв
Таблица 1-12
Размеры бачка-сепаратора, мм
Объем
бачка Иб, и> А Б В Г Д Е Ж D 1 Д 1
1 0,05 820 410 340 200 450 170 120 325X8 48X2,5 76X3
2 0,125 1200 600 480 200 ООО 220 150 42 3X9 57X2,5 108X3
3 0,25 1500 750 600 340 8 .) 30) юэ 529X9 89X3 133X4
4 0,5 2000 1000 800 410 1210 380 220 631x9 —- I59X1.5
5 1,0 2400 1200 940 500 1290 530 270 820X9 —— 219X6
Примечание. П'й изготовлении бачков из листовой стали то тщину стейку
следует принимать 5 — 5 мм- Водяной бдчка составляет Q?2
* и
5?
бачок оборудуется грузовым клапаном. При установке
гидрозатвора заданное давление пара в бачке-сепарато-
ре уравновешивается столбом воды высотой Hi [13]:
р, МПа........................... 0,01 0,02 0,03 0,04 0,05
Я,, м............................ 1,2 2,25 3,3 4,4 5,5
Высоту Н2 следует принимать исходя из местных
условий эксплуатации, но не более 9—10 м и не менее
высоты Hi (см. рис. 1-8).
Рис. 1-7. Номограмма для подбора бачка-сепаратора.
Вторичный пар легче транспортировать к потреби-
телям, чем конденсат, и при переменном режиме поступ-
ления конденсата легко осуществлять добавочный подвод
пара потребителям из котельной через РУ. Расширитель-
ные бачки проще и дешевле теплообменников, использу-
ющих теплоту конденсата. Получаемый пар вторичного
вскипания используется для технологических и сантех-
нических нужд.
При значительных расходах конденсата применяются
схемы с выносным расширительным бачком, при малых
53
расходах конденсата— со встроенным в конденсатный
бак.
На рис. 1-9 представлена схема закрытого двухсту-
пенчатого сбора конденсата с использованием пара вто-
ричного вскипания. Особенностью этой схемы является
поступление в верхний конденсатосборник высокотем-
пературного конденсата от технологических потребите-
Рис. 1-8. Схема подключения гид-
равлического затвора к бачку-се-
паратору.
1 - отвод Сепарируемого пара: 2 — ба-
чок сепаратор; 3 — подвод перегретою
конденсата; 4 — конденсатоотводчик;
5 обратный клапан; 6 — воздухоотде-
литель; 7--спуск и наполнение, 8 —
в дренаж; 9 — гидрозатвор.
прерывную
леи и отопительных си-
стем. Выпар из верхнего
конденсатосборника ис-
пользуется в отопитель-
ных системах, а из ниж-
него направляется на па-
роводяные теплообменни-
ки, где догревается вода
после водоподогревате-
лей, которая затем посту-
пает в систему горячего
водоснабжения. Охлаж-
денный конденсат пода-
ется в нижнюю часть
сборного бака, что сни-
жает температуру кон-
денсата и улучшает усло-
вия работы перекачиваю-
щих насосов.
В закрытых системах
следует осуществлять не-
откачку
(или с минимальными перерывами)
конденсата, а также подвод его в нижнюю часть конден-
сатных баков. Практика показывает, что основными
причинами потерь конденсата в системах пароснабже-
ния промышленных предприятий являются:
1) утечки пара и конденсата через неплотности
в арматуре и фланцевых соединениях;
2) недостаточный возврат конденсата после собствен-
ного потребления котельной (из деаэратора, парового
привода насосов и др.);
3) плохая работа конденсатоотводчиков;
4) недостаточно правильный выбор общей схемы
сбора и возврата конденсата (без учета конкретных тре-
бований эксплуатации).
Работа конденсатоотводчиков во многом зависит от
противодавления за ними рг, МПа, которое определяет-
ей из следующего уравнения:
Р2=Лрк+АЯ + рз,
(1-3)
где Арк — потеря давления в кондеисатопроводе, МПа;
АЯ— перепад давления, обусловленный разностью гео-
дезических высот между точкой ввода конденсатопровода
Рис 1-9 Схема закрытого двухступенчатого сбора конденсата с ис-
пользованием теплоты выпара
/ — нижний сборник конденсата с температурой 80—85°С; 2— верхний сбор-
ник конденсата с температурой 120— 130°С: 3 — водо-водяной поверхностный
теплообменник; 4 — подогреватель; 5 — пароводяной подогреватель для горя-
чего водоснабжения; 6 — паровые свечи от предохранительных клапанов; 7 —
трубопроводы выпара; 8 трубопроводы конденсата с температурой 120—
130°С, 9 — трубопроводы конденсата с температурой 80 -8542; 10 — грубопро
вод возврата конденсата; И — трубопровод выпара (р = 0.18 МПа) на сосед-
нее предприятие; Л2 — подача холодной воды; 13 — горячая вода из тепло-
обменников технологического потребления и горячего водоснабжения.
55
й сепаратор и отметкой установки конденсатобтводчикй,
МПа; рз — давление в сепараторе, МПа.
Минимальное значение р2, МПа, равно:
p2=0,7pi—Арк.с, (1-4)
где pi—давление пара в пароприемнике, МПа; Арк.с—
перепад давлений в конденсатосборнике, МПа, получа-
ющийся при максимальном расходе конденсата, который
зависит от конструкции конденсатосборника.
Из уравнений (1-3) и (1-4) выбирают максимальную
высоту установки сепаратора.
Нельзя допускать значительного увеличения проти-
водавления за конденсатоотводчиком, так как это может
привести к его отключению либо резкому ухудшению ра-
боты.
Одной из специфических причин потерь конденсата
является использование смешивающих теплообменников
в технологических схемах промышленных предприятий.
Здесь вопрос должен решаться на основе технико-эконо-
мических обоснований и требований технологического
процесса производства.
Эксплуатация систем сбора и возврата конденсата
на промышленных предприятиях должна проводиться на
основе Правил технической эксплуатации теплоисполь-
зующих установок и тепловых сетей, а техника безопас-
ности эксплуатации —-в соответствии с Правилами тех-
ники безопасности при эксплуатации теплоиспользующих
установок и тепловых сетей.
1-7. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ОТРАБОТАВШЕГО И ВТОРИЧНО
ПРОИЗВЕДЕННОГО ПАРА
Паровые двигатели кузнечных молотов, прессов,
штамповальных машин и других механизмов, широко
применяющихся на современных промышленных пред-
приятиях, работают на выхлоп с противодавлением от
0,12 до 0,3 МПа, при этом потери теплоты весьма значи-
тельны.
Утилизация теплоты отработавшего пара возможна
по следующим направлениям: теплоснабжение потреби-
телей, выработка электроэнергии, комбинированное ис-
пользование пара полностью для снабжения потребите-
лей теплотой и электроэнергией.
В настоящее время разработано много различных
схем для использования теплоты отработавшего в про-
56
мышленности пара. Несмотря на разнообразие, они име-
ют ряд общих принципов. Так, например, пар после
паровых двигателей должен обязательно подвергаться
очистке от капель масла и хлопьев сальниковой на-
бивки. В паровых системах пароснабжения отработав-
ший пар после очистки подается непосредственно по-
требителям. В крупных, разветвленных и протяженных
системах теплоснабжения экономически целесообразнее
применять водяную систему
случае теплоподготовитель-
ную установку размещают
в непосредственной близо-
сти от места выхода отра-
ботавшего пара, а потре-
бителям горячая вода по-
дается сетевым насосом.
При этом графики выхода
отработавшего пара и теп-
лопотребления редко совпа-
дают. Поэтому в этих слу-
чаях надо применять па-
теплоснабжения. В этом
Рис. 1-10. Схем а включения
парового аккумулятора пере-
менного давления.
/ — аккумулятор пара; 2 — обрат-
ные клапаны; 3 — паровой молот;
4 — потребители пара.
ия пара в водяной объем,
увеличиваются испарение
ровые аккумуляторы пере-
менного давления.
Схема парового аккуму-
лятора переменного давления
представлена на рис. 1-10.
Зарядка аккумулятора осу-
ществляется за счет поступл<
При этом вода нагревается
воды и давление пара в паровом пространстве аккуму-
лятора. При увеличении расхода пара потребителями
давление в аккумуляторе понижается, увеличивая испа-
рение воды (разрядка аккумулятора). Паровые аккуму-
ляторы выполняются в виде горизонтальных сосудов ци-
линдрической формы, заполненных на 90—95% водой.
При проектировании аккумуляторов соотношение между
длиной и диаметром должно быть равным
Тепловые потери изолированных аккумуляторов даже
при установке на открытом воздухе незначительны и не
превышают 120—180 Вт/м2.
Необходимый рабочий объем аккумулятора Гак, м3,
определяется из теплового баланса:
7^ бд - бД'Л
ЭК аР1со (41 4а) ’
57
где pi — плотность воды в начале разрядки, кг/м”; «-
коэффициент заполнения водой аккумулятора (а=0,9 :—
0,95); ср — теплоемкость воды, кДж/(кг-К); 1’2 — эн-
тальпия пара в конце разрядки аккумулятора, кДж/кг;
tin и /н2 — температура воды в аккумуляторе до и после
разрядки.
Размеры аккумулятора зависят от заданных значений
начального и конечного давлений и общей аккумуля-
ционной способности.
Последняя должна определяться по графику нагруз-
ки аккумулятора.
Целесообразность аккумулятора определяется часто-
той и равномерностью пиков и провалов в графике на-
грузки аккумулятора, а также временем его зарядки и
разрядки.
Необходимо отметить, что применение аккумуляторов
может оказаться целесообразным не только для 'Исполь-
зования отработавшего пара, а вообще на промышлен-
ных предприятиях с резкоменяющимися графиками по-
требления пара, например на заводах сборного железо-
бетона, в масломолочной промышленности. При этом
можно ожидать не только уменьшения расхода топлива
за счет выравнивания нагрузки котлов, но и уменьшения
их числа.
Когда давление отработавшего или вторичного' пара
недостаточно для требований потребителей, его повы-
шение осуществляется за счет использования механи-
ческих, абсорбционных или струйных насосных устано-
вок. Для повышения давления отработавшего' пара
в настоящее время больше всего применяются паро-
струйные компрессоры. Их применение позволяет умень-
шить расходы пара за счет частичного' использования
отработавшего пара. К достоинства ?м пароструйных ком-
прессоров относятся простота конструкции и невысокая
стоимость, к недостаткам — относительно низкий к. п. д.
(не более 25%), снижающийся по мере увеличения сте-
пени сжатия, и большая зависимость от стабильности
параметров пара на входе и производительности.
Наряду с пароструйными компрессорами использу-
ются механические с электрическим приводом. Однако
они расходуют много электрической энергии, особенно
при больших степенях сжатия. Они сложны в производ-
стве и эксплуатации, поэтому используются реже паро-
струйных.
58
На отработавшем паре могут работать пароэжекциой-
ные установки для отсоса различных газов или для соз-
дания определенного вакуума. Например, такие уста-
новки дают возможность применять в производстве
сборного железобетона очень эффективный способ ваку-
умирования при изготовлении изделий. Применяющиеся
сейчас для этих целей вакуумные насосы с электриче-
ским приводом громоздки и неэкономичны. Необходимо
отметить, что паровые эжекторы могут быть использова-
ны для интенсификации различных технологических про-
цессов, например повышения эффективности выпарных
установок и др.
В настоящее время промышленность потребляет
в большом объеме охлажденную воду (производство ис-
кусственного волокна и др.). Применение отработавшего
пара в пароэжекторных холодильных установках боль-
шой холодопроизводительности может дать значительный!
экономический эффект.
Термохимические трансформаторы теплоты, несмотря
на относительно высокий к. п. д., распространения не
получили. Они сложны в производстве, громоздки и
для их изготовления требуется легированная сталь. Кро-
ме того, при их использовании конденсат загрязняется
щелочами.
После механической очистки от масла и других при-
месей отработавший пар в первую очередь следует ис-
пользовать для соответствующего покрытия отопительно-
вентиляционных, бытовых и других тепловых нагрузок.
Остальной отработавший пар целесообразно' исполь-
зовать для других целей [14]. В некоторых случаях для
отопления производственных зданий применяют паровые
системы отопления высокого давления (0,1—0,5 МПа).
Давление пара в этих системах зависит от прочности на-
гревательных приборов, по не должно превышать
0,5 МПа. В необходимых случаях на входе в здания дав-
ление пара дросселируется редукционными клапанами.
Схемы паровых систем отопления аналогичны водя-
ным. В основном используют двухтрубные системы: по
паропроводам пар подается в 'Нагревательные приборы,
по конденсатопроводам от них отводится конденсат. По
сравнению с водяными системами отопления паровые
системы высокого давления дают экономию металла и
средств до 50%. Их недостатками являются более низ-
кая гигиеничность (высокая температура нагревательных
59
приборов приводит к разложению пыли и выделению
токсичных веществ) и практическая невозможность плав-
ного регулирования теплоотдачи приборов. Регулиро-
вание осуществляется пропусками в подаче пара в си-
стему. Кроме того, самотечные конденсатопроводы
недолговечны из-за коррозии металла.
Пар высокого давления (0,4—0,6 МПа) можно ис-
пользовать в гражданских зданиях для отопления
с устройством комбинированных пароводяных систем
с центральным подогревом воды в пароводяных скорост-
ных или емких водонагревателях. При этом пар в паро-
водяные подогреватели можно подавать при давлениях
0,4—0,6 МПа (в зависимости от прочности поверхности
нагрева теплообменников).
Отработавший пар высокого давления используют
также для горячего водоснабжения промышленных пред-
приятий. Горячую воду при этом получают в подогрева-
телях.
В промышленности широко применяются воздушные
системы отопления и воздушные тепловые завесы, обра-
зованные с помощью паровых калориферов. Обычно
в этом случае воздушные системы отопления совмещают
с приточной вентиляцией, работающей с принудительным
(вентиляторным) движением воздуха. Выполняются они
как единый агрегат, состоящий из калорифера, венти-
лятора с электроприводом фильтра для очистки воздуха.
Воздушные системы отопления менее металлоемки по
сравнению с другими видами отопления и обеспечивают
быстрый нагрев помещений большого объема. Однако
их регулирование в отдельных помещениях затруднено,
что не позволяет использовать эти системы отопления
в многоэтажных зданиях с большим количеством поме-
щений.
Водяной пар вторичного1 вскипания целесообразно
также использовать как теплоноситель паровых систем
отопления низкого давления вспомогательных и бытовых
помещений промышленных предприятий.
Практический интерес представляет отопление отдель-
ных помещений пароводяными приборами с децентра-
лизованным подогревом воды в радиаторах, который
осуществляется с помощью специальных патронов, из-
готовляемых из труб диаметром 15 мм и устанавливае-
мых в нижней части прибора [11]. В них пар поступает
по тупиковой или проточной схеме с присоединением
60
приборов к двух- или однотрубным стоякам. Отопитель-
ные приборы заполняют конденсатом по верхней под-
водке от парового стояка.
1-8. ПОДКЛЮЧЕНИЕ ПАРОВОЙ СЕТИ К ИСТОЧНИКУ
ПАРОСНАБЖЕНИЯ
Подключение паровой сети промышленного предприя-
тия к источнику пароснабжения зависит от типа источ-
ника (ТЭЦ, котельная), его расположения по отношению
к территории предприятия, объема потребления и пара-
метров пара, режимов потребления.
При расположении ТЭЦ или котельной вне пред-
приятия схемы присоединения паровой сети к внешне-
площадным паровым сетям могут быть различными. Они
также зависят от объема потребления пара, его пара-
метров и режима потребления. Однако, в большинстве
случаев промышленные предприятия подсоединяются
к внешнеплощадным паровым сетям через центральные
тепловые пункты (ЦТП). В отдельных случаях, напри-
мер при транспортировке пара давлением 3 МПа и бо-
лее, транспортирующий его паропровод прокладывается
транзитно в цех. На очень крупных предприятиях при-
ходится устанавливать несколько ЦТП, что уменьшает
число магистральных трубопроводов и упрощает регу-
лирование и распределение пара и сбор конденсата.
Тепловые пункты сооружаются как центральные, так
и местные (МТП). Последние обслуживают отдельные
здания. На тепловых пунктах устанавливают паровые
коллекторы, приборы для регулирования и контроля
параметров теплоносителя (давления, температуры, рас-
хода), теплообменников для использования пролетного
пара и пара вторичного вскипания, редукционные и ре-
дукционно-охладительные установки, оборудование для
сбора конденсата, насосные установки для откачки кон-
денсата. Правда, вид оборудования и его количество
могут изменяться в зависимости от мощности теплового
пункта, параметров пара, наличия сбора конденсата и
его объема.
Устройство тепловых пунктов упрощает эксплуата-
цию инженерного оборудования систем пароснабжения,
снижает количество обслуживающего персонала и
уменьшает требующееся количество контрольно-регули-
ровочной аппаратуры и арматуры.
61
CO
bo
Рис. 1-11 Схема подключения котельной к паровой сети.
1 — гребенка распределения пара на технологическое потребление и венти-
ляцию, 2 — предохранительные клапаны; 3 — редукционный клапан; 4 — гре-
бенка распределения пара на отопление, 5 — гидрозатвор; 6 — паромер; 7 —
система сброса, 8 — воздушная трубка (обратный клапан за конденсатоогвод-
чиком не показан). 9 — паровая магистраль; 10 — влагоотделитель; 11 — водо-
мер, 12 — сброс в конденсатопровод, 13 — насос для перекачки конденсата;
74 — закрытый конденсационный бак; 15 — пар низкого давления; 16 - сбор-
ный конденсатопровод
Подключение котельной к паровой сети осуществля-
ется через парораспределительный коллектор, располо-
женный непосредственно в здании котельной. В него пар
поступает из главного паропровода через запорные
устройства (задвижки или вентили).
При более значительном расходе пара на технологи-
ческие и сантехнические нужды парораспределительный
коллектор выполняется двухступенчатым (рис. 1-11).
Ступени разделены редукционным клапаном. Дренаж
из каждой ступени самостоятельный, вплоть до конден-
сатного бака.
Ступень низкого давления ставится также при зна-
чительном потреблении пара на собственные нужды ко-
тельной. Парораспределительный коллектор снабжается
предохранительным клапаном, манометрами и отводами
к потребителям с вентилями.
На месте установки распределительных устройств
котельной или на тепловом пункте должны быть выве-
шены принципиальные схемы паровой и водяной сети,
схема сбора и возврата конденсата, схема регулирова-
ния, инструкция по обслуживанию, установленные нор-
мы расхода теплоносителя, возврата конденсата и ре-
жимные графики.
Вся запорная и регулировочная арматура должна
быть пронумерована согласно схемам. Трубопроводы и
емкости должны быть окрашены в соответствующие
цвета.
Эксплуатация тепловых пунктов должна проводиться
в соответствии с Правилами технической эксплуатации
теплоиспользующих установок и тепловых сетей.
Потребители пара подсоединяются к паровой сети
предприятия через тепловые (паровые) вводы, которые
в свою очередь подсоединяются к паровой сети с по-
мощью камер распределения или простого отвода, снаб-
женного арматурой отключения и регулирования. Каме-
ры кроме арматуры имеют приямок для стока и откач-
ки воды, один или два люка.
Паровые вводы располагаются либо в отдельных по-
мещениях цехов, либо в специально отгороженных ме-
стах. Сложность и состав оборудования паровых вводов
определяются объемом потребления пара, требованием
потребителей, режимом потребления и схемой присоеди-
нения данной местной системы (внутрицеховой сети)
к паровой сети предприятия. Выбор схемы должен со-
63
ответствовать как структуре местной системы, так и от-
ражать требования наружной паровой сети.
Крупные паровые вводы называются тепловыми
пунктами цехов. Они снабжены, как и паровые вводы,
отключающей арматурой, регистрирующей и показы-
вающей контрольно-измерительной аппаратурой. Под-
ключение различных потребителей цеха к паровому вво-
ду осуществляется через парораспределительный кол-
лектор, который, так же как и на тепловом вводе
(рис. 1-11), может быть двухступенчатым.
1-9. ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ И ПАРОКОНДЕНСАТНЫЕ
БАЛАНСЫ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
Энергетические балансы промышленных предприятий
служат основой для составления вариантов энергоснаб-
жения предприятий и технико-экономического контроля
при их эксплуатации.
Энергетический баланс представляет собой комплекс-
ную характеристику расходов теплоты, энергии, пара,
потерь конденсата и их покрытия в определенных усло-
виях эксплуатации системы энергоснабжения промыш-
ленного предприятия.
Основными элементами энергетического баланса
являются расходная и приходная части. Расходная
часть характеризует энергопотребление при определен-
ных условиях, приходная часть — покрытие потребно-
стей предприятия в энергии.
Энергетические балансы промышленных предприятий
делятся на топливно-энергетические и пароконденсат-
ные: полные и частичные. Полные составляются для вы-
бора оптимального варианта энергоснабжения пред-
приятия в целом, частичные — при решении отдельных
вопросов энергоснабжения промышленного предприятия.
Топливно-энергетические балансы промышленных пред-
приятий характеризуют потребление и производство раз-
личных видов энергии. При составлении топливно-энер-
гетического баланса учитывается взаимосвязь энергети-
ки предприятия с технологией производства и графика-
ми энергоснабжения района. Кроме того, учитывается
взаимосвязь между отдельными частями энергетическо-
го хозяйства и производственными подразделениями
предприятия, определяются рациональное использование
и резервы экономии энергетических ресурсов, что в ко-
нечном счете сказывается на уменьшении стоимости вы-
64
пускаемой предприятием продукции. Поэтому топливно-
энергетическим балансам в настоящее время уделяется
большое внимание.
При применении на промышленных предприятиях
в качестве теплоносителя водяного пара важное место
в оценке использования энергии служат пароконденсат-
пые балансы. Их задачей является определение паро-
конденсатных условий потребления и транспорта пара,
что дает возможность составить четкую и полную карти-
ну использования пара и возвращения конденсата на
промышленном предприятии. Следовательно, составле-
ние пароконденсатного баланса промышленного пред-
приятия является обязательным при контроле и налад-
ке его системы пароснабжения.
Одной из основных задач главного энергетика пред-
приятия является координация деятельности подчинен-
ных ему подразделений с целью повышения экономиче-
ской эффективности использования энергоресурсов.
Главный энергетик должен планировать использование
энергетических ресурсов так, чтобы оно было оптималь-
ным для всего завода, а не для отдельного цеха. При
этом необходимо учитывать большое количество факто-
ров: структуру расхода энергии по отдельным цехам,
соответствие требований со стороны различных потреби-
телей и др. Одновременно необходимо проводить эконо-
мический анализ использования энергии и топлива, так
как повышение их экономической эффективности явля-
ется одной из важнейших задач разработки топливно-
энергетического баланса предприятия.
Многолетняя практика показала, что метод технико-
экономического сравнения отдельных вариантов исполь-
зования различных видов энергоресурсов для производ-
ства отдельного вида продукции не является оптималь-
ным при составлении топливно-энергетического баланса.
Дело в том, что вариант использования топлива и энер-
гии, оптимальный с точки зрения производства одного
вида продукции, может оказаться не оптимальным для
всех видов продукции, выпускаемых предприятием.
Под оптимальной структурой топливно-энергетиче-
ского баланса промышленного предприятия понимают
такую структуру использования различных видов топли-
ва и энергии отдельными категориями потребителей и
предприятием в целом, при которой общая сумма затрат
на энергетические ресурсы и их использование на про-
5—244 65
изводство заданного планом объема продукции была
бы минимальной при строгом соблюдении ограничений
по ресурсам различных видов топлива и энергии.
Выбор оптимальной структуры топливно-энергетиче-
ского баланса промышленного предприятия требует
большого объема информации о технико-экономических
показателях производства продукции при использовании
различных видов энергетических ресурсов, о возможно-
сти их взаимозаменяемости, межцеховых связей по ис-
пользованию топлива, ограниченности одних и обязан-
ности полного использования других энергетических ре-
сурсов и т. д. Обычные методы решения задач опти-
мизации топливно-энергетического баланса предприятия
путем перебора вариантов оказываются непригодными,
так как требуют большого количества операций. Поэто-
му в настоящее время разработаны новые методы пла-
нирования топливно-энергетического баланса промыш-
ленного предприятия — методы математического модели-
рования. Их сущность заключается в составлении
экономико-математической модели — системы уравнений
и неравенств, описывающих структуру топливно-энерге-
тического баланса предприятия в количественных индек-
сах. Задача линейного программирования включает три
пункта: цель, возможные способы достижения цели и
объемы производства продукции, ресурсы топлива и
энергии.
В качестве критерия оптимальности рекомендуется
принимать минимум затрат на топливо и энергию, не-
обходимых для обеспечения выпуска заданного объема
продукции [15]. Этот критерий наиболее полно учиты-
вает энергетические и экономические факторы.
При решении задачи оптимизации топливно-энергети-
ческого баланса промышленного предприятия необходи-
мо предусматривать возможность выбора способов до-
стижения цели. Однако если заданной цели нельзя до-
биться более чем одним способом, то решать задачу нет
смысла. При этом надо рассматривать только те кате-
гории потребителей, для которых можно использовать
два или более технологических способа применения
энергоресурсов, т. е. имеется возможность полной или
частичной взаимозаменяемости различных видов эперго-
ресурсов.
Основными ограничениями в модели баланса явля-
ются объем производства продукции, ресурсы топлива
66
и энергии. Ограничения накладываются Также на раз-
личные виды топлива и энергии, используемые на пред-
приятии. Но каждое ограничение ресурса топлива уве-
личивает на единицу количество уравнений. В модели
баланса полное использование внутренних энергоресур-
сов достигается введением ограничений на эти ресурсы
в виде равенства. Ограничения па виды топлива и энер-
гии, поступающие на предприятие со стороны, следует
записывать в виде неравенств, фиксирующих максималь-
ное их количество, которое может быть использовано
па предприятии. В ряде случаев возникает необходи-
мость записывать ограничения в виде двусторонних Не-
равенств, ограничивающих верхний и нижний уровни
расхода данного энергоресурса.
В любом случае при составлении топливно-энергети-
ческих балансов промышленных предприятий огромное
значение играет точность исходной информации.
Экономико-математическая модель задачи оптимиза-
ции топливно-энергетического баланса промышленного
предприятия записывается в следующем виде [15]: най-
ти минимум функции
п Rj
f w=S 3 crixri (b5)
/=1 r=l
при ограничениях
л Я/
2 2 ari1xri<bi (z==1’ 2> •••’ т)- О*6)
/=1 Г = 1
2 ^=1 (/=1, 2, ..., пу, (1-7)
хг0 2, ..., Rj), (1-8)
где xrj — количественный показатель использования
каждого вида r-го технологического способа j-го вида
продукции, носит название интенсивности; R, — индекс
технологического способа, участвующего в производстве;
т — индекс полностью или частично взаимозаменяемых
видов топлива; bi — индекс количества каждого вида
энергетических ресурсов, выраженных в соответствую-
щих единицах измерения; Crj — затраты в рублях на
5*
67
энергетические ресурсы на производство данного вида
продукции по r-му технологическому способу; агц— рас-
ходы i-ro энергетического ресурса для производства /-й
продукции по r-му технологическому способу.
Каждый г-й технологический способ характеризуется
вектором расхода различных видов энергетических ре-
сурсов arij, ar2j, .... armj.
Выражение (1-5) является целевой функцией. Она
указывает на необходимость минимизации суммарных
затрат на энергетические ресурсы, затрачиваемых при
производстве всех видов продукции.
Неравенства (1-6) — (1-8) показывают, что расход
данного вида энергетического ресурса на производство
всех видов продукции не должен превышать заданный
объем. Для внутренних энергоресурсов промышленных
предприятий неравенства (1-6) — (1-8) могут быть заме-
нены равенствами, что будет обозначать необходимость
их полного использования на предприятии.
Равенство (1-7) обеспечивает условие, при котором
из всех возможных технологических способов производ-
ства продукции определенного вида выбираются один
или несколько способов, составляющих в сумме едини-
цу. Следовательно, выполнение этого равенства ограни-
чивает производство каждого вида продукции в строго
определенном объеме.
Неравенства (1-6) — (1-8) ограничивают возможность
применения любого технологического способа. Иными
словами, продукция, выпускаемая предприятием, не мо-
жет быть плохого качества.
Вся информация, необходимая для решения постав-
ленной задачи, располагается в определенном порядке
в матрице (модели), пример которой приведен
в табл. 1-13 [15J.
В каждой строке матрицы показан расход данного
вида энергетических ресурсов на все виды продукции по
различным технологическим способам производства.
В каждом столбце матрицы приведен расход всех видов
энергетических ресурсов на один вид продукции при
определенном технологическом способе ее производства.
Коэффициенты агц равны, если вид энергоресурса не
используется. В последних двух строках матрицы по-
казаны затраты на энергоресурсы по каждому техноло-
гическому способу и обозначены искомые интенсивности
технологических способов.
68
Рассмотренная экономико-математическая модель
позволяет решить задачу оптимизации топливно-энерге-
тического баланса при любом количестве видов выпу-
скаемой продукции, различных технологических спосо-
бах ее производства и потребляемых видов энергетиче-
ских ресурсов.
Таблица 1-13
Матрица (модель) информации расхода энергетических ресурсов
Энергоресурсы
Продукция
Вид"
Коли-
чество
Технолог ические
способы
Техноло! ические
способы
Технологические
способы
bi
bs
Затраты на
энергоресурсы
Искомые ин-
тенсивности
технологиче-
ских способов
Для решения задачи рассмотренным способом необ-
ходимо использование современных математических ме-
тодов, в частности линейного программирования и циф-
ровых ЭВМ [15]. Это не только упрощает расчеты во
времени, но и дает возможность комплексно рассмотреть
многообразные и сложные процессы распределения и
использования различных видов энергии в их взаимо-
связи, определить оптимальный вариант топливно-энер-
гетического баланса промышленного предприятия.
Согласно литературным данным [13, 14] для состав-
ления экономико-математической модели топливно-энер-
гетического баланса промышленного предприятия необ-
ходимо иметь следующее:
1) план производства различных видов продукции;
2) данные по возможным технологическим способам
производства каждого вида продукции;
69
3) технико-экономические показатели по каждому
технологическому способу;
4) данные о возможных ресурсах различных видов
топлива и энергии, которые могут быть использованы
для производства продукции.
В процессе текущего планирования на следующий
год отделу главного энергетика известен объем произ-
водства продукции. Возможные технологические спосо-
бы производства могут быть многочисленными в зависи-
мости от мощности предприятия и номенклатуры изде-
лий. Теоретически все энергоресурсы взаимозаменяемы.
Однако некоторые потребители не могут использовать
различные виды энергии. С учетом взаимозаменяемости
различных видов энергии необходимо разрабатывать
возможные технологические способы производства дан-
ного вида продукции. Количество технологических спо-
собов, включаемых на рассмотрение, зависит от кон-
кретных условий данного промышленного предприятия.
Такую информацию по технико-экономическим пока-
зателям технологических способов получить трудно, по-
этому допускается оценка или прикидка с использова-
нием укрупненных приближенных показателей эконо-
мичности использования различных видов энергии и
топлива отдельными категориями потребителей пред-
приятия.
Для каждого технологического способа надо опреде-
лить удельные расходы энергетических ресурсов. После
их определения находят сумму денежных затрат па топ-
ливо и энергию в объеме заданного вида продукции.
При этом надо учитывать затраты на внутризаводские
перевозки и транспорт энергии, а также принимать цену
франко-цех. Кроме того, необходимо учитывать затра-
ты, связанные с их использованием потребителями, так
называемый потребительский эффект. В нем надо учи-
тывать все изменения технико-экономических показате-
лей производства продукции, связанные с применением
данного вида топлива и энергии.
Ресурсы топлива и энергии являются ограничениями
в модели топливно-энергетического баланса промыш-
ленного предприятия, и к их определению надо подхо-
дить с большим вниманием. Сначала определяют нали-
чие внутренних энергетических резервов, а затем воз-
можность получения топлива и энергии со стороны.
Количество внешних энергоресурсов выделяется пред-
70
приятию на основании оптимального топливно-энерге-
тического баланса вышестоящих организаций.
После получения необходимой информации ее надо
тщательно проанализировать. Прежде всего устанавли-
вают, существует ли область допустимых решений, под
которой понимают такой план распределения имеющих-
ся ресурсов между потребителями, который удовлетво-
ряет всем условиям задачи, но не является оптималь-
ным со стороны поставленной цели. При жестком зада-
нии энергоресурсов и множества технологических спосо-
бов (от двух до трех) количество допустимых планов
может быть небольшим или их вообще не будет, т. е.
задача не имеет решения.
Наличие энергоресурсов, обеспечивающих выполне-
ние плана производства продукции, считается лишь не-
обходимым, ио не достаточным условием для решения
задачи. Достаточным считается наличие структуры тех-
нологических способов, заложенных в задачу.
Более подробно с задачей оптимизации топливно-
энергетических балансов промышленных предприятий
можно познакомиться в [15-17].
При наладке общего комплекса энергопотребления
промышленного предприятия, использующего в качестве
теплоносителя пар, важное значение имеет составление
пароконденсатных балансов. Их составление позволяет
получить четкую картину использования пара и возвра-
щения конденсата на предприятии, что, безусловно, ска-
зывается на общем энергетическом балансе, обеспечивая
значительную экономию энергии и топлива.
Однако составление пароконденсатного баланса да-
же небольшого промышленного предприятия представ-
ляет определенные трудности ввиду отсутствия необхо-
димых приборов измерения отдельных параметров. На-
пример, определение содержания пара в конденсате
можно осуществить только калориметрическим спосо-
бом, то же относится к определению энтальпии влажно-
го пара.
Составить пароконденсатный баланс установки по-
требления пара или предприятия в целом — значит опре-
делить количество поступающего потребителям пара и
количество возвращаемого от них конденсата.
Эту задачу можно выполнить либо по отдельным це-
хам и предприятию в целом, рассматривая при этом об-
щее количество поступающего пара и возвращаемого
71
конденсата, либо по каждому потребителю отдельно
с последующим суммированием по цехам и предприя-
тию в целом.
В первом случае определяется процент возвращаемо-
го конденсата, но не учитываются причины потерь кон-
денсата, во втором — причины потерь вскрываются, но
задача значительно усложняется, так как на предприя-
тии должна быть хорошо налажена информационная
служба. Конечно, при хорошо налаженной системе па-
роснабжения, сбора и возврата конденсата эта задача
значительно упрощается.
Количество возвращаемого конденсата от каждого па-
роприемника или пароконденсатной системы G'/"', т/период,
и потери конденсата в ней AG™C, т/период, можно опре-
делить по следующим формулам:
G“c = SOn — AG™C (1-9)
или
AG™c^Wn—G™c, (1-10)
в которых значения SDn и G™c определяются по прибо-
рам за выбранный период. При этом из общей потери
конденсата следует выделить часть, отражающую утечки
AGf, т/период:
AG^ = AG^HC —G^M, (1-11)
где G™ — количество конденсата, теряемого в смешива-
ющих аппаратах, конденсационных трубопроводах и
арматуре, т/период.
Другим важным показателем работы конденсатных
систем является степень использования теплоты конден-
сата в пароконденсатной системе.
Теплота, поступающая в пароконденсатную систему
Qchc с паром (рис. 1-12), расходуется на различные це-
ли [18].
С достаточной степенью точности использование теп-
лоты конденсата суммарно одной рассматриваемой си-
стемой можно определить на основе теплового баланса.
Приток теплоты в систему QChc, ГДж/период, равен сум-
ме входящих в нее потоков:
QcHC=SZ)nfn! (1-12)
72
где Dn — количество пара, поступающего в систему,
кг/период; ia — энтальпия пара, кДж/кг. (На схеме
рис. 1-12 Qc^c=D7i7 + Д1,2г'1,2-)
Для поверхностных теплообменников Qnoji, ГДж/пе-
риод, равно:
А ОнагА/нагСцаг, (1’13)
где бнаг — количество нагреваемого продукта, кг/период;
А/наг— полная разность температур потребляемого про-
дукта до входа в систему и на выходе из нее, °C; спаг—
средняя удельная теплоемкость нагреваемого продукта
в интервале расчетных температур, кДж/(кг-К).
Рис. 1-12. Принципиальная схема пароконденсатной системы про-
мышленного предприятия.
1 — пароводяной подогреватель; 2 — сепаратор; 3 — закрытый конденсатный
бак; 4 — открытый конденсатный бак; 5 — конденсатоотводчик; 6 — перекачи-
вающий насос; 7— смешивающий паронагревательный аппарат; 8 — охлади-
тель конденсата; 9 — паровой расходомер.
73
Для смешивающих аппаратов
QnM = ^“n. (М4)
где D™— количество пара одного давления, потребляе-
мого смешивающими аппаратами, кг/период; in—
энтальпия этого пара, кДж/кг.
Теплота, возвращаемая из системы источнику паро-
снабжения, Qbos, ГДж/период, равна:
(1-15)
где — количество конденсата, возвращаемого из си-
стемы в источник пароснабжения, кг/период; ск — сред-
няя удельная теплоемкость конденсата, кДж/(кг-К);
/к — температура возвращаемого конденсата, °C.
Потеря теплоты в системе Q™ определяется как раз-
ность количеств теплоты, поступающей в систему, полез-
но использованной в ней и возвращенной в нее.
С достаточной точностью ее можно отнести за счет
потерь теплоты конденсатом. Если требуется определить
чистую потерю теплоты конденсатом, то нужно предва-
рительно подсчитать потерю теплоты паропроводами
в окружающую среду с утечками пара. Тогда общие по-
тери системой QnoT, ГДж/период, определятся как
QnoT==Qcitc Qnon Qbos- (1-16)
Теплота конденсата, полезно использованная в систе-
ме, , ГДж/период, равна:
с: = (s^K - ю+^iK, (М7)
где Двов, D™ — расход пара через аппараты соответст-
венно поверхностного и смешивающего типов, кг/период;
tK — энтальпия конденсата пара (принимается равной
энтальпии воды на линии насыщения при рабочем дав-
лении аппарата), кДж/кг.
В формуле (1-17) первое слагаемое отражает сте-
пень совершенства собственно конденсатной системы.
Выражая его в процентах, получаем коэффициент ис-
74
пользования теплоты конденсата в пароконденсатной
системе:
-
^ИСП ----
у-гчПОВ,- ПСИС
Wn 'к — Ч1ОТ
100.
(1-18)
Границы пароконденсатных систем промышленных
предприятий устанавливаются администрацией пред-
приятия по согласованию с руководством источника
пара.
В соответствии с принятыми границами производится
регистрация параметров пара, отпускаемого предприя-
тию, и конденсата, возвращаемого источнику.
Таблица 1-14
Форма оформления пароконденсатных балансов промышленных
предприятий
Для оформления пароконденсатных балансов про-
мышленных предприятий можно использовать специаль-
ную форму (табл. 1-14, [18]).
1-10. ЭКОНОМИКА СИСТЕМ ПАРОСНАБЖЕНИЯ
Все затраты промышленного предприятия на произ-
водство и реализацию пара, выраженные в денежной
форме, составляют его себестоимость.
Годовые затраты, руб/год, на производство пара
р расчете по экономическим элементам и статьям рас-
75
хода включают:
SS—St + 5д + 5ам + S3 п+ '*
+ ST.p + 5в.м+5у + So 4-Snp, (1-19)
где ST — расходы на топливо; Sa — расходы на потреб- ,/
ляемую энергию; SaM — амортизационные отчисления;
S3.n — заработная плата (основная и дополнительная)
эксплуатационного персонала с начислениями (без
административно-управленческого и ремонтного персо-
нала); ST.p — расходы на текущий ремонт (заработная
плата ремонтного персонала, запасные части, материа-
лы и т. д.); SB.M — расходы на вспомогательные мате-
риалы и приобретаемую со стороны воду; Sy — услуги
своих вспомогательных производств и со стороны; So —
общезаводские расходы (заработная плата администра-
тивно-управленческого персонала, амортизация и другие
эксплуатационные расходы по общезаводским основным
фондам и др.); Snp — прочие производственные затраты
(расходы по охране труда, на спецодежду, освещение
помещений и т. д.).
При укрупненных подсчетах себестоимости ряд ста-
тей, имеющих небольшой удельный вес, можно объеди-
нять в одну статью — прочие расходы. В этом случае
в себестоимость входят следующие составляющие: топ-
ливо, электрическая энергия, заработная плата с на-
числениями, амортизация, текущий ремонт, поочие рас-
ходы.
Затраты па топливо являются основными для про-
мышленной котельной и составляют 50—80% суммы за-
трат на производство пара.
Годовые затраты на топливо по производственной
котельной, руб/год, определяются по следующему вы-
ражению:
+ <1"20)
где В — годовой расход натурального топлива, т/год;
Ц — цена натурального топлива в котельной, руб/т;
ап — потери твердого топлива в пути до станции назна- <
чения в пределах норм естественной убыли, %.
Затраты на потребляемую электроэнергию, руб/год,
равны:
5э=.У/гГОдСзя, (1-21)
76
где N — установленная мощность электродвигателей,
кВт; АГОд — число часов использования установленной
мощности котельной в году; Сэа — стоимость электро-
энергии за 1 кВт-ч потребляемой мощности [ориентиро-
вочно она может быть принята 0,02—0,025 руб/(кВтХ
Хч)].
Затраты на амортизационные отчисления, руб/год:
1 С*стр -р/’гСоб, (1-22)
где Pt — процентные отчисления стоимости общестрои-
тельных работ (принимаются равными примерно 3,2%);
Сстр — сметная стоимость общестроительных работ, руб;
Рг — процентные отчисления от стоимости оборудования
с монтажом (в среднем могут быть приняты равными
8,2%); СОб — сметная стоимость оборудования и его
монтажа, руб.
Сметная стоимость определяется па основании дан-
ных сметно-финансовых расчетов.
Затраты на заработную плату, руб/год, составляют:
(1-23)
где /<П1Т — ориентировочный штатный коэффициент, при-
нимаемый для различных котельных по справочным
данным, чел/(ГДж-Ч”1) [4, 17]; Q-—теплопроизводи-
тельность котельной; Сзар— среднегодовая зарплата
одного человека с соответствующими начислениями,
руб/год.
Затраты на текущий ремонт, руб/год, принимают
в размере 20—30% затрат на амортизацию и, следова-
тельно, подсчитывают по выражению
STp—(0,2 :-0,3)SaM. (1-24)
Затраты на общекотельные и прочие расходы,
руб/год, можно принимать в размере 30% суммы амор-
тизационных отчислений, годового фонда зарплаты и
затрат на текущий ремонт:
So=0,3 (Sзм + $зат +$т.р). (1-25)
Себестоимость пара, руб/т, определяется по формуле
(1-26)
где SS— годовые затраты на производство пара,
руб/год; D — годовой отпуск пара по графикам расхода
пара, т/ год.
77
Удельную стоимость пара можно определять и
с учетом на собственное потребление.
Себестоимость транспорта пара складывается из
амортизационных отчислений, затрат на текущий ре-
монт, перекачку конденсата, покрытие потерь, заработ-
ную плату обслуживающего персонала.
Амортизационные отчисления определяются с учетом
норм амортизации и капитальных затрат на паровую
и конденсатную сети, руб/год:
*$ам=ЯамКп.к ’ Ю~2, (1-27)
где а;,м — норма амортизации, %; Кп.к — капитальные
затраты на паровую и конденсатную сеть, определяе-
мые на основе специальных смет.
Затраты на текущий ремонт Зт.р, руб/год, подсчиты-
ваются по формуле
5т.р=рКп.к, (1-28)
где р — доля затрат.
Ориентировочно затраты на текущий ремонт паровой
сети могут быть оценены в 1% капитальных затрат на
них.
Затраты на перекачку конденсата, руб/год, равны:
3^=ЭЦ, (1-29)
где Э—годовой расход электроэнергии на привод кон-
денсационных насосов, кВт-ч/год; Ц — тариф на элек-
троэнергию в данной энергосистеме, руб/(кВт-ч).
Затраты на покрытие потерь, руб/год, определяются
следующим образом:
5п п — Яц-Оп.т,
(1-30)
где ап — себестоимость пара, поступающего в сеть,
руб/т; /)п.т — потери теплоты (пересчитанные на потери
пара по энтальпии) и потери пара через неплотности,
т/гол.
Затраты на заработную плату, руб/год, составят;
S3 п= ИпгОр.нФ, (1-31)
где пш — штатный коэффициент по паровым сетям,
чел-ч/т; £>Р.Т1 —расчетная нагрузка паровой сети, т/ч;
Ф — средняя заработная плата на одного работника,
руб/год. , z
78
Прочие затраты определяются в процентах от пре-
дыдущих эксплуатационных расходов по паровой и кон-
денсационной сетям.
Следовательно, суммарные годовые расходы,
руб/год, по паровой и конденсационной сетям предприя-
тия выразятся следующим образом:
SS=SaM + *$т.р +-Sп.к +
'FSn.n-b^g.n-j-Sir.S, (1-32)
тогда себестоимость транспорта 1 т пара
атп = 5^> (1-33)
где h — годовое число часов использования нагрузки па-
ровой сети, ч/год; Вп — расход пара в сети, т/ч.
Примерная структура затрат на транспорт пара вы-
глядит следующим образом [17]:
Статьи затрат Затра-
ты, %
Амортизация............................................: 43—37
Перекачка конденсата ....................................3—1
Потери теплоты и пара....................................35—30
Затраты эксплуатационного и ремонтного персонала . . . 8—20
Общесетевые расходы (прочие).............................11—12
Энергетические ресурсы могут использоваться раз-
личным образом : в качестве топлива в энергетических
установках, сырья и топлива, материалов неэнергетиче-
ского назначения, а также одновременно в качестве
сырья и источника энергии или для производства не-
скольких видов энергии (комплексное использование).
Оценкой использования энергетических ресурсов
.в технологических процессах может служить коэффици-
ент полезного действия, представляющий отношение ко-
личества энергии, полученной в этом процессе или по-
лезно использованной, к количеству подводимой
энергии. Энергетический к. п. д. называется еще коэф-
фициентом теплоиспользования:
1) —Т)д.т’1']пр.эТ]тр.эТ1пр.м'7]т.т>
(1-34)
где т)д.т — к. п. д. добычи, транспорта и переработки топ-
лива; т|пр.э — к. п. д. производства энергии (теплоты,
электроэнергии); т]тр.э—к. п. д. транспорта энергии;
йпр.м — к. п. д. привода механизмов; т]т.т — к. п. д. тех-
нологического транспорта.
79
При использовании в одном технологическом процес-
се нескольких видов энергоносителей суммарный к. п. д.
будет равен:
п
^-2 (М/). (1'35)
Z —1
где т]г- — энергетический к. п. д. для данного вида энер-
гоносителя; е» — доля данного энергоносителя в общем
энергетическом балансе данного технологического про-
цесса производства.
Энергетический к. п. д. данного технологического
агрегата определяется следующим образом:
„_______Qu + Ов.Э __ / 1
Ст + Сэкз + ^др ’ ( 'Зб)
где Qn — полезная теплота в технологическом процессе
производства; QB.a-—теплота вторичных энергоресурсов,
используемая вне данного технологического процесса;
QT — теплота топлива; Q3K3 — теплота экзотермических
реакций; 2Qnp — теплота других энергоносителей.
Полезная теплота первичных энергоносителей, ресур-
сов в технологических процессах производства находит-
ся в следующих пределах, %:
Силовые процессы..................................... . 20—35
Высокотемпературные процессы.......................... 15—65
Средне- и низкотемпературные процессы.................30—85
Электрохимические процессы ........................... 18—20
Освещение.............................................Менее 1*
* Это значение отражает исключительно низкий к. п. д. (2—3%) источни-
ков света — электрических ламп накаливания.
Суммарный к. п. д. использования топливно-энерге-
тических ресурсов в промышленности составляет в на-
стоящее время около 37,2% [И], остальные 62,8% —
потери, в том числе, %:
При добыче, транспорте и переработке топлива ...... 2,2
При генерировании энергии................................ 24,2
При транспорте энергии................................. . 1,7
При использовании энергии................................ 34,7
Все потери разделяются на неизбежные (собствен-
ные) и технические.
Под неизбежными (собственными) понимаются та-
кие потери, которые при данных условиях организации
80
процесса не могут быть устранены или уменьшены без
радикального изменения самого процесса.
Технические потери — это такие потери, которые мо-
гут быть снижены или устранены путем улучшения орга-
низации процесса. Однако устранение потерь энергии
всегда должно сопровождаться технико-экономическим
обоснованием, если, конечно, это связано с относитель-
но значительными изменениями и затратами при орга-
низации.
Важным обстоятельством в повышении к. п. д. явля-
ется использование вторичных ресурсов энергии. На
снижение к. п. д. влияет повышение удельного веса
электроэнергии в общем энергопотреблении, так как ее
производство происходит с меньшим к. п. д.
В ближайшей перспективе можно ожидать повыше-
ния суммарного к. п. д. на 7—8% [17].
При анализе и использовании энергоресурсов в слож-
ных энерготехнологических установках целесообразно
определять их эксергетический к. п. д., который можно
записать следующим образом:
^затр Атот
Т--------U-37)
ъзатр ^-ид । ^-тют
где Лзатр —затраченная эксергия; Апот— потери эксер-
гии; АИд—затраты эксергии при идеальном ведении про-
цесса.
Потери эксергии могут быть внутренними и внешни-
ми. Внутренние связаны с потерями в самих процессах
(с их обратимостью), внешние — с потерями вне рас-
сматриваемой установки, например с продуктами сгора-
ния, выходящими из котла. Например, энергетический
к. п.д. котла равен 90%, эксергетический 46%. При этом
эксергия связана с необратимостью процесса горения
(24%) и теплообмена (25%).
Повышение к. п. д. энергоиспользования приводит,
как правило, к необходимости увеличения капитальных
и эксплуатационных затрат. Поэтому возникает задача
соизмерения увеличения затрат и экономии энергоресур-
сов с целью определения оптимального технического ре-
шения и соответствующего ему оптимального к. п. д.
Их значения зависят от многих факторов: типа уста-
новки, географического района размещения, вида ис-
пользуемых энергоносителей и других факторов.
Только в частных случаях, когда изменение парамет-
ров отдельных установок не влияет на режим работы
6—244 81
Остальных, оптимизация Может проводиться для опре-
деленных частей системы энергетических установок.
В основном оптимизация должна проводиться для всей
системы в целом. В настоящее время разработаны ме-
тоды получения оптимального к. п. д. [19].
Тарифы на пар (теплоту) дифференцируются по
энергосистемам, способам получения (от ТЭЦ или ко-
тельных) и параметрам пара.
Расчеты с потребителями производятся по односта-
вочному тарифу, который дается применительно к пару
определенных параметров. При снижении параметров
пара уменьшается и тариф. Правда, последнее больше
относится к пароснабжению от ТЭЦ, так как в данном
случае при уменьшении параметров пара увеличивается
выработка электроэнергии на базе отпускаемой тепло-
ты. При этом тарифы установлены из условий 100%-ного
возвращения конденсата. За невозвращение конденсата
потребители кроме тарифа на теплоту оплачивают кон-
денсат по себестоимости химически очищенной воды.
Еще более жесткие требования на возврат конденсата
ТЭЦ записываются в специальных договорах на отпуск
теплоты, норм возврата конденсата (в процентах по-
требляемого пара) и его количество.
К сожалению, при получении пара от промышленной
котельной такие жесткие требования не устанавлива-
ются, что приводит к большим потерям средств и топ-
лива.
Глава вторая
ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПАРОСНАБЖЕНИЯ
1-1. ВОДЯНОЙ ПАР И ЕГО СВОЙСТВА
Превращение воды в пар может идти двумя путя-
ми— испарением и кипением.
Испарением называется парообразование, происхо-
дящее только с поверхности жидкости и при любой тем-
пературе. Интенсивность испарения зависит от физиче-
ских свойств жидкости и насыщения ее парами окру-
жающей среды. При испарении температура жидкости
понижается.
82
Кипением называется парообразование, происходя-
щее при определенных температуре tH (температуре на-
сыщения) и давлении рп (давлении насыщения).
Конденсацией называется процесс, обратный паро-
образованию. Жидкость, образовавшаяся в результате
данного процесса, называется конденсатом.
Количество теплоты, пошедшее на превращение 1 кг
воды, нагретой до температуры насыщения, в сухой на-
сыщенный пар, называется скрытой теплотой парообра-
зования г. Количество теплоты, выделяющееся при кон-
денсации 1 кг пара, численно равное г, называется
теплотой конденсации пара.
Пар, имеющий максимальную плотность при данном
давлении, — насыщенный водяной пар. Всякий промыш-
ленный водяной пар — насыщенный.
Насыщенный водяной пар может быть влажным, су-
хим и перегретым. В объеме влажного насыщенного
пара в виде мельчайших капелек находится вода, за-
брасываемая в пар из сепарационных устройств котлов.
Вместе с водой в пар поступает определенное количест-
во солей, которые могут давать нежелательные отложе-
ния на поверхностях нагрева при полном испарении во-
ды, что имеет, например, место в пароперегревате-
лях котлов. Следовательно, чем больше пар уносит
воды, тем больше возможность образования отло-
жений.
Сухой пар не содержит воду, но имеет температуру
насыщения. В практических условиях сухой насыщен-
ный водяной пар не встречается, так как он является
мгновенным состоянием перехода влажного насыщен-
ного пара в перегретый.
Перегретый пар имеет температуру выше температу-
ры насыщения.
Водяной пар является реальным газом, поэтому все
расчеты по нему ведутся с помощью Г, s-диаграммы или
специальных таблиц насыщенного водяного пара
(табл. 2-1) [20]. В представленной таблице рн и tH—
соответственно давление и температура насыщения;
и" — удельный объем пара; г — скрытая теплота паро-
образования; I'— энтальпия воды; i" — энтальпия сухого
насыщенного пара.
В [20] приведены более подробные таблицы насы-
щенного водяного пара с указанием значения удельного
объема воды и сухого пара и их энтальпий
6* ^3
Таблица 2-1
Параметры насыщенного водяного пара в зависимости
от давления
ра' МПа 'н’ °C V" , м«/кг кДж/кг кДж/кг Г, кДж/кг
0,005 32,89 28,23 137,79 2560,9 2423,1
0,01 45,82 14,70 191,84 2583,9 2392,1
0,025 64,99 6,201 272,03 2617,6 2345,6
0,05 81,33 3,243 340,53 2645,2 2304,7
0,10 99,62 1,696 417,47 2674,9 2274,5
0,12 104,80 1,43 439,34 2683,0 2243,6
0,14 109,31 1,237 458,42 2690,1 2231,7
0,16 113,31 1,092 475,41 2696,3 2220,8
0,18 116,93 0,978 490,68 2701,8 2211,1
0,20 120,23 0,886 504,74 2706,8 2202,0
0,22 123,27 0,810 517,7 2711,0 2193,3
0,24 126,09 0,747 529,9 2714,9 2185,0
0,26 128,73 0,692 541,2 2718,9 2177,7
0,28 131,20 0,646 551,7 2722,3 2170,7
0,30 133,54 0,605 561,7 2725,5 2163,9
0,35 138,87 0,524 584,4 2732,3 2147,9
0,40 143,62 0,462 604,6 2738,7 2134,1
0,45 147,92 0,413 623,0 2743,9 2120,9
0,50 151,84 0,374 640,1 2748,8 2108,7
0,60 158,84 0,315 670,6 2756,9 2086,3
0,70 164,96 0,272 697,2 2763,7 2066,5
0,80 170,41 0,240 720,9 2769,0 2048,1
0,90 175,36 0,214 742,7 2777,7 2031,0
1,00 179,88 0,194 762,4 2777,8 2015,3
1,10 184,05 0,177 781,3 2781,2 1999,9
1,20 187,95 0, 163 798,4 2784,6 1986,2
1,30 191,60 0,151 814,6 2787,4 1972,4
1,4 195,04 0,140 830,0 2789,7 1959,7
1,5 198,28 0,131 844,5 2791,8 1947,3
1,6 201,36 0,123 858,3 2793,5 1935,2
1,7 204,30 0,116 871,7 2795,3 1923,5
1,8 207,10 0,110 884,2 2796,5 1912,3
1,9 209,78 0,104 896,6 2797,9 1901,3
2,0 212,37 0,099 908,6 2799,2 1890,7
2,2 217,24 0,090 930,9 2800,6 1869,7
2,4 221,77 0,083 951,8 2801,8 1850,0
2,6 226,04 0,076 971,9 2802,6 1830,8
2,8 230,04 0,071 990,2 2803,1 1812,8
3,0 233,87 0,066 1008,4 2803,1 1794,7
3,5 242,54 0,057 1049,8 2802,8 1753,0
4,0 250,33 0,049 1087,5 2800,6 1713,2
84
Удельный объем сухого насыщенного водяного пара
связан с плотностью пара следующим соотношением:
о"=1/р".
Важной характеристикой влажного насыщенного во-
дяного пара является его степень сухости х. Эта вели-
чина определяет долю пара в пароводяной смеси, а у—
соответственно долю жидкости:
у=1-х. (2-1)
Энтальпия влажного насыщенного пара выражается
через степень сухости следующим образом:
ix=i'+rx, (2-2)
где I'— энтальпия воды на линии насыщения, кДж/кг;
г — скрытая теплота парообразования, кДж/кг.
Удельный объем влажного насыщенного пара
vx=xv"+ (1— x)v', (2-3)
где п" и у'—удельные объемы водяного пара и воды,
м3/кг.
Плотность влажного насыщенного пара, кг/м3,
(2-4)
vx
Следовательно, энтальпия влажного насыщенного
пара и его плотность во многом зависят от степени су-
хости пара, т. е. от доли сухого пара в пароводяной
смеси.
Энтальпия влажного насыщенного пара практически
может быть определена только калориметрическим спо-
собом, который неудобен для практического использо-
вания. Зная энтальпию влажного насыщенного пара, по
уравнению (2-2) легко найти его степень сухости.
Энтальпию перегретого пара можно определить сле-
дующим образом:
tn.n==t/+тс-р (/п.п Ат), (2-5)
где i" —энтальпия сухого насыщенного пара, кДж/кг;
ср — средняя удельная теплоемкость перегретого пара,
кДж/(кг-К) (табл. 2-2) [20].
Из формулы (2-5) видно, что энтальпия перегретого
пара при одном и том же давлении всегда больше
энтальпии насыщенного пара, что говорит о большей
энергоспособности перегретого пара.
85
Параметры перегретого пара значительно легче под-
даются определению по сравнению с параметрами влаж-
ного насыщенного пара. Например, энтальпия просто
находится по давлению и температуре. Отсюда по раз-
ности энтальпий на входе и выходе из паропровода
можно определить теплопотери и выбрать тепловую изо-
ляцию трубопровода (см. пример 2-1). Вообще исполь-
зование перегретого пара дает:
1) возможность регулирования энтальпии пара в ши-
роких пределах за счет степени его перегрева;
2) более высокую эффективность использования
автоматического регулирования и управления пароснаб-
жением;
3) возможность обеспечения заданных параметров
пара на входе к потребителям;
4) относительно меньшие потери теплоты в паропро-
водах;
5) относительное снижение расхода топлива.
Таблица 2-2
Значения средних удельных теплоемкостей тср
перегретого пара
Темпера- тура пара 't, °C Давление пара р, МПа
0,1 1.0 2,0 3,0 | 4.0 5,0 6,0
100 2.038 — —
120 2,007 и- .— <—. <" •
180 1,974 2,613 —
200 — 2,433 —— — 1 1' — —-
220 — 2,316 2,939 .—. — ' “ *
240 — 2,242 2,674 3.336J — —
260 —. 2,194 2,505 2,944 3,582
280 — 2,395 2,704 3,116 3,683 4,514
300 — •— '— 2,548 2,834 3,199 3,679
При использовании пара особое внимание надо уде-
лять отсутствию пропуска пара через потребитель (про-
летный пар).
Пример 2-1. Перегретый пар поступает в паропровод в ко-
личестве Gn=3 кг/с, имея параметры pi=0,5 МПа и ti=180°C.
На выходе из паропровода его параметры составляют д2=0,4МПа,
<2=160°С. Определить потери теплоты в паропроводе и его к. п. д.
Решение. Потери теплоты в паропроводе, кВт,
С=Оп(й-12). (2-6)
Энтальпию пара на входе в паропровод й, кДж/кг, и энталь-
пию пара на выходе из паропровода i2, кДж/кг, определяем из
уравнения (2-5). Значения i", берем из табл. 2-1 по соответ-
86
Ствующему давлению пара, а значение тср—по давлению и тем-
пературе перегрева из табл. 2-2. Энтальпии пара на входе и вы-
ходе из паропровода соответственно равны:
ц=2748,8-ф2,613(180—151,8)=2822,3 кДж/кг;
z2=2738,74 2,613 (160—143,6) =2779,2 кДж/кг,
откуда потери теплоты в паропроводе н к. п. д. составляют:
<2=3 (2822,3—2779,7) = 132 кВт;
qn.n=i2/il=2779,2/2822,3= 95,3. (2-7)
Пример 2-2. Определить к. п. д. пароводяного подогревателя,
если в него поступает пар с 14=2720 кДж/кг, а выходит парово-
дяная смесь (конденсат с паром при х=5%), энтальпия которой
i2=232 кДж/кг.
Решение. Коэффициент полезного действия подогревателя
определим по следующему уравнению:
е, — 12 2720 — 232
2720 = 0’915-
(2-8)
''In =
При отсутствии пропуска пара с конденсатом к. п. д. равен:
2720— 102 „ „
71п = 2720 =0,962.
Следовательно, даже незначительные пропуск пара и его со-
держание в конденсате после теплообменных аппаратов намного
снижают их к. п. д.
2-2. ПАРОВОЗДУШНЫЕ СМЕСИ
В процессе эксплуатации ряда устройств (например,
камер для тепловой обработки бетонных и железобе-
тонных изделий) в них образуется паровоздушная
смесь. Содержание воздуха в паре уменьшает его
энтальпию и теплоотдачу к поверхности нагрева. Зна-
ние фактического содержания воздуха в паре позволяет
более точно вычислять коэффициенты теплоотдачи, про-
водить тепловые расчеты и облегчает наладку работы
оборудования в эксплуатационных условиях.
Согласно теории энтальпия паровоздушной смеси
1пв.с=1п§'п+ lugs,
(2-9)
где 1П, 1в — энтальпии влажного насыщенного пара и
воздуха, кДж/кг; gn, gV1— массовые доли пара и воз-
духа.
Энтальпия влажного насыщенного пара находится
по формуле
iu=(l— x^i' + xi", (2-10)
где х — степень сухости пара; I', i"— энтальпии воды и
пара на линии насыщения.
87
Энтальпия влажного воздух;!
^в==^с.в4_0,001Лп.в, (2-11)
где г’с.в — энтальпия сухого воздуха, кДж/кг; d — влаго-
содержание влажного воздуха, г/кг сухого воздуха;
г’п.в — энтальпия пара в воздухе, кДж/кг.
Подставив выражения (2-10) и (2-11) в формулу
(2-9), получим:
йв.с— [ (1 —X) I7 + Xi"] £п +
+ (4с.в + 0,001Йп.в)^в, (2-12)
где массовые доли равны:
для пара
рп
(2-13>
для воздуха
- (2-14)
Рп -Г Рв
здесь рп, рв — плотности пара и воздуха, кг/м3, при их
парциальных давлениях.
Плотность влажного насыщенного пара определяется
как
(2-15)
где v", v'— удельные объемы пара и воды на линии
насыщения, м3/кг.
Плотность воздуха находится из характеристическо-
го уравнения состояния идеального газа:
где рв — давление воздуха, МПа; /?в— газовая постоян-
ная [для воздуха /?в=287 Дж/(кг-К)]; Тсм — темпера-
тура смеси, К.
Теплофизические свойства паровоздушной смеси
в интервале температур /пв.с—50^-100°С при давлении
рп=0,99 МПа представлены в табл. 2-3.
Из табл. 2-3 видно, что при снижении температуры
паровоздушной смеси от 100 до 80°С содержание воз-
духа в ней значительно возрастает. Следовательно, если
в устройстве имеет место даже незначительное сниже-
ние температуры теплоносителя ниже температуры на-
сыщения, значит в паре имеется воздух. При этом резко
уменьшается энтальпия теплоносителя и изменяются все
его физические параметры.
Таблица 2-3
Зависимость параметров паровоздушной смеси
от температуры
'пв.с’ °С ^В гпв.с* кДж/кг Рпв.с’ кг/м3 №/с
100 1 0 2680 0,59 20,53
97,5 0,9 0,1 2417 0,62 20,27
95 0,78 0,22 2078 0,69 19,43
90 0,6 0,4 1615 0,73 18,87
85 0,47 0,53 1336 0,77 18,46
80 0,36 0,64 1060 0,83 17,9
75 0,28 0,72 851 0,85 17,7
70 0,21 0,79 672 0,87 17,4
65 0,17 0,83 565 0,89 17,31
60 0,14 0,86 483 0,9 17,18
50 0,07 0,93 301 0,92 16,93
Для определения содержания воздуха во влажном
насыщенном паре необходимо знать температуру и дав-
ление смеси, степень сухости пара, относительную влаж-
ность и температуру воздуха, поступающего в устройст-
во. От точности получения этих параметров зависит точ-
ность последующих вычислений искомых величин. По-
этому температуру надо измерять образцовыми прибо-
рами, класс точности которых соответствует условиям
измерения.
Порядок определения содержания воздуха в паре и
его энтальпии следующий. В зависимости от температу-
ры среды и степени сухости пара находят его плотность
в смеси по формуле (2-15). Значения v' и и" находят из
таблиц насыщенного пара. Плотность воздуха в смеси
вычисляют по формуле (2-16), подставив туда значения
Рв И Дм-
Парциальное давление воздуха равно:
рв—Рем Рп- (2-17)
Парциальное давление пара находят по таблицам
насыщенного пара в зависимости от температуры смеси.
Массовые доли пара и воздуха, отражающие фактиче-
ское цоздухосодержание, определяют по формулам
89
(2-13), (2-14). Таким образом, способ нахождения фак-
тического воздухосодержания несложен и может быть
легко освоен на практике.
При использовании в качестве теплоносителя пара
интенсивность теплообмена между паром и поверхно-
стью нагрева характеризуется интенсивностью его кон-
денсации. Если в паре содержится воздух, то он за-
трудняет приток пара к поверхности нагрева, создавая
значительное термическое сопротивление. Так, по дан-
ным [22] при соотношении воздуха и пара в смеси
рЕ/рп=1 коэффициент теплоотдачи падает в 2 раза,
а при рв/Рп=2 — в 5 раз.
Однако по данным [22] этот недостаток можно
уменьшить, увеличив скорость движения паровоздушной
смеси. При достижении средней массовой скорости дви-
жения паровоздушной смеси примерно 7 кг/(м2-с) зна-
чение коэффициента теплоотдачи восстанавливается по
сравнению с чистым паром, если содержание воздуха
в паре не превышает 1%. При 12% воздуха и при дан-
ной скорости коэффициент теплоотдачи паровоздушной
смеси составляет 0,75 от значения коэффициента тепло-
отдачи чистого пара. Одновременно, по исследованиям
автора [23], при этом образуется равномерная паро-
воздушная смесь, что устраняет локальные перегревы
поверхности нагрева. Последнее очень важно в процес-
сах тепловой обработки бетона, сушки и др.
Зависимость температуры смеси от содержания воз-
духа в паре позволяет относительно просто определять
недостатки работы различных устройств, в которых об-
разуется паровоздушная смесь. Для этого надо в раз-
личных точках рабочего объема устройства (камеры)
измерить температуру. В местах, где она будет меньше,
сосредоточен воздух, наличие которого приводит к не-
равномерности прогрева рабочего объема или деталей.
Наилучшими способами устранения данного недостатка
на практике являются применение эжектируюших сопл,
которые надо устанавливать в местах с уменьшенной
температурой теплоносителя, или создание условий по
удалению воздуха из рабочего объема устройств (камер,
рубашек и др.) при его заполнении паром. Это можно
организовать за счет отсоса воздуха при поступлении
пара эжектором или продувкой острым паром. Правда,
как показала практика, последний способ малоэффек-
тивен и вызывает лишние потери пара.
90
В промышленности применяется большое количество
устройств, либо используются паровоздушные смеси
(пропарочные устройства заводов сборного железобе-
тона), либо они образуются при работе теплообменников
на влажном насыщенном паре. В обоих случаях данная
методика может оказать существенную помощь энерге-
тикам предприятий.
2-3. ИСТЕЧЕНИЕ И ДРОССЕЛИРОВАНИЕ ВОДЯНОГО ПАРА
Истечением называется движение пара через отвер-
стия специальных устройств (диафрагм, сопл).
Относительно короткие каналы особой формы, ис-
пользуемые для истечения пара, называются соплами.
Сопла могут быть суживающимися и расширяющимися.
Несмотря на то что в термодинамических соотношениях,
-описывающих процесс истечения, фигурирует только
-одна геометрическая характеристика канала — площадь
выходного сечения капала, применяются различные кон-
струкции аппаратов истечения пара. Объясняется это
стремлением свести к минимуму необратимые потери
трения в процессе движения пара и преобразования его
потенциальной энергии давления в кинетическую энер-
гию движения. Дело в том, что при истечении пара из
отверстия за острыми кромками отверстия и перед ни-
ми образуются многочисленные завихрения потока пара,
что вызывает значительные потери его энергии. Несколь-
ко меньшие потери, но они также относительно велики,
возникают при истечении не непосредственно из отвер-
стия, а из трубы постоянного сечения, соединенной
с этим отверстием. Поэтому применяют истечение из
сопла-канала, сечение которого плавно изменяется на
протяжении его длины. Для уменьшения трения внутри
канала его поверхность тщательно обрабатывается. Су-
живающееся сопло можно рассматривать как трубу,
входной участок которой выполнен сглаженным, без
острых кромок, а участок постоянного сечения сведен
к минимуму. Суживающие сопла с прямыми кромками
теоретически обеспечивают скорость звука пара на вы-
ходе из сопла при критическом отношении давлений
р1/р2- Суживающиеся сопла с косыми кромками могут
создавать скорость пара на выходе в пределе даже не-
сколько выше звуковой за счет добавочного расширения
лара на выходе из сопла.
91
Комбинированное сопло, состоящее из суживающего-
ся и расширяющегося участков, носит название сопла
Лаваля. Такие сопла позволяют получать скорости пара
на выходе, значительно превышающие скорость звука.
Процесс истечения пара наиболее наглядно можно
представить на I, s-диаграмме (рис. 2-1). Из представ-
ленной диаграммы видно, что теоретический процесс
истечения водяного пара
к Дж/(кг-к)
Рис. 2-1. Процесс истечения пара в I,
s-диаграмме.
можно рассматривать как
адиабатный процесс,
т. е. процесс без тепло-
обмена. Близость ре-
ального процесса исте-
чения водяного пара
к адиабатному объяс-
няется высокой ско-
ростью движения пара,
а значит, небольшими
тепловыми потерями.
В действительности он
является политропным
процессом (кривая
1-2'), так как при исте-
чении возникают значительные завихрения и потери на
трение. В результате действительный, срабатываемый
перепад энтальпии меньше, чем теоретический (й—Й2<
ii—is) - Отношение этих перепадов энтальпий определяет
адиабатный к. п. д. сопла:
^ад
(2-18)
где й и й — энтальпия пара перед соплом и после него
при отсутствии потерь, кДж/кг; Й2— энтальпия пара
сопла с учетом потерь, кДж/кг.
Чем выше адиабатный к. п. д., тем правильнее с тер-
модинамической точки зрения выполнено сопло, тем вы-
ше его технологическое исполнение (чистота внутренней
поверхности, отсутствие заусенец на кромках, правиль-
нее, четче, и глаже выполнен входной профиль сопла
или диафрагмы). Следовательно, вопросам точности,
правильности и чистоты изготовления устройств истече-
ния пара надо уделять особое внимание. Очень важное
значение на потери при истечении пара оказывают фор-
ма отверстия, геометрические формы и характеристики
условий входа и выхода пара из отверстий, физические
параметры пара.
92
Форма отверстий
Таблица 2-4
Коэрфицпент расхода р дча перегретого пара
0,76
0,78
0,90
0,855
0,985
93
Ё табл. 2-4 [25J представлены значения коэффици-
ентов расхода от условий входа и выхода пара из круг-
лых отверстий.
Для прямоугольных и квадратных отверстий с хоро-
шей их обработкой коэффициенты расхода находятся
в пределах ц=0,6-М),65.
Коэффициенты расхода для перегретого пара на
3—5% выше, чем для влажного насыщенного пара со
степенью сухости не менее 0,9.
Истечение пара сопровождается резким изменением
его параметров (уменьшением давления, температуры),
увеличением удельного объема. Одновременно резко из-
меняется качество пара. Перегретый пар снижает сте-
пень перегрева или становится влажным насыщенным.
Влажный насыщенный пар увеличивает при истечении
свою влажность.
Следовательно, в процессе истечения изменяются
свойства пара, что необходимо учитывать при его рас-
чете.
Расчет изменения параметров пара при его истечении
проще всего осуществлять по г, s-диаграмме. При этом
процесс истечения следует рассматривать как адиабат-
ный (рис. 2-1, отрезок 1-2). Зная адиабатный перепад
энтальпий пара, действительная скорость истечения W,
м/с, определяется так:
1Г = р.|/Ц7~=Ч), (2-19)
где ц •— коэффициент расхода, учитывающий потери при
истечении; ц и — энтальпия соответственно до и после
истечения пара, кДж/кг.
Тогда расход пара G, кг/с, при истечении равен:
(2-20)
где / — площадь отверстия, через которое происходит
истечение, м2.
Однако при этом следует учитывать возможность до-
стижения критической скорости и критического расхо-
да. Дело в том, что при перепаде давлений пара р2/Рь
примерно равном 0,5, скорость истечения через мини-
мальное сечение сопла достигает критического значения
(теоретически — скорости звука в данной среде, а фак-
тически— значительно меньшего значения из-за потерь
в устройстве истечения). Объясняется это тем, что дав-
ление в среде распространяется со скоростью звука
94
в данной среде. Значение критического перепада давле-
ний можно определить из следующего выражения:
k
где k — показатель адиабаты.
Так как для перегретого пара &=1,3, то рк,р=0,546;
для влажного насыщенного пара Аж=1,0354-0,1%, т. е.
А—1,3, р1(р^0,55. Здесь х — степень сухости пара.
Учитывая сказанное, формулами (2-19) и (2-20) мож-
но пользоваться практически только до критической ско-
рости истечения, так как для надкритических скоростей
(при расширяющемся сопле) не известно конечное значе-
ние давления, которое нельзя принимать равным давле-
нию среды, в которую происходит истечение. Отсюда пе-
ред расчетом надо прежде всего определить
Если полученное значение больше критического отноше-
ния давлений, можно расчет проводить по формулам
(2-19) и (2-20). При рюр расход пара максимальный
(критический), кг/с, и определяется по формулам:
для пара
омакс== 0,635/Гт; (2-22)
для перегретого пара
GmKC = 0,668/ /уд, (2-23)
где pi—давление пара перед истечением, Н/м2; Vi—
удельный объем пара перед истечением, м3/кг; / — пло-
щадь сечения отверстия истечения, м2.
Через энтальпийный перепад с использованием фор-
мулы (2-20) и z, s-диаграммы определение максималь-
ного расхода надо проводить следующим образом: из
формулы для критического отношения давлений (2-21)
определяются значения р, при этом показатель адиабаты
корректируется с учетом /гж=1,35-ь-0,1%. Полученные зна-
чения подставляются в соотношение p=p2/pi, из которо-
го определяется р2. Затем на I, s-диаграмме опускают
вертикаль из точки, определяющей параметры до исте-
чения, до линии давления р2. Полученные значения
энтальпий подставляют в формулу (2-20). При этом учи-
тывается не только критический перепад давлений пара,
но и степень сухости для влажного насыщенного пара и
коэффициент расхода, т. е. определяется действительный
95
расход в данных условиях с использованием наиболее
простых отношений для критического истечения.
Процесс адиабатного расширения пара всегда со-
провождается получением работы. При истечении пара,
как было показано, адиабатная работа расширения пара
переходит в увеличение скорости его движения. С дру-
гой стороны, работа расширения пара переходит в меха-
ническую работу в паровых турбинах, паровых прессах
и молотках.
В этих случаях адиабатная работа пара согласно
рис. 2-1 выражается на I, s-диаграмме отрезком верти-
кальной прямой между точками параметров начала и
конца расширения пара. Следовательно, аналитически
работу можно записать как разность энтальпий пара:
А/ад=й—й- (2-24)
Если через устройство проходит G, кг/с, пара, то
адиабатная работа равна:
(2-25)
В действительности имеются различные потери, ко-
торые учитываются адиабатным к. п. д. установки, тог-
да действительная работа
77ад==Ц ад/7 (Й Й) (2-26)
Наконец, любое устройство, преобразующее энергию
пара в механическую энергию, обладает потерями тре-
ния (привода вспомогательных механизмов и др.), кото-
рые учитываются механическим к. п. д.:
йд—ЦадПмО (11—1’2). (2-27)
Полученное уравнение (2-27) позволяет определить
мощность механического привода различных устройств,
работающих на паре. Из этого-уравнения видно, что при
одном и том же расходе пара, если пар перегрет, мощ-
ность, адиабатный и механический к. п. д. устройства
будут больше, а расширение пара будет более глубоким.
Однако слишком сильного увлажнения пара допускать
нельзя ввиду опасности гидравлического удара и эрозии
металла.
С другой стороны, любое устройство, работающее на
паре, может оказаться неэкономичным вследствие отсут-
ствия регенерации теплоты, уносимой с паром.
99
этого сопротивления.
Рис. 2-2. Процесс дросселирования
пара в i, s-диаграмме.
изоэнтальпийность процесса
Дросселированием называется эффект давления струи
пара (рабочего тела) в процессе его протекания через
местное сужение в трубопроводе.
С процессом дросселирования пара повсеместно при-
ходится сталкиваться на практике, например при его
движении через неполностью открытый вентиль.
Физически падение давления за местным сопротивле-
нием обусловлено диссипацией энергии потока, расхо-
дуемой на преодоление
В связи с падением
давления пара после
дросселирования его
удельный объем всегда
увеличивается.
Термодинамика, рас-
сматривая дросселиро-
вание идеального газа,
определяет, что про-
цесс дросселирования
является в данном слу-
чае обратимым и изо-
энтальпийным (проис-
ходящим при постоян-
ной энтальпии). Однак
дросселирования сохраняется и для реального газа —
водяного пара, так как работа, совершаемая потоком
против сил трения, превращается в теплоту, передавае-
мую потоку пара.
Изоэнтальпийность процесса дросселирования водя-
ного пара указывает па целесообразность его рассмотре-
ния с помощью i, s-диаграммы.
На рис. 2-2 представлен процесс дросселирования пе-
регретого пара (отрезок 1-2) и влажного насыщенного
(отрезок 3-4). Отсюда видно, что при дросселировании
перегретого пара резко уменьшаются его давление, тем-
пература, увеличиваются удельный объем и степень пе-
регрева. При дросселировании влажного насыщенного
пара также происходит падение давления и температуры
с увеличением удельного объема пара при одновремен-
ном увеличении его степени сухости, а при глубоком
дросселировании — даже перегрев пара.
Увеличение степени перегрева и уменьшения влажно-
сти пара обусловлено переходом энергии преодоления
трения в теплоту.
7—244
97
Полученные данные показывают на нецелесообраз-
ность дросселирования пара для привода силовых уста-
новок. Однако благодаря дросселированию пара перед
поступлением его в греющие устройства можно регули-
ровать качество пара, например если он поступает слиш-
ком влажным, то за счет дросселирования можно его
несколько подсушить.
Пример 2-3. Незначительно першретый пар при р[=0,3 МПа,
б=1360С выходит через крупноразмерное сопло (типа сопла Ла-
валя), расширяясь до р2=0,1 МПа. Определить состояние пара по-
сле расширения пт выходе из сопла, действительную скорость И
расход пара, если коэффициент расхода сопла цс=0,82, a dc=
=20 мм.
Решение Из табл. 2-1 необходимо выписать данные по па-
раметрам пара до и после расширения пара. При pi=0,3 МПа
/Н=133,5°С, отсюда перегрев пара At—ft—/н=136—133,5=2,5°С:
энтальпия сухого пара i'"i=2725,5 кДж/кг. Энтальпию перегретого
пара найдем по формуле (2-5):
it=i"t~\ cvftvr. -7Н) =2725,5—1,99(136—133,5)=2730,4 кДж/кг.
Далее по s-дпаграмме определяем энтальпию пара после
истечения, считая теоретически процесс истечения адиабатным про-
цессом. Тогда энтальпия ;2=2570 кДж/кг. Степень сухости можно
найти по I, s-дияграммс или аналитически по формуле
ri
2570 — 417,4
227475
=0,946,
где 1'2 — энтальпия воды на линии расширения при р2=0.1 МПа;
г2 - скрытая теплота парообразования.
Скорость истечения найдем по уравнению (2-19):
W = р.с V<ЦЦ— is) =0,83 К.272730,4 — 2570) 103 = 470 м /с.
Расход пара через сопто по формуле (2-23) будет равен:
Счакс = ^.0,668/ = 0,83-0,668.314.10-«Х
уК 0,3 Лб^о;б 0,0738 кг/с,
где (=0,785.
Пример 2-4. Влажный насыщенный пар (.Xi=0,98; pi=l,3 МПа)
дросселируется до давления р2=0,4 МПа. Определить параметры
пара после дросселирования.
Решение Из табл 2-1 выписываем параметры пара до
дросселирования: —191,6°С; t'^814,6 кДж/кг; i"t —
= 1972,7 кДж/кг.
Тогда энтальпия влажного насыщенного пара по формуле
(2-2) равна:
й, ~ 814,6 4 147°,7-0,98— 2746,5 кДж'кг.
98
Из табл. 2-1 по давлению рг = 0,4 МПа находим параметры па-
ра: ZHj = 143,Ь2°С; »"г = 2738,7 кДж/кг.
Так как t больше t"2, то после дросселирования пар стано-
вится перегретым. Перегрев можно определить либо по диаграмме,
либо аналитически по формуле (2-5), откуда
ix ~ 1"г 2746,5 — 2738,7
М = tnn — /Н2 = — — = j-yy 143,62 = 3,8°С.
2-4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ И ТЕПЛОВЫХ ПОТЕРЬ
ПРИ ДВИЖЕНИИ ПАРА
Гидравлические потери при движении пара складыва-
ются из линейных потерь давления на трение и потерь
давления в местных сопротивлениях:
АрлН-Дрм—Кл 0~Мэ) =
=£л/(1+а), (2-28)
где 7?л — удельное линейное падение давления, Па/м;
I — длина трубопровода, м; а — коэффициент местных
потерь давления.
Удельное линейное падение давления Rsl, Па/м, опре-
деляется так:
(2-29)
где d — внутренний диаметр трубопровода, м; % — ко-
эффициент гидравлического трения; w — скорость тепло-
носителя, м/с; р— плотность теплоносителя, кг/м3.
Коэффициент гидравлического трения зависит от чис-
ла Рейнольдса и шероховатости канала:
при Re<2300
х. / b НЯ \ о»25
; (2-30)
при Re )> 2300
^.0,11 (А)0'25, (2-31)
где k — абсолютная эквивалентная шероховатость тру-
бопровода, м; d — внутренний диаметр трубопровода, м;
Re — число Рейнольдса:
Re = ^-, (2-32)
здесь v — кинематическая вязкость, м2/с.
99
Следовательно, линейные сопротивления при движе-
нии пара в трубопроводах в основном зависят от длины
трубопровода и скорости движения пара. Они уменьша-
ются с увеличением диаметра трубопровода и в мень-
шей степени зависят от давления и кинематической вяз-
кости пара.
Определение удельного линейного падения давления
осуществляется либо расчетным путем, либо по номо-
грамме (рис. 2-3).
Рис. 2-3. Номограмма для гидравлического расчета трубопроводов.
Определение 7?л по номограмме проще, но результа-
ты получаются менее точные.
Коэффициент местных потерь давления а определяет-
ся [25] так:
А Дм
Д/>/
а
I ’
(2-33)
100
где /э — эквивалентная длина местных сопротивлений, м:
/э=Дг2^Ь25; (2-34)
At—9,1 £-°-25;
здесь k — абсолютная эквивалентная шероховатость, м;
— сумма коэффициентов местных сопротивлений
(табл. 2-5, [25]); d — диаметр трубопровода, м.
Определив значения указанных величин, характери-
зующих линейные и местные сопротивления трубопрово-
да, можно найти давление в конце транзитного паропро-
вода р2, Па, по формуле [24]
2^л (1 + а) К,1
(2-35)
Давление пара в конце паропровода-спутника равно:
А=А]/ 1 —
2 Дт О + а) Др/
(2-36)
где pi — давление в начале паропровода, Па, Ti— абсо-
лютная температура пара в начале паропровода, К;
Tcp—(Ti—Т2)/2— средняя абсолютная температура па-
ра в паропроводе; а — коэффициент местных потерь дав-
ления; Л?л — удельное линейное падение давления в на-
чале паропровода, Па/м; I — длина паропровода, м.
Температура в конце паропровода равна:
t2—ti—Ы,
где
(2-37)
Q—ql— потери теплоты паропроводом, Вт; В—-расход
пара, кг/с; ср—удельная теплоемкость пара, Дж/(кг-К).
Удельные потери теплоты q принимаются или по нор-
мам удельных потерь теплоты [26], или определяются
экспериментально.
Движение пара имеет место не только в паропрово-
дах, но и при потреблении, например, в различного типа
теплообменниках. Однако использование пара в тепло-
обменниках должно протекать таким образом, чтобы из
теплообменников выходил только чистый конденсат без
наличия в нем пара, в противном случае к. п. д. тепло-
обменников резко уменьшается (см. пример 2-2). Опре-
101
Таблиц а 2-5
Коэффициенты местных сопротивлений трубопроводов
Наименование £ Примечание
Вентили проходные, d--= = 50 — 400 мм Вентили «Косва» Задвижки нормальные Кран угловой Кран проходной 4-8 0,5—1,0 0,3—0,5 0,4 0,6—2,0 Зависит от се-
Компенсатор лировидный гладкий Компенсатор волнистый Компенсатор сальнико- вый разгруженный Водоотделитель Грязевик Угольник 90° Колена 90° гнутые глад- кие, R=l,Qd Колена 90* гладкие, R = <=2d Колена 90° гладкие R= =4d Колена 90э гладкие R> >4d Сварное колено (один шов): 6=22,5° 6=45° 6 = 60° 1,7 2,5 0,2 8—12 4—6 1,0—2,0 1,0 0,7 0,3 0,05-0,2 0,11 0,32 0,68 чения отвер- стая
Тройник (встречный ток)
Входные насадки
3.0
Острая кромка
Входные насадки
0,5—1,0
Входные насадки с
плавным изменением
сечения
0,3—0,С>
В зависимости
от гладкости
102
Наименование
Труба Вентури
Продолжение табл. 2-5
Примечание
(0,15-5-0,2) X
Наивыгодней-
ший угол Ь =
=6-5-8°
деление гидравлических потерь по пару в теплообменни-
ках не производится. При их расчете обязательным
является определение гидравлических сопротивлений по
жидкости (воде).
В теплообменниках условия движения пара учитыва-
ются только при их тепловом расчете как фактор, влияю-
щий на теплоотдачу.
Определение тепловых потерь при движении пара
прежде всего связано с теплопередачей от пара в окру-
жающую среду. Всегда стараются обеспечить за счет
специальных теплоизоляционных конструкций предельно
малые тепловые потери. Во всех случаях имеет место
сложный вид теплообмена с различными механизмами
передачи теплоты: конвективный, кондуктивный и излу-
чением. В зависимости от конкретных условий выявля-
ются те или иные превалирующие виды передачи тепло-
ты, учет которых обеспечивает технически грамотное
определение потерь теплоты при движении пара в экс-
плуатационных условиях.
Наибольший практический интерес представляет
определение удельных тепловых потерь паропроводов.
Для надземных и однотрубного подземного паропровода
эти потери определяются следующим образом:
<7 = ^=-^, (2-38)
где тп — температура пара, °C; t0— температура окру-
жающей среды, °C; 7? — суммарное термическое сопро-
тивление в интервале температур от Тп до t0, К-м/ВТ:
7?=^?в,_Н?тр'_Н?и~Н?в; (2-39)
здесь 7?в, Rn, 7?тр, Ra— термические сопротивления со-
ответственно внутренней поверхности, наружной по-
верхности, стенки трубы, тепловой изоляции.
103
При прокладке паропровода под землей совместно
с конденсатопроводом удельные тепловые потери q, Вт/м,
равны:
п __ (Х1 W ^2 (г2 W /О
V1— ; ( }
п (^1 <0) Сч 7О) /О Д 1 \
где <71, 7г — удельные тепловые потери паропровода и
конденсатопровода, Вт/(м-К); Ть Та— температура пара
и конденсата, °C; /?2— суммарное термическое сопро-
тивление паропровода и конденсатопровода, м-К/Вт;
/?0—-условное термическое сопротивление, учитывающее
взаимное влияние соседних трубопроводов, м-К/Вт.
Зная удельные тепловые потери, можно определить
полные тепловые потери:
Q=7/(l+P), (2-42)
где q — удельные тепловые потери, Вт/м; I — длина тру-
бопровода, м; р — коэффициент местных потерь теплоты.
Наличие данных по удельным тепловым потерям по-
зволяет найти энтальпию и температуру пара в конце
рассматриваемого участка.
Термическое сопротивление поверхности трубопрово-
да R, м2-К/Вт, равно:
Я =4, (2-43)
где d — диаметр трубопровода, м; а — коэффициент теп-
лоотдачи, Вт/(м2-К).
По формуле (2-42) можно найти также термическое
сопротивление на поверхности тепловой изоляции тепло-
провода.
Термическое сопротивление однородного цилиндриче-
ского слоя (тела трубы или слоя тепловой изоляции)
можно определить по следующей формуле:
R = (2’44>
где % — коэффициент теплопроводности однородного
твердого тела, Вт/(м-К); di и — внутренний и на-
ружный диаметры, м.
104
Условное дополнительное сопротивление Ro, м-К/Ёт,
определяется по формуле
Р-«)
где b — горизонтальное расстояние между осями труб, м;
Л — коэффициент теплопроводности грунта, Вт/(м-К);
h — глубина заложения оси теплопровода, м.
На поверхности теплопровода часть теплоты пере-
дается за счет тепловой радиации, поэтому коэффициент
теплоотдачи на поверхности тепловой изоляции тепло-
провода в этих случаях равен:
а=ак+ал, (2-46)
где ак, ал — соответственно конвективный и лучистый
коэффициенты теплоотдачи, Вт/(м2-К).
Коэффициент теплоотдачи конвекцией при воздушной
прокладке паропровода определяется следующим об-
разом:
«к-4,64 (2-47)
аа
где da— наружный диаметр, м; ю —скорость движения
воздуха, м/с.
Коэффициент теплоотдачи за счет теплового излуче-
ния определяется по формуле
где С — коэффициент лучеиспускания поверхности изо-
ляции, Вт/(м2-К); ta—приближенное значение темпе-
ратуры на поверхности изоляции, °C; t0 — температура
окружающего воздуха.
Коэффициент лучеиспускания поверхности изоляции
можно принимать равным С—5,2 Вт/(м2-К). Прибли-
женное значение температуры на поверхности тепловой
изоляции равно:
(2-49)
где т — температура пара в паропроводе; t0 — темпера-
тура окружающего воздуха, °C; R— полное термическое
сопротивление, равное Rn, Rn — термические со-
противления тепловой изоляции и на поверхности тепло-
вой изоляции, Вт/(м2-К)-
105
Расчеты и практика показывают, что потери теплоты
паропроводами зависят от полного термического сопро-
тивления, так как термическое сопротивление стальных
стенок трубопроводов мало, поэтому им обычно прене-
брегают. Следовательно, /п в формуле (2-49) входит
только в 7?и, /Уи и R. Тогда удельные тепловые потери
можно записать следующим образом:
= (2-50)
Для аппаратов с плоскими поверхностями или ци-
линдрических диаметрами более 2 м потери теплоты
можно рассчитать по формуле
Q = qF^=^F, (2-51)
где Q — тепловые потери аппарата, Вт; ^ — удельные
потери теплоты аппарата, Вт/м2; R — суммарное терми-
ческое сопротивление, м2-К/Вт; F — площадь поверхно-
сти аппарата, м2; t — средняя температура теплоносите-
ля, °C; to — температура окружающей среды, °C.
Полное термическое сопротивление равно сумме тер-
мических сопротивлений аппарата;
(2-52)
где /^в=1 /сьв, ^ст^—йст/^ст> Rk~-—би/Ли, терми-
ческие сопротивления соответственно внутренней поверх-
ности стенки аппарата, стенки аппарата, слоя тепловой
изоляции, наружной поверхности тепловой изоляции; ав,
ан — коэффициенты теплоотдачи от пара к внутренней
поверхности стенки аппарата и от поверхности изоляции
в окружающую среду, Вт/(м2-К); Хет и Ли — коэффи-
циенты теплопроводности стенки аппарата и тепловой
изоляции, Вт/(м-К); бет и би— толщина стенки аппара-
та и слоя тепловой изоляции, м.
Тепловые потери сферических поверхностей могут
быть рассчитаны с достаточной точностью по формулам
для плоской стенки.
Если теплоизолированный аппарат имеет на отдель-
ных участках поверхности тепловую изоляцию с различ-
ным термическим сопротивлением, то удельные тепловые
потери определяются для каждого участка отдельно, по-
этому суммарные тепловые потери в данном случае
равны:
Q = (7i^i+^F2+^3F3+ ... +7пЕп) /<п, (2-53)
106
где Кп — коэффициент, учитывающий потери теплоты'
через опоры аппарата, арматуру и отдельные неизолиро-
ванные участки поверхности. Значение этого коэффи-
циента обычно принимается равным 1,1—1,3.
Пример 2-5. Определить удельные тепловые потери паропро-
вода (di/d2=219/207), проложенного над землей (/0=5°С). По па-
ропроводу со скоростью 3 м/с движется насыщенный водяной пар
при температуре тп=150°С. Тепловая изоляция имеет толщину
6и=90 мм и коэффициент теплопроводности Х.и=0,15 Вт/(м-К).
При расчете коэффициент лучеиспускания поверхности тепловой
изоляции нужно принять равным 5,2 Вт/(м2-К), а температуру на
ее поверхности /И=17°С.
Решение. Полное термическое сопротивление, определяющее
удельные потери в паропроводе, равно сумме термических сопро-
тивлений: /?=/?и4Рн-
Термическое сопротивление слоя изоляции находим с учетом
формул (2-44) и (2-43), тогда
1 ф, 1 __ 1 0,399
2ф\и 1пТ+ ndHaH ~ 2-3,14-0,1.ГГ1П 0,21э +
+ Т м л чбо -т^О.бЗб + 0,042 = 0,677 м-К/Вт,
о,140,оУУ10,I
где ан определено по формуле (2-46):
ш°>7
о'п — ак 4 ил = 4,64 '4
ан
Г/ /и 4- 273 /О + 273 VI
С Ц 100 ) 1 100 ) I
5,2
30,7
= 4,64 О 399о;3 +
17 4 273 V /54 273 у]
100 ) 100 I ]
------1УУ45
= 13,245,2=48,4 м-К/Вт.
Тогда удельные тепловые потери можно найти по формуле
(2-50):
тп — to 150—’5
q д— - —0431 = 198 Вт/м.
Пример 2-6. Решить предыдущий пример для паропровода без
тепловой изоляции, принимая коэффициент лучеиспускания С=
=4,65 Вт/(м-К).
Решение. Коэффициент теплоотдачи для наружной поверх-
ности трубы найдем по формуле (2-46) с учетом (2-47) и (2-48):
я=ак+ал=15,8-ф8,24=24,04 Вт/ (м К),
107
где
Термическое сопротивление
7?" 3,14-0,219.24,04 °>06 м-К/Вт,
где
«н=«к4 «л=15,8-|- 8,24=24,04 Вт/(м2 К)
Тогда удельные тепловые потери равны:
т — tn 150 — 5
д= • = одхз 2410 Вт/м.
Сравнивая полученные результаты с результатами примера 2-5
для изолированного паропровода, видим, что потери голого паро-
провода увеличиваются примерно в 12 раз.
Пример 2-7. Определить удельные тепловые потери одиночного
паропровода, уложенного бесканально в грунт на глубине /г=1 м.
Температура грунта на уровне заложения трубы /гр=5°С, а коэф-
фициент теплопроводности грунта %гр=1,3 Вт/(м-К). Остальные
данные взять из примера 2-5.
Решение. Найдем полное термическое сопротивление паро-
провода:
D „ , „ 1 , 4 , 1 1 Г 2ft , -/4ft2 П
+ 2пХи In d +2пАгр1п|— + у ___ jJ
1 °’399 1
“ 2-3,14.0,15 1п0,219 + 2-3,14-1,3 Х
Г 2-1 / 4
1п [о,399+Г 0,399г
1 =0,916 м-К/Вт.
Тогда удельные тепловые потери по формуле (2-50) составят:
ТП to I39 3 _,гпг> ,
<7=—^-=”0^16----158 Вт/Ж
Следовательно, по сравнению с воздушной прокладкой (см.
пример 2-5) тепловые потери одиночного паропровода при беска-
нальной прокладке при прочих равных условиях уменьшаются на
20%-
108
Пример 2-8. Основываясь па данных примеров 2-5, 2-6, опре-
делить удельные потери теплоты паропровода (dHAA=O,399/219),
проложенного в канале квадратного сечения (а=6=680 мм).
Решение. Коэффициент теплопроводности изоляции Х,и=
=0,15 Вт/(м-К); температура грунта 1Гр=5°С; коэффициент тепло-
проводности стенки канала и грунта %к=А.гр=1 Вт/(м-К); коэф-
фициент теплоотдачи на наружной поверхности изоляции ан=ал=
=5,2 Вт/(м2-К), так как в канале воздух практически неподвижен
и ак=0; коэффициент теплоотдачи па наружной поверхности ка-
нала принимаем равным 10 Вт/(м2-К).
Найдем термические сопротивления:
изоляции паропровода
1 rf„ __ 1 0,399
ln d1 ~ 2-3,14-0,15 1п 0,219"0,635 М’1^/Вт;
полное термическое сопротивление паропровода
^=^ + 5^=0,635+5|2-0,788 М-К/Вт;
полное термическое сопротивление канала
11 4h 1
= + 17= 3,14.0,866-ю +
1 4-1
+ '2-3 14-1 1п о""866= 0,037 + 0,242 = 0,279 м-К/Вт,
где d3=P/7?=0,68-4/3,14=0,866 м;
общее термическое сопротивление паропровода и канала
/?об =7?^^2=0,788-! 0,279=1,067 м-К/Вт.
Отсюда удельные тепловые потери равны:
тп — to 150 — 5
?=Л?об = 1,067—136 Вт/(М’К)-
Для изолированных паропроводов и копденсатопро-
водов значения удельных тепловых потерь q нормируют-
ся [26]. В нормативных таблицах тепловые потери да-
ются в зависимости от температуры пара, температуры
грунта и условий прокладки.
В существующих паропроводах кроме удельных ли-
нейных потерь теплоты q, Вт/м,— по длине паропрово-
да — имеют место местные потери теплоты в фасонных
частях, опорных конструкциях, арматуре, фланцах
и т. д.
Местные потери теплоты принято выражать через
эквивалентную длину паропровода:
QM=^3, (2-54)
109
где q — удельные линейные потери тепла, Вт/м; (э—
эквивалентная длина, м.
Зная «у, можно определить энтальпию пара кДж/кг,
в конце паропровода:
. _. ql (1 4- В)
^2 Q
(2-55)
где г2 и I] — энтальпии пара в конце и начале паропро-
вода, кДж/кг; |3 — коэффициент, учитывающий местные
потери теплоты; q — удельные линейные потери тепло-
ты, Вт/м; G— расход пара по паропроводу, кг/с; / —
длина паропровода, м.
Зная г2 и давление пара в конце паропровода (из
расчета гидравлических потерь или прямым их опреде-
лением), можно найти температуру пара в конце паро-
провода по таблицам насыщенного пара или I, s-диа-
грамме.
В паропроводах, где имеет место значительное сни-
жение температуры по длине, например при транспорте
перегретого пара и большой длине паропровода, необ-
ходимо учитывать изменение удельных теплопотерь q.
С учетом изменения q температура пара в конце па-
ропровода определяется из следующего выражения:
где /н — температура пара в начале паропровода, °C;
to — температура окружающей среды, °C; е — основание
натуральных логарифмов 2,718; I — длина паропрово-
да, м; Р — коэффициент местных потерь тепла; R — пол-
ное термическое сопротивление конструкции прокладки
паропровода, м-К/Вт; G— расход пара по паропрово-
ду, кг/с; cv — удельная теплоемкость пара, Дж/(кг-К)-
Из выражения (2-55) можно определить длину 1нас,
при которой пар остается перегретым:
/ _RGc . — to
Hac“"T+f ш <Iiac-f0 •
(2-57)
Формула (2-57) не учитывает падения давления пара.
В реальных условиях с учетом потери давления пара
длина участка паропровода Z'nnr, на котором пар дости-
гает насыщения, будет больше /НЯР, поэтому формула
(2-57) пригодна для проверки обеспечения подачи к по-
требителям перегретого пара,
ПО
При транспортировании влажного насыщенного пара
вследствие его охлаждения происходи г конденсация па-
ра, количество которого можно определить из следую-
щего выражения:
= (2-58)
где GK — количество образующего конденсата; q—
удельные потери теплоты; [3 — коэффициент местных по-
терь теплоты; г — скрытая теплота парообразования.
Пример 2-9. Определить падение температуры перегретого
пара (inn=250°C), если давление пара р!=0,7 МПа, удельная теп-
лоемкость пара сР=2433 Дж/(кг-К), расход пара G=2,8 кг/с,
длина паропровода-спутника /=2000 м, коэффициент местных по-
терь [3=0,25, температура окружающей среды /0=5°С и общее тер-
мическое сопротивление Roa = 1,067 м-К/Вт.
Решение Температуру в конце паропровода определяем по
формуле (2-56):
Ат — 7 ... , 250 — 5 __
<2 = 7 + y/(l-f-3) R^OCp 1=5 ~pooo7(l’+o,25) • l?067 2,8.24’3 ~ Ю8°С.
Пример 2-10. Используя данные примера 2-9 для паропровода
с djdi—219/207 при удельном линейном сопротивлении Rr--
=75 Па/м, определить давление в конце паропровода и общее па-
дение давления.
Решение. По формуле (2-36) имеем:
Г 2Rt (1 +«)Гср/
А = А1/ ! —----------~---—=
у А Л
/' 2.75.1 ,03-4977000
1 - ~-757777523-“ =0’53 мш-
Тогда общее падение давления в паропроводе-спутнике соста-
вит:
Др==Р]—р2=0,7—0,53=0,17 МПа.
2-5. ОПТИМИЗАЦИЯ ГРАФИКА ПОТРЕБЛЕНИЯ ПАРА
Вследствие неупорядоченности потребления пара от-
дельными технологическими потребителями возникает
пиковая перегрузка источника пароснабжения, изменя-
ются параметры пара на входе в установки, что в конеч-
ном счете сказывается на стабильности технологического
процесса производства и качестве выпускаемой про-
дукции.
В связи с этим следует рассмотреть задачу оптималь-
ного распределения пара (теплоты) между потребителя-
111
ми. В качестве критерия оптимальности выбираются
условия равномерности потребления теплоты всеми по-
требителями промышленного предприятия в течение су-
ток. Под этим понимается предельно возможный уро-
вень потребления теплоты всеми потребителями, т. е.
его упорядоченность по графику потребления. Поскольку
по условиям технологического режима работы установок
процесс потребления ими пара нормирован по времени и
не должен прерываться, то оптимизация должна осу-
ществляться путем выбора начала потребления для каж-
дого потребителя в течение заданного периода. Наличие
большого числа потребителей и различие во времени и
количестве потребления приводят к многовариантной
задаче, которая может быть решена наиболее эффектив-
но только методом математического программирования '.
Исходными данными задачи являются: т — период по-
требления; п— число потребителей; Q,— тепловая на-
грузка каждого потребителя; tia — момент подключения
Лго потребителя; ДЛ-— время (продолжительность) под-
ключения i-го потребителя.
Для решения данной задачи принята дискретная ма-
тематическая модель. Поэтому разбиваем период потреб-
ления т па интервалы потребления Дт. Тогда число ин-
тервалов ш=т/(Лт).
Каждому интервалу присваивается индекс /.
Выражаем время потребления в числе интервалов:
Д/;
Дт: ‘
(2-59)
Определяем тепловую нагрузку каждого потребителя
на один интервал Pi=Qi/K,i. Тогда целевая функция бу-
дет иметь следующий вид:
га
МИН,
(2-60)
«’=1 /=/-^+1
где W—ZQi/m — среднее потребление теплоты на один
интервал; Yi}— искомый дискретный показатель распре-
деления, который равен единице, если момент подключе-
ния i-ro потребителя совпадает с началом /-го интерва-
ла, или нулю в противном случае.
1 Решение предложено автором совместно е к. т. п. В. А. Бер-
маном и к. т. н. Ю. Л. Воробьевым.
112
Ограничения:
для I группы
« /
2 S Yupi<E’ /=1.2. •••; (2-61)
‘=1
для II группы
YijKi+i— \^т, i=l, 2, (2-62)
для III группы
т
2 Yl7~ 1, i=\, 2, (2-63)
/=i
здесь
(2.б4)
Qkot • производительность котла, кДж; С — число
котлов.
Рис. 2-4. Суточные графики паро-
снабжения завода ЖБК в зимний
период до упорядочения (/) и
после (2).
Смысл целевой функции заключается в минимиза-
ции суммы отклонений потребления теплоты на каждом
интервале от рассчитанного среднего значения потреб-
ления W.
Первая группа ограничений выражает условие, не до-
пускающее превышения расчетной тепловой группы на-
грузки источника теплоснабжения предприятия потреби-
телями теплоты на каждом интервале,
вторая — требования обязательности подключения
каждого из потребителей.
Полученная математическая модель оптимизации
распределения теплоты представляет собой модель цело-
8—244
113
численного линейного программирования и решается
с помощью известного алгоритма и стандартной програм-
мы для цифровых ЭВМ.
При значительном числе потребителей теплоты (я>
>10) и интервалов потребления (/=24) можно пользо-
ваться приближенным решением задачи с помощью ме-
тода линейного программирования. Для этого дискрет-
ный показатель распределения Уц заменяется непрерыв-
ной величиной Хц.
На рис. 2-4 представлены результаты применения
данной методики к упорядочению суточного графика па-
роснабжения завода сборных железобетонных конструк-
ций (ЖБК.) в зимний период эксплуатации, из которого
видно, что существует значительная возможность умень-
шения суммарной производительности производственной
котельной.
Глава третья
РАСЧЕТ ОТДЕЛЬНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ СИСТЕМ
ПАРОСНАБЖЕНИЯ
3-1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДИАМЕТРА И ПРОПУСКНОЙ СПОСОБНОСТИ
ТРУБОПРОВОДОВ
При проектировании и модернизации систем паро-
снабжения промышленных предприятий приходится
определять диаметр паропроводов и их пропускную спо-
собность. Определить эти величины можно аналитически
и графически с помощью специальных номограмм
(см. рис. 2-3).
В работе [25] диаметры паропровода и конденсато-
провода, м, рекомендуется вычислять по следующим
формулам:
£0,0475^0,38
^=0,63^^-; (3-1)
^0,0475^0,38
Ск = 0,63^=^_, (3-2)
Р 1ЛлР/
где Gn— расход пара, кг/с; GK — расход конденсата,
кг/с; k3 — коэффициент эквивалентной шероховатости,
равный 2-10“4 м для паропроводов и 1-Ю-3 м для кон-
114
денсатопроводов; 7?л—удельное падение давления, Па/м;
р — плотность пара или конденсата, кг/м3.
На практике чаще пользуются специальными номо-
граммами для определения диаметров трубопроводов.
Пропускная способность паропроводов и конденсато-
проводов, кг/с, соответственно равна:
/п „чО,5 ,2,625 Ст ? ЧТ лр п • °п 0,00 ^0,125 * (3-3)
ог_ Р0,15 (/?лР)0,Ч<'625 Ок -0,00 0Л25 , R3 (3-4)
где d — диаметр трубопровода, м.
Плотность пара берется с учетом давления по таб-
лицам параметров водяного пара. Плотность чистого
конденсата можно с достаточной для расчета точностью
принять равной р=980 кг/м3. Если в конденсате содер-
жится пар, то необходимо учитывать его содержание.
Массовые доли пара в смеси конденсата и пара за кон-
денсационными горшками Xi и в конце конденсатопро-
вода Хч соответственно равны:
с ^я?
(3-5)
где с — теплоемкость конденсата, кДж/(кг-К); и t—
температура конденсата в начале и в конце конденсато-
провода, °C; /н и 1н—температура насыщения пара в на-
чале и конце конденсатопровода, °C.
Тогда плотность смеси конденсата и пара
<3‘7)
1 — Лер Лер
?К Рп
где хСр — 0,5(xi-J-x2)—среднее значение доли пара
в смеси.
Правда, при этом не учитывается разность скоростей
паровой и жидкой фаз, поэтому расчет диаметра конден-
сатопровода по среднему значению плотности не может
претендовать на большую точность,
8* 115
Допустимое линейное падение давления в паропрово-
де и конденсатопроводе можно определить из следующе-
го выражения: '
где / — длина трубопровода, м; а — коэффициент, учи-
тывающий местные сопротивления; Др — перепад давле-
ний, Па.
В большинстве случаев уравнение (3-8) очень удобно
для практических расчетов, так как значение Др извест-
но; оно обусловлено заданным падением давления пара,
которое диктуется жесткими требованиями потребите-
лей. Значения а и / известны из предварительной плани-
ровки паропровода. Если значение Др не задано, то при-
ходится выбирать его предварительно, а весь расчет ве-
сти методом последовательных приближений.
Пример 3-1. Определить диаметры труб участков паровой сети
и действительные давления пара у потребителей. Длины участков
сети, размещение задвижек, параметры и расход пара приведены
на рис. 3-1. На всех участках установлены П-образные компен-
саторы (r=2d) через каждые 100 м. Эквивалентная шероховатость
паропровода /гэ=0,2 м. При предварительном расчете сети падение
I, =800м 12 =1200м
..— । 1И
ро~О,ЬО МПа ?
to=180°C
I 3=600м
рг =0,^5 МПа.
D 2 -11 т/ч
р, = 0,10 МПа.
Di = 25 т/ч
Рис. 3-1. К примеру 3-1.
давления по длине главной магистрали следует принять равномер-
ным, а средний коэффициент местных потерь давления подсчитать
по формуле а=0,1И £),, падение температуры пара по длине паро-
провода принять 2°С па 100 м. Температура окружающей среды
5°С. При окончательном расчете для определения падения тем-
пературы (уточнение падения температуры можно не производить)
116
принять следующие удельные потери теплоты (с учетом дополни-
тельных местных потерь теплоты):
d, мм........... 259 309 359 408
q, Вт/(м-К) ... 1,24 1,39 1,53 1,56
Решение. Суммарный расход пара £)1=25-)-11=36 т/ч=
= 10 кг/с. Средний коэффициент местных потерь давления а=
= 0,1/36=0,6.
Для выбора главной магистрали проверяем направление, на
котором удельное падение давления будет минимальным.
Удельное падение давления на направлениях 0-1 и 0-2 соот-
ветственно равно:
Р,-р, (6 —4)-105
101 - 800+ 1200 ~100 П'Л,;
А, — Л>
?0-2
(6 — 4)-10= „ _
800 + 600 =143 Па /м-
Направление 0-1 можно считать главной магистралью, так как
на нем падение давления минимальное.
На участках I и II определяем предварительно падение дав-
ления:
API=100-800=80 000 Па;
ДРп=100-1200=120000 Па.
Удельное падение давления на участках I и II равно:
р0— pi __________________ (6 — 4)-105
= \ix + /п) (1 + я) “ (800 + 1200) (1+ 0,6) = 63 Па/М'
Среднее предварительное значение абсолютного давления и
температуры на участках I и II соответственно равны:
0,08 2.8
Р1я=0,6— —2-=0,56 МПа; тц = 180 — -g-= 172°С;
0 12 2-12
рп ~ 0,6—0,08— -’2- =О,46 МПа; тп = 180-----=168°С.
По значениям средних предварительных абсолютных давлений
и температур пара определяем значения плотности пара на уча-
стках / и II:
pi=2,49 кг/м3; pii=2,03 кг/м3.
Пересчитываем удельные падения давления на участках с уче-
том плотностей пара для возможности использования номограммы
(см. рис. 2-3):
2,45 2,45 „
/?> = уд 90 = 88 Па/м; 90 = 109 Па/м.
По значениям £>п и Я по номограмме (см. рис. 2-3) определяем
предварительные значения диаметров труб для участков I и II:
+=359 мм и +i=310 мм.
Округляем диаметры труб до стандартных размеров по
табл. 1-5: +=377 мм; +i=325 мм.
117
По значениям /?п И d по номограмме определяем действитель-
ное значение R для участков I и II: 7?i=70 Па/м; /?ц=90 Па/м.
Подсчитываем эквивалентную длину участков I и II с учетом
поправочного коэффициента на эквивалентную шероховатость: /эх=
=380 м; /эг1=640 м.
Приведенная длина участков I и II соответственно равна:
/,11=800+380=1180 м; /ип=12004 640=1840 м.
Уточняем падение давления и среднего абсолютного давления
пара на участках / и II:
Дрг=70-1180=82 600 Па=0,082 МПа;
Арп=90-1840=165 000 Па=0,165 МПа;
Арг 0,082
Pl = Ро ——2~ = 0,6----g-----0,559 МПа;
0,165
рп =0,6— —Цу—=0,5175 МПа.
Потери теплоты на участках / и II составят:
Qi=<7i(ti—То)/i=l,56(l72-5)800=208 000 Вт;
Qn=?n(Th—То)/ц= 1,53(168-5) 1200=299 000 Вт.
Уточняем значение падения температуры пара и средней тем-
пературы пара на участках I и II при с=2,1 кДж/(кг-К):
<?1 208 000 _
~ ~ 1+2,1-1000 ' 10°С:
0ц 299 000 _п „
АтИ = Д^с“ 6,95-2,1-1000 20°С;
Д-Гт 1 0
„ _ -±=180______±-=175в;
A.J — т<о — 2 ® 2 ’
Лтп 19
тц =т0 — —£-=180— 10— -g—М61°С.
Уточненные значения плотности пара на участках I и II рав-
ны соответственно; рг=2,47 кг/м3; рп=2,05 кг/м3.
Значения давлений пара, его температуры и плотности до-
статочно близко совпадают с ранее определенными и принятыми,
поэтому дальнейшее уточнение не требуется.
Аналогично осуществляется расчет ответвления /// (рис. 3-1)
Располагаемый перепад давлений
Дрш=5,18—4,5=0,068 МПа.
Допускаемое удельное падение давления
Л/>Ш _ 68 000 _
?л=боо (1 + о,б)“71 Па/м’’
па
Средние параметры пара на участке /77:
0,68
jCIIr = 5,18 — —2~=4,84 МПа;
2-6
тП1 = 180— 10 — “2-=164°С; рщ = 2,6 кг/м3.
Пересчитанное удельное падение давления (для использования
номограммы) равно: 7?л=(2,45-71)/2,6=67 Па/м.
По значениям £>т=0,306 кг/с и /?л=67 Па/м по номограмме
определяем предварительный диаметр трубы 7=0,259 мм, который
округляем до стандартного размера (табл. 1-5): с=0,273 мм.
Эквивалентная длина /эш=340 м. Приведенная длина Znin=600-}-
_|—340=940 м. Уточненное падение давления
Дри1=/?л/п1и=71-940=66 700 Н/м2=0,0667 МПа.
Потеря теплоты Qiii=(tiii—t0) Zm= 1,39 (164—5)600=
= 133 000 Вт.
Уточненное значение падения температуры пара и его средняя
температура равны:
Ош _ 133 000 _
ДгШ=£)1пС 3,06-2,1-1000 20,7°с;
20,7
гш = 180 — 10 — —2~= 160°С.
Полученные уточненные значения давления, потерь давления,
температуры и плотности пара близко совпадают с принятыми,
поэтому проводить дальнейшее уточнение расчета не требуется.
Пример 3-2. Определить диаметр конденсатопровода длиной
1=600 м, пропускающего смесь конденсата и пара в количестве
•Осм=Ю кг/с из пароприемников в закрытый сборный конденсат-
ный бак. Абсолютное давление в паропрнемниках ро=0,4 МПа,
после конденсационных горшков за пароприемниками pt=0,14 МПа
и в сборном баке р2=0,12 МПа. Конденсационные горшки и сбор-
ный бак находятся на одном уровне. Конденсат выходит из паро-
прнемников с переохлаждением Д1=10°С. Коэффициент местных
потерь давления а=0,1, а эквивалентная шероховатость йэ=1,0мм.
Удельные потери теплоты конденсатопроводом приняты рав-
ными 80, а доля местных потерь теплоты — 0,25 Вт/м.
Решение. Температура насыщенного пара в пароприемни-
ках 1но=143°С (ро=О,4 МПа). Температура конденсата, выходя-
щего из пароприемников, /к1 =143—10=133°С. Энтальпия образо-
вавшегося пара за конденсационными горшками Zi=2691 кДж/кг
(pi=0,14 МПа), температура его насыщения tHl = 109°С.
Массовую долю пара вторичного вскипания в смеси с кон-
денсатом определяем по формуле (3-5):
с(<к —<Н1) 4,19 (133— 109)_
Х* ~~ ~h^ct 2691 — 4,19-109~0’046'
* Hi
119
Потери теплоты по длине конденсатопровода составят':
Q=l,125g7=l,125-80-600=54 ООО Вт.
Температура в конце конденсатопровода при отсутствии паро-
образования
.Q 54 000 „
=^2 — Вс ~i33~ 10.2,1-1000 -130°С-
Массовая доля пара в пароводяной смеси в конце конденса-
топровода при р2=0,12 МПа,= 105°С, +=2684 кДж/кг по фор-
муле (3-6) равна:
4,19 (130- 105)_п плс
i, — ct„ 2684 — 4,19-105 U,U4D’
Средняя массовая доля пара в смеси с конденсатом
хср=0,5(Х1—х2)=0,5(0,047+0,046)=0,0465.
Отсюда средняя плотность смеси конденсата и пара при рк=
=935 кг/м3 и рц=0,75 кг/м3 (при рср=0,13 МПа) по формуле
(3-7) составит:
1 1 _ с
Рср= 1—хср хср “ 1 —0,0465 0,0465 16кг/м3-
------ h-Г- 935 + 0,75
Рк----------------------------------Рп
Допустимое удельное падение давления в конденсатопроводе
[формула (3-8)] равно:
Др (1,4—1,2) 10s
R = (1 + а) I = (1 + 0,1) 600 =30 Па/м-
Пересчитываем удельное сопротивление для того, чтобы мож-
но было воспользоваться номограммой (см. рнс. 2-3):
975 975
= Тб"=61 Па/м-
По номограмме определяем диаметр конденсатопровода d=
=0,125 м, который совпадает со стандартным значением
в табл. 1-5.
Если расчет вести без учета парообразования, то диаметр
конденсатопровода будет равен 0,150 м (при 7?л=31,4 Па/м).
Таким образом, в условиях парообразования диаметр конден-
сатопровода уменьшается в 1,2 раза.
Пример 3-3. Определить пропускную способность паропровода
<+/+=159/150 длиной /=1000 м, проложенного по эстакаде. Пар
поступает в паропровод с pt=0,6 МПа, а выходит при р2=0,5МПа.
Паропровод имеет пять задвижек, пять гнутых колен с rK=3J;
13П-образных компенсаторов с г1:=34. Удельные потери теплоты
<7=110 Вт/м, а местные потери составляют 25% полных потерь
теплоты паропровода.
Решение. Полные потери теплоты паропроводом составляют:
Q= 1,25+= 1,25 135 • 1000= 169 000 Вт.
120
Количество конденсирующегося пара при среднем значении
скрытой теплоты парообразования гп—2098 кДж/кг определим по
формуле
Q 169 000
GK = — = 2098 • I03 =°>81 кг/с-
Эквивалентная и приведенная длины (при &э=0,2 мм) соот
ветственно равны:
/э= (2,9-5-) 3,4-5+16,1-13) 1,26=241 м;
/0=1000 4-241= 1241 м.
Удельное
падение давления
-81 Па.
1241
Среднюю плотность пара найдем по таблицам насыщенного
пара р=2,95 кг/м3. Тогда пропускная способность паропровода
в соответствии с формулой (3-3) будет равна:
(ЗД0,^л’625 3,35 (81 •2,95)G-5-0,1502-625
G = 3,95 ^о,125 = 0,0002°-125 кг-/м’
а расход пара у потребителя
GK 0,81
D= G—-y-=0,89--^—=0,485 кг/с.
3-2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТОЛЩИНЫ ТЕПЛОВОЙ ИЗОЛЯЦИИ
В § 3-1 было показано, что тепловая изоляция по-
верхностей трубопроводов, аппаратов играет основную
роль в уменьшении потерь теплоты. Тепловая изоляция
паропроводов выполняется в основном однослойной.
Однако для обеспечения прочности теплоизолирующего
слоя делают так называемый покровный слой, обеспечи-
вающий дополнительную прочность. Покровный слой вы-
полняется из листового металла (кровельная сталь, алю-
миний и др.), жестких сборных оболочек в виде футля-
ров или сухой штукатурки из цементных растворов,
штукатурок из асбозуритовой мастики и др.
Если термическим сопротивлением металлических
покрытий можно пренебречь, то термическое сопротивле-
ние покровного слоя, выполненного из штукатурки, мо-
жет оказаться значительным, и его надо учитывать.
В этом случае коэффициент теплопроводности покров-
ного слоя незначительно отличается от коэффициента
теплопроводности изоляционного покрытия, а толщина
его составляет 10—20 мм. Влияние термического сопро-
121
тивления покровного слоя особенно заметно при неболь-
шой толщине изоляции и низких значениях его коэффи-
циента теплопроводности. Учесть влияние покровного
слоя в расчетах можно, рассматривая его как второй
слой изоляции.
Толщина покровного слоя зависит от материала изо-
ляции слоя. При нанесении его на сетку по мягкому изо-
ляционному материалу типа минеральной ваты его тол-
щина выбирается равной 10 мм для труб диаметром
менее 100 мм, 15 мм для труб с d= 100-*-1000 мм и 20 мм
для цилиндрических объектов с очень большими диа-
метрами и плоских поверхностей. Для прочих теплоизо-
ляционных материалов любой конфигурации толщина
покровного слоя берется 10 мм.
Коэффициенты теплопроводности материала покров-
ного слоя представлены в табл. 3-1 [26].
Таблица 31
Коэффициенты теплопроводности материалов покровного слоя
Штукатурный слой Объемная масса, кг/м3 Коэффициент теп- лопроводности при /=50°С, Вт/(м • К)
Асбозуритовый 800 0,232
Асбозуритоцементный и гип- 900—1000 0,29
совый
Из битумных паст 1000 0,29
Асбестоцементный 1700 0,382
Для упрощения расчета тепловой изоляции часто
вводят поправки для учета покровного слоя вместо рас-
чета по схеме двухслойной изоляции.
В табл. 3-2 [26] приведены поправки при учете по-
кровного слоя.
Основной задачей расчета тепловой изоляции являет-
ся определение толщины изоляционного слоя. При этом
теплоизоляционная конструкция должна быть заранее
установлена и коэффициент теплопроводности ее должен
быть известен.
Полученные значения толщины тепловой изоляции
должны укладываться в определенные интервалы. Верх-
ний предел толщины изоляции ограничивается чрезмер-
ными массовыми нагрузками на изолируемый объект и
увеличением предельно установленных для него габари-
тов. Последнее существенно для определенных конструк-
ций и размеров помещений. В связи с этим Нормами
122
Таблица 3-2
Значение поправок при учете покровного слоя
п р имечание Значения поправок для штукатурок из гипсоасбестовых раст-
воров и не^тебитумных паст лежат между значениями для штукатурок асбозуритовых
и асбоцементных.
проектирования тепловой изоляции на электростанциях
предусматриваются предельные толщины изоляционных
конструкций для паропроводов (табл. 3-3) [27].
Конечно, бывают и исключения, когда толщина теп-
ловой изоляции должна быть предельно рекомендуемой,
что допускается при ее относительно небольшой плот-
ности. В случае необходимости проводят специальный
расчет допустимости получающейся нагрузки на трубо-
провод.
Таблица 3-3
Предельная толщина изоляционных конструкций паропроводов
Диаметр условного прохода, мм Предельная тол- щина изоляции, мм Диаметр условного прохода, мм Предельная тол- шина изоляции, мм
10 40 200 180
25 70 250 180
40 80 300 190
50 100 350 200
100 150 400 200
150 160 500 210
конструктив-
Минимальная толщина выбирается из
ных соображений, но не менее 30—40 мм для всех тепло-
изоляционных конструкций.
Для оценки эффективности теплоизоляционных кон-
струкций существует коэффициент эффективности изо-
ляции
~ 1 Qa >
(3-9)
123
где QH и фи — тепловые потери неизолированной и изо-
лированной трубы. Для современных конструкций тепло-
проводов т]э.и=0,85^-0,98.
Потери теплоты теплоизоляционных конструкций за-
висят от качества материалов, обеспечивающих тепло-
вую изоляцию, и прежде всего от их теплопроводности.
В табл. 3-4 [25] приведены коэффициенты теплопровод-
ности термоизоляционных материалов в сухом состоянии,
их плотность и допустимая температура эксплуатации.
Наиболее часто приходится рассчитывать толщину
тепловой изоляции при заданных потерях теплоты, так
как значения потерь температуры нормированы.
Для плоских и цилиндрических поверхностей с диа-
метром более 2 м определение толщины изоляции би, м,
производится по следующей формуле:
(з-10)
| Ч \ ав ан / J
если пренебречь сопротивлением Ra^= 1/ав, то
(R - Rn) = (3-1!)
\ Ч аа J
Для цилиндрических поверхностей диаметром менее
2 м расчетная формула имеет следующий вид:
in A=2aH[/?z-(Z?z +z?z)]=
, в н
= 2ЛИ ("J—-F-J—R (3-12)
если пренебречь величиной R, = ll(bdDaa), то
а1В
In = 2W (R, —R,)= 2тйи ~—'I. (3-13)
dH и v 1 v и ( qi ^и«н) ' ’
После определения dn]dn находим толщину изоля-
ции, м:
8и=4(п;“1)- (з-И)
В уравнениях (3-10) — (3-14) Xlt— коэффициент теп-
лопроводности материала изоляции, Вт/(м-К); R, RB,
Rh, Ri, Rt — соответственно полное термическое сопро-
тивление, термическое сопротивление внутренней поверх-
ности, внешней поверхности, термические сопротивления
124
Таблица 3-4
Коэффициенты теплопроводности теплоизоляционных материалов
Материал Плотность р, кг/м3 Коэффициент теплопровод ности >., Вт/(м-К) Допустимая температура t, °C
Альфоль 3—10 0,052+0,00014/ 350
Асбест 500 0,106+0,000191 350
» 400 0,094 + 0,00019/ 350
» 300 0,084 + 0,00016/ 600
» 200 0,074 + 0,00016/ 600
» 100 0,060+0,00016/ 600
Асбестовая бумага 950 0,177 + 0,00014/ 600
» » 900 0,157+0,00014/ 450
» » 850 0,134 + 0,00014/ 450
Асбестовые плиты 400 0,088 + 0,00013/ 450
» » 300 0,079 + 0,00012/ 450
Асбестовый картон 1000 0,157 + 0,00014/ 450
Асбестовый войлок 600 0,09 +0,00019/ 450
» » 200 0,052 + 0,00016/ '450
Асбестовый шнур 750 0,178 + 0,000098/ ,450
(крученый)
Асбестовый шнур 750 0,17 450 без
» » 550 0,15 при 100°С хлопка 200 с добав-
» » 250 0,10 кой хлопка
Асбест распушенный: 650 6G0
VI сорт 0,11+0,00019/
III сорт 340 0,087 + 0,00024/ 600
Асбозурит класса А 650 0,15 600
То же 550 0,13 при 100°С 600
» » 450 0,09 600
Асбозурит класса Б 850 0,23 —,
То же 750 0,21 при 100°С —
» » 650 0,19 —
Пенобетон 1200 0,32 при 30°С 500
» 1000 0,254 при 30°С 500
» 800 0,192 при 30°С 500
» 600 0,142 при 30°С 500
» 300 0,107 при 30°С 500
Пробковые плиты 147—198 0,042+0,054/ 500
Совелитовые плиты 400 0,08 + 0,001/ 450
Доломитовые плиты 260—360 0,1 при °C 100
Стекловолокно (ма- 120—200 0,04 + 0,0003/ 450
ты)
Торфяные плиты 200 0,052+0,0001/ 100
Торф сфагнум 300 0,11 при 30°С 100
Феррон с органиче- 400—500 0,07 при 30°С 200
ским наполнителем
Феррон с асбестом 450—550 0,08 при 30°С 600
Фибролит 400—200 0,122—0,09 при 30°С 100
Шлак гранулирован- 600—800 0,134—0,174 при 30°С 500
ный
Шлак топок котлов 700—400 0,145—0,09 при 30°С 500
125
цилиндрических поверхностей, м-K/Вт; /т и t0—темпера-
тура теплоносителя и окружающей среды, °C; ав и ан —
коэффициенты теплоотдачи на внутренней и внешней
поверхностях, Вт/ (м2- К); q и qi — удельные потери теп-
лоты на плоской поверхности и линейные на круглых
поверхностях, Вт/м; dB и du— внутренние диаметры
трубы и изоляции, м; dB — наружный диаметр трубы, м.
Уравнения (3-10) — (3-14) применимы для расчета
тепловой изоляции паропроводов и конденсатопроводов,
прокладываемых над землей и в проходных каналах.
Исходными данными для определения толщины теп-
ловой изоляции одиночного трубопровода бесканальной
прокладки являются:
а) заданные значения тепловых потерь;
б) температура теплоносителя;
в) наружный диаметр трубопровода;
г) глубина залегания трубопровода (от поверхности
земли до оси трубы);
д) характеристика грунта (род грунта, влажность);
е) расчетная температура грунта (естественная) на
глубине прокладки.
Толщину тепловой изоляции находят из уравнения
(3-14), где отношение диаметров определяется по сле-
дующему выражению:
/ 4/z
с1и 2т:лиЛгр I С ^гр Д
In . =------------ I-----------~ —--------
“н Арр Аи \ qi
(3-15)
где h — глубина заложения трубопровода, м.
При расчете изоляции теплопроводов бесканальной
прокладки надо считаться с возможностью ее увлажне-
ния за счет воды, содержащейся в грунте. Чем выше
влажность грунта и ниже температура теплоносителя,
тем больше опасность увлажнения изоляции. Наличие
гидроизоляционного слоя не всегда в состоянии предот-
вратить увлажнение. Однако для паропроводов влаж-
ность грунта на изоляцию практически не влияет, так
как температура пара большая. Особенно вредно это
явление для конденсатопроводов.
Для практических расчетов коэффициент теплопро-
водности изоляционного слоя, найденный по табл. 3-5,
при бесканальной прокладке трубопроводов следует уве-
личить в 1,5 раза. Только при благоприятных условиях
работы изоляции (относительно сухой грунт, отсутствие
126
перерывов в работе конденсационной или тепловой сети,
высокая температура воды) допускается увеличивать за-
пас по теплопроводности на 20%. Сказанное относится
только к конденсатопроводам и теплопроводам, к паро-
проводам это не относится.
При закладке в грунт двух трубопроводов на рас-
стоянии Ь, м, толщина изоляционного слоя находится по
уравнению (3-14), где отношение диаметров определяет-
ся из следующих уравнений:
для первого трубопровода
/ 4ftJ
__ 2дАиД-р I — СР — QuiRn ^hi
%.’ ^гр ? и/ у qu 2лХгр
для второго трубопровода
/ 4ft \
I С// —Ср —
П '‘пГГ ^гр ^И// \ 4l II 2гХгр /
где h — глубина заложения трубопроводов от их оси до
поверхности земли, м; 7?0— термическое сопротивление,
учитывающее взаимное влияние двух труб, м-К/Вт.
При прокладке трубопроводов в непроходном ниве-
лируемом канале исходными данными для определения
толщины тепловой изоляции одиночного трубопровода
являются:
1) заданные значения тепловых потерь;
2) температура теплоносителя;
3) наружный диаметр трубопровода;
4) глубина заложения канала, т. е. расстояние от
поверхности грунта до горизонтальной оси симметрии
канала (или, при отсутствии последней, до оси трубо-
провода) ;
5) основные размеры канала с указанием материала,
из которого он выполнен (или чертеж канала);
6) характеристика грунта (род грунта, влажность);
7) температура грунта (естественная) на глубине за-
ложения канала.
Диаметр теплоизоляционного слоя трубопровода
определяется из следующего выражения:
127
где ctB.K — коэффициент теплоотдачи от воздуха внутри
канала к его стенкам, В/(м2-К); d3K—-эквивалентный
внутренний диаметр канала, м:
лр
d^=~-, (3-19)
здесь F—-площадь поперечного сечения канала, м2; U —
периметр канала, м.
Для практических расчетов коэффициент теплопро-
водности изоляции, найденный по табл. 3-4, следует уве-
личивать на 25%, однако при относительно сухом грун-
те, использовании в качестве теплоносителя пара или
перегретой воды, отсутствии перерывов в работе тепло-
провода достаточно на 10%.
При двухтрубной прокладке в общем проходном ка-
нале при заданных удельных теплопотерях с каждой тру-
бы толщина тепловой изоляции определяется для каж-
дого из трубопроводов:
для первого трубопровода
1п = 2аи/ (--------------1т-\ (3-20)
для второго трубопровода
In 4^ = 2ии„ (---------------. (3-21)
dHl! "" \ n a^d»n /
Температура воздуха в канале
Ас=ЛР + )• (3-22)
вх гр
Значение коэффициента k, учитывающего добавочные
потери теплоты через опоры, приведены в табл. 3-5
[26].
Таблица 3-5
Значения коэффициента, учитывающего добавочные потери
теплоты через опоры
Крепление трубопроводов Коэффициент k
Трубопровод в закры- том помещении Трубопровод вне помещения
На подвесках На опорах 128 1,10 1,15 1,15 1,20
Значение термического сопротивления от воздуха
внутри канала к
по формуле
внутреннем его стенке подсчитывается
R,
(3-23)
Величина R:
определяется следующим образом:
__ J I 2/?,, 4- V4A2iT — ц-эк
фр 2тсдГр (1ЭК '
где А„ — приведенная глубина заложения:
/г-й-рАф; (3-25)
ан. в
здесь «п.в — коэффициент теплопроводности от поверх-
ности грунта к окружающему воздуху, Вт/(м2-К).
Пример 3-4. Определить толщину тепловой изоляции паропро-
вода, проложенного вне помещения на эсгакадс. Диаметр паро-
провода <4=219 мм. Температура пара /п=150°С. Скорость дви-
жения воздуха а> = 3 м/с. Температура воздуха Д=— 20°С. Коэф-
фициент лучеиспускания поверхности изоляции С=5,2 Вт/(м2-К4)-
Паропровод изолирован совслитовыми сегментами с асбестовой
штукатуркой толщиной 10 мм
Решение. Из табл. 3-4 находим Zu=-0,084 0,001/—0,084-
; 0,001 -70 = 0,15 Вт/(м-К).
Значение средней темпсращры теплоизоляционного слоя берем
из табл. 3-6 [26].
Таблица 3-6
Средняя температура теплоизоляционного слоя
Температура окружающею воздуха. °C Темпераiура тсплоносшсля /, С
100 150 200 2>" зоо 350 4(Ю
25 70 95 125 150 175 205 230
15 65 90 120 145 170 200 250
0 60 80 НО 135 160 190 240
— 10 55 /Г) 105 130 155 185 210
—30 45 65 95 120 145 276 2С0
Коэффициент теплоотдачи на поверхности тепловой изоляции
определяем по формулам (2-46)—(2-48):
а , = 4,61
3°,7
2,219°’Т
[/150 4- 273V /—20 4- 273
в 9 I ---- — I ______
i0° ) \ 1(10
_____
= 15,7 4- 8,44 =
= 24,14 Вг/(м2-К).
9—244
129
Полное термическое сопротивление находим по формуле (2-52):
R~" 2-3,14-0,15 1п 0,21э+ 3,14-0,419-24,14 -°>721 м’-К/Вт.
Удельные линейные потери теплоты подсчитываем по форму-
ле (2-38):
150 + 20
<7 = —о”721——236 Вт/М.
Далее по формуле (3-12) определяем:
/150 + 20 „ \
1п —=2-3,14-0,15 —256--------0,03 ) =0,654,
тогда по формуле (3-14) толщина тепловой изоляции
г!.. / da \ 420
5И = -1 )=-g-(i,92—1) = 193 мм.
3-3. ОСНОВЫ РАСЧЕТА НА ПРОЧНОСТЬ ТРУБОПРОВОДОВ'
И ИХ ОПОР
Наиболее слабым местом стальных трубопроводов
являются сварные стыки. По ним следует вести провер-
ку допустимых напряжений. Основными напряжениями,
возникающими в трубопроводах, по которым движется
пар или вода, являются:
1) напряжение растяжения под действием внутренне-
го давления, возникающее в двух плоскостях: торцевой
(нормальной к оси трубы) оу и продольной (проходя-
щей через ось трубы) о2;
2) напряжение изгиба о3 под действием собственного
веса трубопровода, тепловой изоляции и теплоносителя.
В надземных трубопроводах иногда следует учитывать
напряжение изгиба от скоростного напора ветра;
3) напряжение изгиба оу под действием термической
деформации в гнутых компенсаторах и на участках
естественной компенсации;
4) напряжение от кручения т под действием терми-
ческой деформации.
При одновременном действии всех видов деформации
суммарное максимальное напряжение равно:
°cM=iav+°2h+< (3-26)
где Ор — суммарное напряжение от растяжения под
действием внутреннего давления; од— суммарное напря-
жение от изгиба; т — напряжение от кручения.
ЦО
Суммарное максимальное напряжение, определяемое
по формуле (3-26), не должно превосходить допускае-
мого для наиболее опасного сечения — сварного стыка
трубы:
Псм<ф[а], (3-27)
где [о]—допустимое напряжение; ср — коэффициент
прочности.
Допускаемые напряжения сварных швов для сталь-
ных трубопроводов приведены в табл. 3-7 [25].
Таблица 3-7
Допускаемые напряжения [а], МПа, материала стальных
трубопроводов
Темпера- тура стен- ки t, °C Марка стали
Ст2 СтЗ Сталь 10 Сталь 20 10Г2С1 15ГС isrc
20 127 137 127 144 173 181 166
150 115 126 117 135 166 170 152
200 111 121 113 132 163 165 147
250 107 117 110 129 161 162 142
300 96 105 98 116 150 150 131
320 .—- — 93 111 145 142 127
340 —, — 88 107 138 134 122
360 —. — 83 101 132 126 117
380 —. — 79 95 125 118 112
400 — — 75 90 117 111 107
Напряжение для сварного шва выбирается меньше
допускаемого с учетом коэффициента прочности швов е:
Шов е
Односторонний ручной.........................0,7
Односторонний автоматический.................0,8
Двусторонний ручной........................... 0,85
Двусторонний автоматический ........ 0,9
Осевую силу внутреннего давления, действующую
в торцевой плоскости, Р, кН, можно определить по сле-
дующей формуле:
(3-28)
где р — внутреннее давление в трубопроводе, МПа; dQ—
внутренний диаметр трубы, м.
9* 131
Тогда напряжение растяжения в торцевой плоскости
трубопровода, МПа,
(3-29)
где б — толщина стенки трубы, м.
Напряжение растяжения в продольной плоскости тру-
бопровода, МПа,
(3-30)
Суммарное напряжение от растяжения под действием
внутреннего давления, МПа, определяется по формуле
(3-31)
Суммарное напряжение от изгиба над опорой от соб-
ственного веса трубопровода аи, МПа, равно:
Х-. <-М2>
где q — полная масса одного метра трубопровода, кг;
/--расстояние между подвижными опорами, м; W— мо-
мент сопротивления трубопровода, см3.
Крутящие моменты возникают только в пространст-
венных трубопроводах. В плоскостных трубопроводах
они равны нулю, тогда суммарное напряжение, МПа,
= (3-33)
Опоры трубопроводов могут быть подвижными и не-
подвижными. Подвижные опоры могут быть скользящи-
ми, катковыми, подвесными и др. При подземной про-
кладке трубопроводов в неироходных каналах применя-
ются исключительно скользящие опоры на бетонных
подушках, при надземной — катковые, которые еще ис-
пользуются в проходных каналах.
Неподвижные опоры закрепляют отдельные точки
трубопроводов, делят их па независимые в отношении
температурных удлинений участки и воспринимают уси-
лия, возникающие в трубопроводах этих участков, при
различных схемах компенсации тепловых удлинений.
Горизонтальное усилие N, кН, для скользящей опоры
можно найти по формуле
M=pQB. (3-34)
132
где QB — вертикальная нагрузка пролета, кН, которую
с учетом возможности просадки одной из опор прини-
мают равной:
Qb=1,59b/; (3-35)
здесь QB — вертикальная удельная нагрузка, кН, учи-
тывающая вес трубопровода с теплоносителем и тепло-
вой изоляцией [25]; I — длина пролета между опора-
ми, м; ц— коэффициент трения скольжения, равный со-
ответственно при скольжении: стали по стали 0,3; стали
по бетону 0,6; чугуна по чугуну 0,35; чугуна по стали
0,35.
Горизонтальное усилие для роликовой опоры состав-
ляет:
Af = QB^-r, (3-36)
где QB — вертикальная нагрузка пролета, кН; Sp — пле-
чо трения качения на поверхности ролика, м; R — радиус
ролика или катка, м; г—радиус цапфы, м; ц— коэффи-
циент трения скольжения на поверхности цапфы.
Горизонтальное усилие для катковой опоры можно
определить из следующей формулы:
V = Q.^. <М7)
где Si и 32— плечи трения качения на поверхности со-
прикосновения катка с опорной плоскостью и трубопро-
водом, м.
Для всех непроходных подземных каналов рекомен-
дуется применять скользящие опоры. Применение катко-
вых опор оправдывается при надземной прокладке или
прокладке их в проходных каналах.
Осевое усилие, действующее на мертвую опору,
N=apF+M11M+^S, (3-38)
где р — внутреннее рабочее давление в трубопрово-
де, МПа; F — площадь внутреннего сечения трубопрово-
да, м2; а — коэффициент, зависящий от направления
действия осевых усилий внутреннего давления с обеих
сторон мертвой опоры, определяемых конфигурацией
трубопровода и способа компенсации температурных
деформаций; при неизменном диаметре трубопровода
коэффициент а может иметь два значения: нуль или
133
единица; i/3 — вес трубопровода с теплоносителем и изо-
ляцией, кН/м; Д/—разность длин участков трубопрово-
да с обеих сторон мертвой опоры, если считать участком
расстояние между мертвой опорой и компенсатором или
между двумя мертвыми опорами, м; ц— коэффициент
трения на свободных опорах; AS — разность сил трения
сальниковых компенсаторов или сил упругости гибких
компенсаторов с обеих сторон мертвой опоры, кН.
Наибольшим усилием, действующим па мертвые опо-
ры, является сила внутреннего давления, которую необ-
ходимо уравновешивать, что значительно облегчит кон-
струкцию мертвых опор.
Длину пролета между опорами можно определить по
следующей формуле:
I = j/Hp’, (3-39)
где оз=Ре[о]; р=0,4-^-0,5; g— коэффициент прочности
сварных швов; [о]—допускаемое напряжение для сталь-
ных трубопроводов (см. табл. 3-7); w — скорость вет-
ра, м/с.
Пример 3-5. Для паропровода (<й/сй=257/273) определить за-
пас прочности, если давление пара рп=0,6 МПа, расстояние между
подвижными опорами /=7 м, масса одного метра трубопровода
<г/=52 кг, момент сопротивления трубопровода 1F=379 см3, мате-
риал трубопровода — сталь 20.
Решение. Напряжение растяжения в торцевой плоскости
трубопровода определим по формуле (3-29):
0,6.0,053-0,257
== -ПЦ007-------= °’292 МПа’
а напряжение растяжения в продольной плоскости трубопровода —
по формуле (3-30):
_ pd2
28
0,6-0,053-0,257
----2~0 qq7------ 0,588 МПа.
Суммарное напряжение от растяжения под действием внутрен-
него давления по формуле (3-31) составит:
,,______;_______ pi„ 0,6-0,053-0,257
°Р = г °2! +3Д — ° 1°2 2,за ~~ 2,3-0,007 =0,51 МПа.
Напряжение от изгиба
бопровода
l2w
над опорой от собственного веса тру-
0,6-7002
12-379 =6,2G
МПа.
134
Максимальное суммарное напряжение равно:
асм = V+ оги = Ко,512 + 6,262 = 6,27 МПа.
Допускаемое напряжение [о] по табл. 3-7 равно 129 МПа,
отсюда запас прочности
[а] 129
К =—= гГо7 = 20,6,
аи 6,27
нли с учетом прочности сварных швов /С=20,6• 0,7= 14,4.
В данном случае при таком давлении пара толщина стенки
оказывается излишне большой.
3-4. КОМПЕНСАЦИЯ ТЕРМИЧЕСКИХ УДЛИНЕНИЙ
ТРУБОПРОВОДОВ
Термическое удлинение трубопровода зависит от
свойств материала трубопровода и температурного пере-
пада:
Д/=а/(/2—/,). (3-40)
где a — коэффициент линейного расширения углероди-
стых трубных сталей, мм/(м-°С); / — длина рассматри-
ваемого участка трубопровода, м; Л — максимальная
температура стенки трубы, принимаемая равной макси-
мальной температуре теплоносителя, °C; /2 — минималь-
ная температура стенки трубы, принимаемая равной рас-
четной температуре наружного воздуха, °C.
Коэффициенты линейного расширения трубных ста-
лей а и модуль упругости Е определяются из табл. 3-8
[25].
Таблица 3-8
Коэффицигнты линейного расширения трубных сталей
Темпера- тура стенки трубы t , °C ст а-102, мм/(м-К) Темпера- тура стен- ки трубы t °C СТ’ а-102, мм/(М-К) гц Темпера - тура стен к и трубы t , °C ст {^•w)/ww f §
20 1,18 2,05 150 1,25 1,93 250 1,31 1 ,82
75 1,20 1,99 175 1,27 1 ,915 275 1,32 1,79
100 1 ,22 1 ,975 200 1,28 1 ,875 300 1,34 1,755
125 1,24 1,95 225 1,3 1,847 325 1 ,35 1,727
Для компенсации тепловых удлинений трубопроводов
применяются сальниковые и гибкие П-образные компен-
саторы, а также используются повороты трассы (само-
компенсация),
135
Неподвижные опоры делят трубопровод на отдель-
ные участки, не зависимые друг от друга в отношении
теплового удлинения. На каждом таком участке уста-
навливается компенсатор или предусматривается само-
компенсация.
Установка компенсаторов вызывает дополнительные
затраты при монтаже и эксплуатации, особенно это ка-
сается гибких и сальниковых компенсаторов, поэтому
при разработке монтажной схемы надо стремиться к ми-
нимальному их количеству.
При расстановке по трассе неподвижных опор надо
учитывать следующее: неподвижные опоры устанавлива-
ются прежде всего в местах ответвлений трубопровода;
самокомпенсацию теплового удлинения можно исполь-
зовать при значении образуемого трубами угла не более
120°; при больших углах трубы должны закрепляться;
при расстановке неподвижных опор на остальных пря-
мых участках исходят из допускаемых расстояний меж-
ду неподвижными опорами в зависимости от диаметра
труб, типа компенсаторов и параметров теплоносителя,
которые определяются по табл. 3-9 [28].
Таблица 3-9
Допускаемые расстояния между неподвижными опорами
трубопроводов
d ,, мм J Параметры пара
/>п=0,8 МПа; /Пл=2-0-С рп=1,4 МПа', <п1=зоо°с
Расстояние между опорами П-образного компенсатора, м Расстояние между опорами для сальнико- вого компен- сатора, м Расстояние между опорами, П-обназ него ьомпснсагора, м Расстояние между опорами для саль- никового компен- сатора, м
25 50 50
32 60 —. 60 —
40—50 60 .—. 60 —
70 70 — 70 _—
80 80 — 80 —.
100 80 60 80 50
125 90 60 90 50
150 100 70 90 60
175 100 70 100 60
200 120 70 100 60
250 120 70 120 60
300 120 70 120 60
350 120 70 120 60
400 140 100 140 80
Примем niti е. Данные относятся к прокладке трубопроводов в каналах.
136
Напряжения при нагреве трубопровода определяют-
ся по закону Гука:
a=Ei, (3-41)
где Е— модуль упругости; i — относительное сжатие
или удлинение; для стальных труб Н=12-1СН6ЛС где
Af — изменения температуры стенки трубопровода, °C.
Для уменьшения указанных напряжений использу-
ются осевые и радиальные компенсаторы. Осевые устра-
няют температурные удлинения прямолинейных участков
трубопровода. Радиальные
компенсаторы применяются
при любой конфигурации тру-
бопровода. Однако к примене-
нию специальных компенсато-
ров следует прибегать только
после использования всех воз-
можностей естественной ком-
пенсации.
Наиболее простая схема
естественной компенсации есть
схема угловой компенсации
(рис. 3-2). Для определения
максимального изгибающего
Рис. 3-2. Схема угловой
компенсации.
напряжения, возникающего
в трубопроводе при угловой компенсации, А. П. Сафо-
новым предложена формула
1,5АД rf
/2 COS Р
(3-42)
где I — длина короткого плеча, м; А — удлинение корот-
кого плеча, м; п — отношение длины длинного плеча
к длине короткого плеча, %; ₽—ф—90° — угол.
При ф=90° или (3=0
о =1,5 --^(” + 1).. (3-43)
Максимальное напряжение возникает в коротком пле-
че в месте защемления у неподвижной опоры. Макси-
мальное боковое смещение длинного плеча у колена
равно:
А (1 + п sin В)
cos В
(3-44)
137
& максимальное боковое смещение короткого плела
у колена
Д (и + sing) (
к cos р '
Компенсирующая способность П-образного компен-
сатора (рис. 3-3) при растяжке его в холодном состоя-
нии наполовину ожидаемого теплового удлинения трубо-
провода определяется по следующей формуле:
Д = 4о-^, (3-46)
Edlm. > v 7
где А = (1,4Я3 — 2,28/?®/ + 3,14Ж) — 1,33R3 + 21R2 —
—4Z2/?—|-0,6Z3—[-Z1Z2; о— напряжение на изгиб, кПа; d —
наружный диаметр трубопровода, м; Е — модуль упру-
Рис. 3-3. Схема П-образной
компенсации.
гости первого рода, кПа (для стали Е—2-108 кПа); I —
вылет компенсатора, м; R — радиус отводов компенсато-
ра, м; k — коэффициент понижения жесткости трубы:
, 1 + 1,2/г2 , f
Й 10 + 12/г2 > П
k'= h] 1,65, h < 1;
h — так называемый «коэффициент трубы»:
. л
h — 4 —
г с1г ’
(3-47)
(3-48)
6 — толщина стенки трубы, м; т — поправочный коэф-
фициент напряжения для гнутых гладких труб, учиты-
ваемый только при т>1, т. е. при Л<0,85:
ш—0,9/г 2/3. (3-49)
138
Значения k и т приведены в табл. 3-10 [25].
При установке на компенсаторе жестких сварных ко-
лен (Л=1 и т—1) формула, определяющая компенси-
рующую способность П-образного компенсатора, примет
вид:
Д = W (°’077?3 — 0.28Д7 — 0,867?Z2+ 0,67Z3 + If). (3-50)
Наибольшую компенсирующую способность при дан-
ных условиях имеет компенсатор при 7?=0; тогда
Д= 1,33 ~ (2Z4-3Z,). (3-51)
Для увеличения компенсирующей способности П-об-
разного компенсатора и снижения компенсационных на-
пряжений в трубопроводах при проектировании преду-
сматривается предварительная растяжка компенсатора
в размере 50% термического удлинения (при £<250°С).
Следовательно, термическое удлинение участка Д/рас=
=0,5Л/.
Таблица 3-10
Значения коэффициентов понижения жесткости труб и
поправочных коэффициентов для гнутых гладких труб
Коэффициент трубы h Коэффициент понижения жесткости k Поправочный коэффициент т
0 0,1
0,2 .— 2,4
0,4 — 1 ,6
0,6 0,4 —
0,8 0,5 1,1
1,2 0,65 0,85
1,6 0,77 0,88
2,0 0,85 0,9
2,4 — 1,0
2,6 0,9 —
0,3 0,92 —
При длине прилегающих свободных плеч меньше
40Пу следует вводить поправочные коэффициенты на
значение компенсирующей способности компенсатора и
на силу упругой деформации. Для длины прилегающих
плеч /п=10/)у эти коэффициенты равны соответственно
п1==0,9 и «2—1,3; при /п=0 соответственно «1=0,8 и «2=
—1,7. Промежуточные значения коэффициентов опреде-
ляются методом интерполяции.
139
Тогда искомые значения можно определить по сле-
дующим формулам:
A^pac^^A/pac^l(3-52)
р'к=ркп2, (3-53)
где AZpac — расчетная компенсирующая способность ком-
пенсатора, мм; рк-—сила упругой деформации.
Если П-образный компенсатор расположен не по-
середине участка, а смещен в сторону одной из непод-
вижных опор, значение силы упругой деформации и на-
пряжения по сравнению с компенсатором, расположен-
ным посередине, увеличивается примерно на 20—40%.
Расчеты компенсации паропроводов весьма сложны и
трудоемки, поэтому для их облегчения обычно пользу-
ются номограммами и вспомогательными таблица-
ми [13].
3-5. ВЫБОР КОНДЕНСАТООТВОДЧИКОВ
Конденсатоотводчики являются неотъемлемой частью
конденсационной сети. Они повышают эффективность
работы потребителей пара, обеспечивают его хорошую
конденсацию и автоматизируют отвод конденсата.
Наиболее распространены автоматические конденса-
тоотводчики, работающие при следующих минимальных
перепадах давления пара до и после отбора:
конденсатоотводчики термостатического действия типа
45ч6бр и с шаровым клапаном — при 0,01 МПа и более
(табл. 3-11) [13];
Таблица 3-11
Конденсатоотводчики термостатического действия типа 45ч6бр
Р1. МПа G, кг/ч, при dy, мм pl. МПа G, кг/ч, при rfy. мм Р1. МПа G, кг/ч, при dy, мм
15 20 || 15 20 | 15 2Q
0,01 165 250 0,07 430 660 0,03 680 900
0,03 280 440 0,09 500 750 0,05 900 1150
0,05 350 560 0,10 560 850 0,07 1000 1300
140
конденсатоотводчики с открытым поплавком типа
45ч4бр — при 0,03 МПа и более (табл. 3-12) [13];
Таблица 3-12
Конденсатоотводчики с открытым поплавком типа 45ч4бр
Номер конденсато- отводчика Размеры» мм Масса, кг
dy L Hl D
00 15 253 285 185 95 16
0 20 300 338 205 105 23
1 355 390 250 115 38,5
3 40 485 560 375 150 81
4 50 560 635 455 165 112
конденсатоотводчики с опрокинутым поплавком типа
45ч9бк — при 0,05 МПа и более (табл. 3-13) [13].
Таблица 3-13
Конденсатоотводчики с опрокинутым поплавком типа 45ч9бк
В табл. 3-11—3-13: G — производительность конден-
сатоотводчика; р\— давление до конденсатоотводчика;
dy— условный диаметр входного отверстия; L — расстоя-
ние между входным и выходным отверстиями конденса-
тоотводчика; Я] •—монтажная высота; Н—полная высо-
та конденсатоотводчика; D — диаметр фланца подключе-
ния; dc — диаметр седла.
Подбор конденсатоотводчиков осуществляется по спе-
циальной номограмме (рис. 3-4). Подбирают их с учетом
производительности и разности давлений пара до и по-
сле конденсатоотводчика.
При выборе автоматических конденсатоотводчиков
типа 45ч9бк с опрокинутым поплавком следует учиты-
141
вать, что они могут автоматически удалять воздух и не
допускать скопления грязи.
Конденсатоотводчик индивидуальный с термостатом
сильфонного типа на давление до 0,6 МПа устанавлива-
ют непосредственно после потребителя на конденсато-
проводе.
Дабление пара р, МПа
Рис. 3-4. Номограмма для подбора конденсатоотвод-
чика.
Пример 3-6. Подобрать конденсатоотводчик типа 45ч4бк для
пропуска конденсата в количестве GK=400 кг/ч. Разность давлений
пара Лр=0,05 МПа.
Решение. Из номограммы на рис. 3-4 и табл. 3-13 прини-
маем конденсатоотводчик Ns 1. Ход решения показан на номо-
грамме штриховой линией.
142
3-6. ПОВЕРОЧНЫЙ ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ
ПАРОВОДЯНОГО ПОДОГРЕВАТЕЛЯ
Существуют два вида расчетов теплообменных аппа-
ратов: конструкторский (проектный) и поверочный.
Конструкторский расчет выполняется при проектиро-
вании теплообменного аппарата, когда заданы теплопро-
изводительность аппарата, теплоносители, их расходы и
параметры. Целью этого расчета является определение
конструктивных размеров подогревателя. Конструктор-
ский расчет состоит из теплового (теплотехнического),
гидравлического и механического расчетов.
Поверочный расчет производится для установления
возможности применения имеющихся или стандартных
теплообменных аппаратов для конкретных эксплуата-
ционных условий. Следовательно, для эксплуатационни-
ков именно этот расчет представляет практический инте-
рес. При поверочном расчете заданы размеры аппарата
и условия его работы. Требуется определить конечные
параметры теплоносителей и теплопроизводительность
аппарата. Следовательно, целью поверочного расчета
является выбор условий, обеспечивающих оптимальный
режим работы аппарата. В некоторых случаях тепло-
производительность при таком расчете является задан-
ной, а требуется определить, например, расход и конеч-
ную температуру выходящей из аппарата воды. В от-
дельных случаях известны все четыре температуры
теплоносителей, поэтому можно подсчитать среднюю раз-
ность температуры и среднее значение теплопередачи и
после этого определить теплопроизводительность аппа-
рата. Иногда известны расходы и две любые температу-
ры, необходимо определить теплопроизводительность
теплообменного аппарата.
Таким образом, поверочный расчет может проводить-
ся при различных исходных данных.
Для подогревателей, в которых греющей средой
является конденсирующийся пар, а нагреваемой — неки-
пящая жидкость, основным балансовым уравнением
является следующее:
Q = On (in~ in) = GacB (tBi - 1в)ММ V’ (3’54)
где Q — количество теплоты, передаваемой в подогрева-
теле, Вт; Du— расход греющего пара, кг/с; in — энталь-
пия пара на входе в подогреватель, кДж/кг; 1К— энталь-
143
пия конденсата на выходе из подогревателя, кДж/кг;
GB — расход воды через подогреватель, кг/с; св — тепло-
емкость воды, кДж/(кг-К);/В1 и / - соо1ветствсипо
температура воды на входе и выходе из подогревате-
ля, °C; р — поправочный коэффициент, учитывающий за-
грязнение поверхности нагрева подогревателя; /гср—
среднее значение коэффициента теплопередачи в подо-
гревателе, Вт/(м2-К); А/ср — средний температурный пе-
репад в подогревателе, °C; F— поверхность нагрева по-
догревателя, м2.
Из представленной системы уравнений можно опре-
делить количество передаваемой теплоты в подогрева-
теле Q, Вт:
Q-=GBcB(tB~tB). (3-55)
Расход пара определить сложнее, так как энтальпия
влажного насыщенного пара практически не известна.
Обычно расход оценивают по энтальпии сухого насы-
щенного пара, определяемой по давлению поступающего
к подогревателю пара с применением таблиц насыщен-
ного пара:
(3-56)
111 —~ 1 в
Так как энтальпия сухого насыщенного пара больше
энтальпии влажного насыщенного пара, то при таком
определении расхода он получается заниженным. Если
выразить это уменьшение в процентах, то получим:
е = юо, (3-57)
4, ' 1.2
где i'—энтальпия воды па линии насыщения, кДж/кг;
г — скрытая теплота парообразования, кДж/кг; х — сте-
пень сухости влажного насыщенного пара.
Если считать 1'=1з, то уменьшение равно х — степени
сухости в процентах.
Это обстоятельство является особенно важным пото-
му, что целый ряд подогревателей, работающих на паре,
наиболее широко эксплуатируется в зимний период, ког-
да влажность пара резко увеличивается по сравнению
с летним периодом (калориферы, водонагреватели горя-
чего водоснабжения и др.). Это одна из причин ухудше-
ния условий работы, например, гальванических ванн
в зимний период.
144
Исходя из вышеуказанных обстоятельств, формулу
(3-56) можно переписать следующим образом:
(3-58)
Для правильной оценки необходимо знать действи-
тельную степень сухости х влажного насыщенного пара.
Если таких данных нет, то при использовании формулы
(3-58) степень сухости следует принимать х=0,85.
Энтальпию конденсата на выходе из подогревателя
можно найти, считая температуру конденсата равной
температуре насыщения влажного насыщенного пара (по
таблицам насыщенного пара).
Значения поправочного коэффициента р [29] на за-
грязнение и неполное омывание поверхности теплообме-
на приведены ниже:
Характеристика поверхности теплообмена и условий ее работы
Нормальные чистые (новые) латунные трубы.............1
Латунные трубы, работающие в условиях прямоточного водо-
снабжения на чистой воде.............................0,85
Латунные трубы, работающие в условиях оборотного водо-
снабжения или на химически очищенной воде............0,80
Латунные трубы при грязной воде и возможном образовании
минеральных и органических отложений.................0,75
Стальные нормальные трубы, покрытые тонким слоем окислов
или накипи...........................................0,70
Среднее значение коэффициента теплопередачи kcp,
Вт/(м2-К), в теплообменнике можно определить по фор-
муле
ь —____________!_________
ср~~~ 1 . 8С ! ’
“п.с "Г Ас «в
(3-59)
где ап.с — коэффициент теплоотдачи от пара к стен-
ке, Вт/(м2-К); 6С — толщина стенки трубок, м; 7.с— ко-
эффициент теплопроводности материала трубок, Вт/(мХ
ХК); ав — коэффициент теплоотдачи от стенок к воде,
Вт/ (м2-К).
Обычно термическим сопротивлением материала сте-
нок трубок можно пренебречь, тогда
(3-60)
10—244
145
Анализ формулы (3-59) показывает, что значение ко-
эффициента теплопередачи всегда находится в интерва-
ле между значением меньшего из коэффициентов тепло-
отдачи и половиной этого значения, т. е. если ав — мень-
шее значение, то ав/2<^Ср<ав.
В частности, при значительной разности коэффициен-
тов теплоотдачи значение коэффициента теплопередачи
будет лишь незначительно отличаться от значения мень-
шего из коэффициентов теплоотдачи. Поэтому опреде-
ляющим всегда будет большее термическое сопротив-
ление.
Определение коэффициентов теплоотдачи затрудняет-
ся тем, что они зависят от разнообразных факторов —
геометрических, кинематических, физических:
геометрические факторы — диаметры и длины трубок,
их взаимное расположение и др.;
кинематические факторы — характер и скорость дви-
жения воды;
физические факторы — параметры греющей и нагре-
ваемой сред. Специфические условия теплообмена воз-
никают при теплоотдаче от конденсирующегося пара
к поверхности нагрева.
В трубчатых подогревателях, как правило, наблю-
дается пленочная конденсация пара, при которой пере-
ход теплоты от пара к стенке трубы затруднен образо-
вывающейся пленкой конденсата. Для некоторых усло-
вий коэффициенты теплоотдачи представлены ниже [30]:
Теппопередаюшие среды ап с> Вт/(м**К)
Газы, естественная конвекция...................... 3,5—12
То же вынужденная конвекция...................... 12—120
Жидкости с большой вязкостью (масла)............. 60—250
Жидкости с малой вязкостью (вода), естественная
конвекция ....................................... 250—1200
То же вынужденная конвекция...................... 600—14 000
Конденсирующийся пар, пленочная конденсация . . 1200—18 000
То же капельная конденсация...................... 18 000—110 000
Из приведенных значений видно, что коэффициенты
теплоотдачи при движении воды в трубках подогревате-
ля при вынужденной конвекции и пленочной конденса-
ции пара близки друг к другу. Однако эта близость зна-
чений условна и не является основанием для определе-
ния только одного вида теплоотдачи.
Коэффициенты теплоотдачи от конденсирующегося
пара к вертикально расположенным трубкам определя-
146
ются в зависимости от значения критерия Григулля [30]:
/с). (3-61)
При Z < ^2300 Л, (3-62)
Яп-С-“ ЯРп-/с]0’22'
При z; >2300 1,16 Re (3-63)
Для горизонтальных подогревателей ап.с, Вт/(м2-К),
определяется по формуле [30]
4 ------------------
у (7П ^с)
(3-64)
В формулах (3-61) —(3-64): d3 — наружный диаметр
трубок, м; т — приведенное число рядов трубок по вер-
тикали для горизонтального подогревателя; Н — расчет-
ная высота трубок, м; ta — температура насыщения па-
ра, °C; tc — температура стенки, °C; Re — число Рей-
Таблица 3-14
Значения температурных множителей в формулах для
определения коэффициентов теплоотдачи
Конденсирующий пар Вода при турнулен гном движении
Температура насыщения °C л, л3 Л4-103 Температура 1, °C л5
20 5,16 1,88 20 1746
30 7,88 2,39 30 1909
40 11,4 .— 2,96 40 2064
50 15,6 — — 3,56 50 2213
60 20,9 — 4,21 60 2350
70 27,1 — 4,91 70 2490
80 34,5 7225 10 439 5,68 80 2616
90 42,7 7470 10 835 6,48 90 2840
100 51,5 7674 11 205 7,30 100 2850
ПО 60,7 7855 И 524 8,08 110 2957
120 70,3 8020 11 809 8,90 120 , 3056
130 82,0 8140 12 039 9,85 130 3150
140 94,0 8220 12 249 10,8 140 3235
150 107 8300 12 375 11,8 150 3312
160 122 8340 12 469 12,9 160 3385
170 136 8400 12 554 14,0 ' . 170 . 3450.
180 150 8340 12 579 15,0 180 -3505
10*
.147
нольдса для конденсата при tB; Ah А2, А3, Л4 —темпера-
турные множители берутся из табл. 3-14 [30].
Коэффициент теплоотдачи при турбулентном движе-
нии воды вдоль трубок ав, Вт/(м2-К), равен:
«в=1.1б4^-, (3-65)
где w — скорость движения воды, м/с; d — диаметр тру-
бок, м; А5 — температурный множитель (выбирается по
табл. 3-14).
Средний температурный напор Д/Ср определяется по
формуле
д/ = ~ (3-66)
р , *Н-*1
4Н- ^2
где /н — температура насыщенного пара, °C; t2— тем-
пература воды соответственно на входе в теплообменник
и выходе из него, °C.
При использовании перегретого пара вместо темпера-
туры насыщения необходимо брать температуру перегре-
того пара.
Потери давления в подогревателе Др, Па, с учетом
дополнительных потерь от шероховатости
Др = Хст + 2^ , (3-67)
где Хт — коэффициент гидравлического трения для гряз-
ных труб:
2т~ (1,8InRe— 1,5)2 : (3’68)
Re = ~ — число Рейнольдса; LT — длина трубок, м; dB—
внутренний диаметр трубок, м; Хст— дополнительные
потери от шероховатости (коэффициент загрязнения
труб); 2g — сумма коэффициентов местных сопротивле-
ний; р — плотность воды, кг/м3.
Значение коэффициента загрязнения Хст приведено
ниже [30]:
Материал труб и состояние их поверхности Х„.
Медные и латунные чистые гладкие......................... 1,0
Новые стальные чистые................................... 1,16
Стальные загрязненные ..............................1,51—1,56
Медные загрязненные......................................1,3
148
Коэффициенты местного сопротивления £ арматуры и
отдельных элементов теплообменного аппарата опреде-
ляются из табл. 2-5.
Пример 3-7. Подобрать пароводонагреватель и определить по-
тери давления со стороны потока воды, если ее расход составляет
8 кг/с и требуется ее нагрев от G=10 до /2=60°С. Абсолютное дав-
ление влажного насыщенного пара рп=0,3 МПа, степень сухости
пара х=0,9. Влияние загрязнения учесть коэффициентом Р=0,75.
Решение. Количество передаваемой теплоты
Q=G„cb(/2—f,)=8-4190- (60—10)=1675 кВт,
отсюда расход пара по формуле (3-64) равен:
Q 1675
— = 0,9 (2725,5— 133,5) ~3,15 кг/с’
где i"=2725,5 кДж/кг — энтальпия пара (см. табл. 2-1).
Определяем предварительную площадь сечения трубок по
воде:
°в 8 П П1 2
шв-1000 ~ 0,8-1000 м ’
где о>в=0,8 м/с — предварительно выбранная скорость движения
воды по трубкам теплообменника.
Таблица 3-15
Подогреватели пароводяные
Показатель Производительность, т/ч
25 | 50 100 200 400
Давление, МПа: по пару (до) 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8
по воде (до) 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8
Температура (не более), °C: по пару 180 180 180 180 180
по воде на входе (не ме- 5 5 5 5 5
нее), °C Габариты трубок (диаметр, тол- 16X1 16X1 16X1 16X1 16X1
щина стенки), мм Поверхность нагрева, м2 3,97 8,4 14,6 31,2 68
Расход пара на расчетном режи- 1,68 3,36 6,72 13,4 26,8
ме, т/ч Трубки латунные (ЛО-70-1): количество, шт. 84 84 312 312 558
длина, мм 1000 2000 1000 2000 2400
Количество ходов воды 4 2 4 2 2
Масса подогревателя без воды, кг 306 350 608 900 1500
Примечания: 1) Подогреватели предназначены для подогрева неде-
аэрированной химически очищенной воды.
2) И ч отовптель — производственное объединение «Красный котельщик»,
кроме подогревателей производительностью 25 т/ч, выпускаемых Бийским ко-
тельным заводом по чертежам производствеииого объединения «Красный ко-
тельщик» .
149
Из табл. 3-15 [5] выбираем подогреватель на производитель-
ность 50 т/ч (13,5 кг/с). Затем проверяем правильность выбора
теплообменника.
Находим средний температурный перепад по формуле (3-66):
(^п - Ч) — (fn — _ (133,54— 10) —(133,54 —60) _
А'ср~ t„-t,
ln t ~—t
123,54
ln 73,54
50
“0,52~96°С-
Тогда средняя температура воды и стенки будут равны:
Л, т=/п^дгср= 133,54—96=37,54°C;
£cp=0,5(ZcT-Mn)=0,5(37,54+133,54)=85,5°C.
Далее по формуле (3-64) определяем коэффициент теплоот-
дачи от пара к стенке трубок:
Л2 8360
“п ~ 4 ___________ 4 ,----------------------------—
mda (ta — tcp) /4-0,016 (133,54 — 85,5)
= 6330 Вт/(м2-К),
где значение Az и диаметры латунных трубок теплообменника
rfBH=0,014 м и dH=0,016 м взяты из табл. 3-14.
Коэффициент теплоотдачи от поверхности трубок к воде опре-
деляем по формуле (3-61):
to’-8 0,8’’”
ав = Л—-угг=3973 0 0i4-0,^=8100 Вт/(м2-К),
dBH ’
тогда уточненное значение температуры стенок равно:
*п«в+<стяп 133,54-8100 + 37,54-6330
tcr = «П + «В = 6330 + 8100 =91 °C.
Расчетный коэффициент теплопередачи по формуле (3-60) ра-
вен:
8 0,75
/гср = -j - - 1-[—'—j— = 2670 Вт/ (м2 К),
бззо+эТоо
отсюда поверхность нагрейа подогревателя
Q 1675-10’
F “ Ксвб/ср = 2670-96 =6’54 м2’
В выбранном подогревателе поверхность нагрева F=8,4 м2
(табл. 3-15), что обеспечивает запас в 23%.
Число Рейнольдса для воды при 1=37,5°С и vB=0,9-10-6 м2/с
[29] равно:
Д50
ПддогреваФели Сетевой воды типа ПСВ
Таблица 3-16
Показатель ПСВ-45-7-15 ПСВ-63 7-15 ПСВ-90-7-15 ПСВ-125-7-15
Поверхность нагрева, м2 Давление, МПа: 45 63 90 125
по пару 0,8 0,8 0,8 0,8
по воде Расход, т/ч: 1,6 1,6 1,6 1,6
воды 90 120 175 250
пара Трубки: 14,5 19,6 28 40
количество, шт. 228 320 456 640
длина, мм 3410 3410 3410 3410
Число ходов 4 4 4 4
Масса (без воды), кг 2023 2522 3818 4074
Продолженае табл. 3-16
Показатель ПСВ-200-7-15 ПСВ-315-14-23 ПСВ-315-14-23 П СВ-500-3-23 ПСВ-500-14-23
Поверхность нагрева, м2 200 315 315' 500 500
Давление, МПа:
по пару 0,8 0,4 1,5 0,4 1,5
по воде 1,6 2,4 2,4 2,4 2,4
Расход, т/ч:
воды 400 725 ИЗО 1150 1800
пара 64,5 69 190 ПО 302
Трубки:
количество, шт. 1020 1212 1212 1928 1928
длина, мм 3410 4545 4545 4545 4545
Число ходов 4 2 2 2 2
Масса (без воды), кг 6763 11 646 12 423 13 985 15 127
Примечание. Температура пара 400°С , воды —70 и 150"С соответственно на
входе и выходе.
151
где Скорость воДы определяется ПО фактической пЛощйдИ прбхбд-
ного сечения трубок:
GB 8
W3=z /в-ЮОО = 0,0129-1000 ~0,617 м-/с>
тогда коэффициент гидравлического трения для латунных трубок
(А=0) находим по формуле (3-68):
= (1,8 InRe — 1,5)2 = (1,8-9,821,5)2 = °>00417-
Сумму коэффициентов местных сопротивлений определяем по
табл. 2-5: 2^=9,5, тогда потеря давления в выбранном подогре-
вателе с учетом загрязнения Хс1=1,3 по формуле (3-67) соста-
вит:
/ЛТ/.ХГТ \ «Др 0,0417-2,0-1,3
dBH + V 2= 0,014 +
0,6172-1000
-Ф9.5--2—g-------=2420 Н/м2>
где L—2 м — длина трубок выбранного подогревателя (табл. 3-15).
В табл. 3-16 [5] представлены основные данные подогрева-
телей, применяющихся для подогрева воды паром, типа ПСВ
(подогреватели сетевой воды).
Таблица 3-17
Характеристики пароводяных подогревателей для подогрева
иедеаэрированной химически очищенной воды
Характеристика подогревателей Производительность, т/ч
25 50 100 200 400
Поверхность нагрева, м 3,97 8,4 14,6 31,2 68
Расход на расчетном режиме, т/ч: воды 25 50 100 200 400
пара 1,68 3,36 6,72 13,4 26,8
Количество латунных труб 84 84 312 312 558
(ЛО-70-1) в пучке, шт. Длина труб, мм 1000 2000 1000 2000 2400
Диаметр труб, мм 16X1 16X1 16X1 16X1 16X1
Диаметр корпуса, мм 273 273 — ——
Толщина стенки корпуса, мм 9 7 ,— — •—
Количество ходов воды 4 2 4 2 2
Масса, т: без воды 0,306 0,35 0,608 0,9 1,5
С водой 0,338 0,4 0,852 1,298 2,325
Примечание. Изготовитель — производственное объединение «Крас-
ный котелыцик», кроме подогревателей производительностью 25 т/ч, выпу-
скаемых Бийским котельным заводом по чертежам производственного объеди-
нения «Красный котелыцик»
152
В табл. 3-17 приведены данные по пароводяным подогрева-
телям, применяющимся для подогрева недеаэрированпой химиче-
ски очищенной воды, производительностью 25, 50, 100, 200 и
400 т/ч, работающие при следующих параметрах:
По греющему пару:
давление, МПа ...........................................<0,8
температура, °C..........................................<180
По воде:
давление, МПа............................................<0.8
температура на входе, °C ..............................<5
Пробное гидравлическое давление парового и водяного про-
странства, МПа............................................1
Глава четвертая
КОНТРОЛЬ И РЕГУЛИРОВАНИЕ СИСТЕМ
ПАРОСНАБЖЕНИЯ
4-1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Технический контроль работы систем пароснабжения
осуществляется с помощью измерительных и контроль-
ных приборов, располагаемых на центральных, местных
оперативных щитах, в контрольных точках, обеспечива-
ющих оперативное руководство эксплуатации системы.
Целью такого руководства является регулирование па-
раметров системы, устранение отдельных ее недостатков
эксплуатации и обеспечение стабильного, заданного
определенными условиями и технико-экономическими па-
раметрами пароснабжения включенных в данное время
потребителей. В целом это обеспечивает возможность
нормирования потребления энергии, постоянного наблю-
дения за состоянием системы в период эксплуатации,
дает возможность составить энергетический баланс пред-
приятия и осуществлять оперативный контроль паро-
снабжения потребителей.
Если под управлением понимают целенаправленную
организацию технологического процесса, обеспечиваю-
щую достижение определенной цели, то под регулирова-
нием следует понимать частный случай управления, при
котором целью является поддержание заданного режи-
ма технологического процесса.
В качестве объекта регулирования в данном случае
выступает система пароснабжения. Под регулируемым
153
параметром понимают физическую величину, характери-
зующую режим системы пароснабжения. Естественно,
что таких параметров в данном случае будет несколько.
При регулировании заданное значение регулируемого па-
раметра может быть постоянным (задача стабилизации
режима) или функцией времени (программное регулиро-
вание). В системах пароснабжения промышленных пред-
приятий наиболее целесообразной будет задача стабили-
зации режима, так как такой способ регулирования бо-
лее прост и менее дорог.
Программное регулирование можно применять на от-
дельных установках.
Регулятор представляет собой совокупность устройств,
обеспечивающих регулирование технологического про-
цесса без участия человека. Системой автоматического
регулирования (САР) называется совокупность регули-
рующего объекта и регулятора, а системой автоматиче-
ского управления (САУ) или АСУ — совокупность авто-
матических управляющих устройств и объекта управле-
ния.
Регулирование может быть централизованным и мест-
ным. Централизованное регулирование осуществляется
на входе в паровую сеть — в источнике пароснабжения,
местное или групповое — на входе к потребителю или на
тепловых вводах. На современных промышленных пред-
приятиях в основном используется групповое и местное
регулирование «по потребности», реже по графику по-
требления. В последние годы их стали автоматизировать
за счет установки регуляторов расхода, давления и тем-
пературы.
Применение перегретого пара с возможностью изме-
нения степени перегрева позволяет обеспечивать компен-
сацию тепловых потерь в паровой сети. В этих условиях
целесообразным является комбинированное регулирова-
ние— централизованное и местное. Причем централизо-
ванное регулирование можно осуществлять только по
температуре пара, используя охладители.
Регулирование систем пароснабжения в настоящее
время осуществляется по частям: отдельно регулируются
источник, паровая и конденсационная сеть. Процесс ре-
гулирования осуществляется последовательно от потре-
бителей к источнику. Правда, иногда регулирование осу-
ществляется вне взаимосвязи, что является неправиль-
ным.
154
Контроль и регулирование пароснабжения промыш-
ленных предприятий должны осуществляться на основе
специальных инструкций: СНиП 11-35-76 (Котельные
установки), СНиП 1136-73 (Тепловые сети), Правил
технической эксплуатации теплоиспользующих устано-
вок и тепловых сетей и др.
4-2. КОНТРОЛЬ И РЕГУЛИРОВАНИЕ РАБОТЫ КОТЕЛЬНЫХ
Контроль и регулирование работы котельных факти-
чески сводятся к контролю и регулированию работы кот-
лов, системы водоподготовки и вспомогательного обору-
дования.
При определении объема теплотехнического контроля
паровых котельных надо руководствоваться следующими
основными положениями [7, 32, 33]:
параметры, наблюдение за которыми необходимо для
правильного ведения установленных режимов эксплуа-
тации котельных, надлежит контролировать с помощью
показывающих приборов (в полностью автоматизирован-
ных котельных допускается вместо показывающих при-
боров предусматривать отборные устройства для под-
ключения переносных приборов);
параметры, изменение которых может привести
к аварийному состоянию оборудования, надлежит конт-
ролировать с помощью сигнализирующих приборов;
параметры, учет которых необходим для анализа ра-
боты оборудования и технико-экономических и хозяйст-
венных расчетов, надлежит контролировать с помощью
самопишущих или суммирующих приборов.
При дистанционном контроле нескольких одноимен-
ных параметров рекомендуется применение общего по-
казывающего или самопишущего измерительного прибо-
ра. Рекомендуется установка приборов с совмещенными
функциями: показывание и регистрация, регистрация и
суммирование и др.
Согласно СНиП 11-35-76 для паровых котлов с дав-
лением пара выше 0,17 МПа и производительностью ме-
нее 4 т/ч надо предусматривать показывающие приборы
для измерения:
1) температуры и давления питательной воды в об-
щей магистрали перед котлами;
2) давления пара и уровня воды в барабане;
3) давления воздуха под решеткой или перед горел-
кой;
155
4) разрежения в топке*,
5) давления жидкого и газообразного топлива перед
горелками.
Для котлов с давлением пара выше 0,17 МПа и про-
изводительностью от 4 до 30 т/ч следует предусматри-
вать показывающие приборы для измерения:
1) температуры пара за пароперегревателем до глав-
ной паровой задвижки;
2) температуры питательной воды за экономайзером;
3) температуры уходящих газов;
4) температуры воздуха до и после воздухоподогре-
вателя;
5) давления пара в барабане (для котлов произво-
дительностью более 10 т/ч указанный прибор должен
быть регистрирующим);
6) давления перегретого пара до главной паровой за-
движки;
7) давление пара у мазутных форсунок;
8) давления питательной воды на входе в экономай-
зер после регулирующего органа;
9) давления воздуха после дутьевого вентилятора,
каждого регулирующего органа для котлов, имеющих
зонное дутье, перед горелками за регулирующими орга-
нами и пневмозабрасывателями;
10) давления жидкого и газообразного топлива пе-
ред горелками за регулирующим органом;
11) разрежения в топке;
12) разрежения перед дымососом;
13) расхода пара в общем паропроводе от котлов
(самопишущий прибор);
14) содержания кислорода в уходящих газах (пере-
носный газоанализатор);
15) уровня воды в барабане котла. При расстоянии
от площадки, с которой ведется наблюдение за уровнем
воды, до оси барабана более 6 м или при плохой види-
мости водоуказательных приборов на барабане следует
дополнительно предусматривать два сниженных указа-
теля уровня; один из указателей должен быть реги-
стрирующим.
Для деаэрационных установок необходимо предусмат-
ривать показывающие приборы для измерения:
1) температуры и уровня деаэрированной воды в ба-
ках;
2) температуры воды, поступающей в деаэратор;
156
3) давления пара в деаэраторах атмосферного И по-
вышенного давлений (показывающие и регистрирующие);
4) разрежения в вакуумных деаэраторах (показыва-
ющие и регистрирующие).
Для насосных установок следует предусматривать
показывающие приборы для измерения:
1) давления воды, жидкого топлива и жидких приса-
док во всасывающих патрубках (после запорной арма-
туры) и в напорных патрубках (до запорной арматуры)
всех насосов;
2) давления пара перед паровыми питательными на-
сосами;
3) давления пара после паровых питательных насо-
сов (при использовании отработанного пара).
В установках нагреваемой воды и мазута следует
предусматривать показывающие приборы для измере-
ния:
1) температуры нагреваемой среды и греющей воды
до и после каждого подогревателя;
2) температуры конденсата после охладителей кон-
денсата;
3) давления нагреваемой среды в общем трубопро-
воде до подогревателей и за каждым подогревателем;
4) давления пара к подогревателям.
Для водоподготовительных установок следует преду-
сматривать показывающие приборы для измерения:
1) давления воды до и после каждого фильтра;
2) расхода воды, поступающей на водоподготовку
(суммирующий);
3) расхода воды на взрыхление фильтров;
4) расхода воды после каждого осветительного
фильтра;
5) расхода воды, поступающей к каждому эжектору
приготовления регенерационного раствора;
6) уровня декарбонизированной и осветленной воды
в баках.
Для редукционно-охладительных и редукционных
установок следует предусматривать показывающие при-
боры для измерения:
1) температуры перегретого пара в подводящем па-
ропроводе;
2) температуры охлажденного пара;
3) давления пара в подводящем паропроводе;
4) давления редуцированного пара.
157
Для установок снабжения котельной жидким топли-
вом следует предусматривать показывающие приборы
для измерения:
1) температуры топлива в баках;
2) давления топлива до и после фильтров;
3) уровня топлива в резервуарах и приемной ем-
кости.
Для систем пылеприготовл&ния следует предусматри-
вать показывающие приборы для измерения:
1) температуры воздуха перед мельницей или подсу-
шивающим устройством;
2) температуры пылевоздушной смеси за мельницей;
3) температуры пыли в бункере (для всех топлив,
кроме антрацита);
4) сопротивления шаровых барабанных и среднеход-
ных мельниц.
Для систем пневмозолошлакоудаления следует преду-
сматривать показывающие приборы для измерения:
1) давления пара эжекционной вакуумной установки;
2) разрежения в воздухопроводе между осадительной
камерой и вакуумной установкой;
3) разрежения на выходе из вакуумной установки до
запорной арматуры.
Контроль работы золоуловителей (батарейных цикло-
нов, циклонов типа НИИОГАЗ и др.) осуществляется
периодически с помощью показывающих приборов.
В оборудование газорегуляторной установки (ГРУ)
входят приборы для измерения:
1) давления газа на входе в ГРУ;
2) давления газа на выходе из ГРУ;
3) расхода газа (регистрирующие).
В котельных, работающих без постоянного обслужи-
вающего персонала, сигнал неисправности выносится на
диспетчерский пункт. На щите в котельной, фиксируется
причина вызова обслуживающего персонала.
В котельных с постоянным обслуживающим персона-
лом предусматривается световая сигнализация:
1) остановки котла (при срабатывании защиты);
2) причины срабатывания защиты;
3) понижения температуры и давления жидкого топ-
лива в трубопроводе к котлам;
4) повышения и понижения давления газа;
5) понижения давления воды в каждой питательной
158
магистрали (при постоянно работающих питательных
насосах);
6) понижения или повышения давления воды в обрат-
ном трубопроводе тепловой сети;
7) повышения или понижения уровня воды в баках
(деаэраторных, аккумуляторных систем горячего водо-
снабжения, конденсатных, питательной, осветленной, де-
карбонизированной воды и др.), а также понижения
уровня промывочной воды в баках;
8) повышения или понижения уровня жидкого топ-
лива в резервуарах;
9) повышения температуры жидких присадок в резер-
вуарах хранения;
10) неисправности оборудования установок для снаб-
жения котельных жидким топливом (при эксплуатации
без постоянного обслуживающего персонала);
11) повышения температуры подшипников электро-
двигателей и технологического оборудования при требо-
вании заводов-изготовителей;
12) понижения величины pH в обрабатываемой воде
(в схемах водоподготовки с подкислением);
13) понижения давления (разрежения) в деаэраторе.
Сигнализация может быть световой и звуковой. Сире-
ны устанавливаются у каждого котла, лампочки — на
нумераторе, расположенном па видном месте.
Важнейшую роль в контроле работы котлов играют
составление и анализ их тепловых балансов. Собственно
четко и наиболее правильно проанализировать работу
современного парового котла можно только на основе
теплового баланса. Особенно это касается паровых кот-
лов средней и повышенной производительности при их
работе на твердом топливе и влажном насыщенном паре.
В этих случаях только на основе теплового баланса
можно определить действительную экономичность рабо-
ты котла. Объясняется это тем, что при сжигании твер-
дого топлива трудно определить качество его выгора-
ния, а при использовании влажного насыщенного пара
не известна или во всяком случае трудно определима
энтальпия влажного насыщенного пара на выходе из
сепарационных устройств. Поэтому к. п. д. котлов в дан-
ном случае можно определить только на основе метода
«обратного» тепловою баланса.
Тепловой баланс котла устанавливает равенство
между расходуемой и поступающей в нее теплотой. Ба-
|59
ланс составляется в расчете на 1 кг используемого топ-
лива и выражается равенством
Qpac=QPH—Q1 bQarQan-Q-t-FQs'-rQe, (4-1)
где Qi — полезно используемая теплота, кДж/кг; Q2 —
Q6— соответственно потери теплоты, кДж/кг, с уходя-
щими из котельной установки газами, от химической
неполноты сгорания топлива, от механической неполноты
сгорания топлива, в окружающую среду, с физической
теплотой шлака; Qp— располагаемая теплота, кДж/кг;
Qph — низшая теплота сгорания топлива, кДж/кг.
При работе котельной установки на газообразном и
жидком топливе потери от механической неполноты сго-
рания отсутствуют.
Если равенство (4-1) отнести к располагаемой тепло-
те, то тепловой баланс котла запишется:
<71Ч_72"Ь7з_Ь74Н_75_1_7б==1> (4-2)
тогда к. п. д. котла брутто
%РУТТ° = 1 ~ (72 + <7, + + <?5+ <76) • (4-3)
Проведение теплового баланса является частью теп-
лового испытания котлов с целью составления режим-
ных карт, наладки горелочных устройств, условий сжи-
гания твердого топлива, работы автоматики регулирова-
ния и безопасности. При этом не только осуществляется
наладка работы котла, но и определяются фактические
данные и параметры его работы. Так, в результате ре-
жимных испытаний определяются минимально и макси-
мально допустимые нагрузки работы котла. Максималь-
ная нагрузка может ограничиваться недостатком воздуха
или тяги, а также предельно допустимыми давлениями
газа у горелок, жидкого топлива, форсунок, температу-
рой топочной среды и ухудшением качества пара. Кроме
того, надо учитывать условия сжигания топлива и харак-
тер работы кипятильных труб, которые могут выйти из
строя при йысоких тепловых нагрузках. Минимальная
нагрузка может ограничиваться как устойчивостью ра-
боты горелочных устройств, так и условиями раооты па-
рообразующих поверхностей нагрева (устойчивостью
циркуляции).
Подъем нагрузки следует проводить ступенями
с определенной выдержкой на каждой промежуточной
ступени. Выдержка должна быть достаточной для ста-
160
иг—н
Спецификация измерений и контрольно-измерительные приборы, применяемые при снятии теплового
баланса котла
Таблица 4-1
Тс л ©логические показатели работы котельной установки Количество точек замера Приборы измерения Цена деле- ния прибора Верхний предел измерений Периодич- ность от- счетов, мин
Температура питательной воды 2 Ртутный термометр 1—2°С 250°С 10
Расход питательной воды 1 Дифманометр 0,5 мм — 1—5
Расход пара По числу паропрово- дов » 0,5 мм -— 1 — 5
Давление пара 1 Контрольный манометр — — 1—5
Температура перегретого пара По числу паропрово- дов Термопара — 600° с К!
Разрежение в верхней части топки 1-2 Тягомер 0,5 200 15
Разрежение за котлом 1-2 » 1 200 15
Разрежение за экономайзером 1-2 » 1 0,25 200 15
Анализ гатов в топке (перед паро 1—2 1 азоанализаторы 100 см3 10
перегревателем) 0,25 100 см3
Анализ газов за котлом 1-2 » 10
Температура в топке 1-2 Оптический пирометр — 2('00°С 10
Температура газов за котлом 1—2 Термопапы — 600°С 10
Температура газов после эко,но- 1—2 Термопары — 6С0°С 10
майзера
Давление газа перед горе иками Постоянно дей- ствуют Манометры 0,01 0,6 10
Давление воздуха перед горел- ками Постоянно дей- ствуют Тягомер 12 Па 2500 Па 10
билизации режима работы (параметрон) котла. Обычно
это не менее 30 мин.
Примерная спецификация измерений и применяемые
при этом контрольно-измерительные приборы представ-
лены в табл. 4-1 [34]. Особое внимание при проведении
испытаний необходимо уделять анализу газов, так как
отсутствие стационарных газоанализаторов и опытного
персонала для работы с переносными газоанализаторами
приводит к значительным ошибкам при составлении
теплового баланса.
Снятие режимных характеристик имеет значение не
только для достижения высоких экономических показа-
телей работы котла, но и для выявления имеющихся ре-
зервов повышения производительности, для наладки ра-
боты автоматики и др. Именно в этом состоит роль
специализированных организаций, проводящих испыта-
ния котлов с целью составления режимных карт их рабо-
ты. При этом большое значение имеет не только качество
испытаний, но и высокая квалификация обслуживающего
персонала, а также оснащение котельной стационарными
приборами контроля работы котлов. Очень часто при
испытаниях обнаруживается чрезмерно высокий коэф-
фициент избытка воздуха за котлом при наличии в про-
дуктах сгорания СО, что говорит о значительном присосе
воздуха, т. е. о недостаточной плотности обмуровки ко-
тельной установки. При этом падает температура уходя-
щих газов и создается ложное представление о хорошей
работе котла.
В табл. 4-2 по материалам автора дан пример тепло-
вого баланса, составленного с целью наладки работы
котла типа ДКВР-6,5 при работе на природном газе
Шебслипского месторождения. До наладки и после нее
производительность котла была постоянной: D—6 т/ч. Из
табл. 4-2 видно, чю до наладки были значительные при-
сосы воздуха через обмуровку котла и недостатки регу-
лирования при сжигании топлива. Устранение данных не-
достатков позволило увеличить к. п. д. котельной уста-
новки па 16,5% •
После проверочно-наладочных испытаний котла по-
вседневный контроль за его работой следует проводить
по значениям отрегулированных параметров. При этом
особое внимание надо уделять стабильности соотношения
температуры газов при выходе из котла и производи-
тельности при неизменности содержания в уходящих га-
162
зах кислорода. Дело в том, что температура уходящих
газов является очень чувствительным параметром ка-
чества работы котла, но, с другой стороны, она зависит
от ряда факторов: коэффициента избытка воздуха, на-
грузки котла, присоса воздуха, качества сжигания топли-
ва и др. Качество сжигания топлива можно с достаточной
достоверностью контролировать по содержанию СО, %,
за топкой. При этом в продуктах сгорания должны быть
следы СО (до 1%). Если СО нет вообще, то это может
указывать на слишком большое значение коэффициента
избытка воздуха. При больших значениях СО процесс
сжигания топлива неорганизован.
Пример теплового баланса котла ДКВР-6,5 Таблица 4-2
Хагаь терис пи а сотла До наладки После наладки
Число работающих горелок, шт 2 2
Давление газа, Па 350 700
Давление воздуха, Па 430 650
Давление пара в котле, МПа Разрежение, Па: 0,42 0,90
в топке 20 12
за котлом 85 70
Температура уходящих газов за кот- лом, °C Состав продуктов с:орания, %: в топке 175 205
со2 8,2 11,6
03 6,7 0,2
со за котлом — —
со2 3,2 7
О2 14.7 8,5
со Коэффициент избытка воздуха- 0,8 —
в топке 1 , 12 1,03
за котлом Потери теплоты, %: 2,96 1,61
с химической неполнотой сгорания 7,2 9
с уходящими газами 11,5 12
в окружающую среду 8,3 3
Коэффициент полезного действия котла 73,8 90,3
Для контроля процесса сжигания топлива в местных
котельных используются различные переносные газоана-
лизаторы (типа Орса, ВТИ), а при работе на природном
газе—автоматические газоанализаторы типа МГК.
И*
В более крупных котельных применяются кроме маг-
нитных, также автоматические химические п электри-
ческие газоанализаторы, которые дают возможность
определять содержание в продуктах сгорания СО2 и
со+н2.
Контроль качества пара основан па определении его
энтальпии. Энтальпию перегретого пара относительно
Рис. 4-1. Схема калориметра
типа ОРГРЭС.
1 — вентиль; 2 — манометр; 3 —
клапан дроссельный; 4 — термо-
метр; 5 — корпус.
просто определить по его
температуре и давлению с
помощью таблиц насыщен-
ного пара или I, s-диаграм-
мы.
Энтальпию влажного
насыщенного пара опреде-
лить сложно. Наиболее про-
сто ее можно определить
методом, основанным на по-
стоянстве энтальпии пара
при его дросселировании.
На этом методе работает
калориметр ОРГРЭС (рис.
4-1). Проба пара до посту-
пления в калориметр дрос-
селируется игольчатым вен-
тилем от давления pi в па-
ропроводе до давления р2
в калориметре (после дрос-
селя). В результате дроссе-
лирования (при ii = j2) Дав-
ление пара резко понижается, вызывая его перегрев.
При ii=i2 влажность пара №п, %, определяется по
формуле
wn-= (] _Л) 1оо=. Д-[гД + о 100> ^4.4)
где i'i и i'2 - энтальпия сухого насыщенного пара при
давлениях /ц и р2, кДж/кг; % —степень сухости пара, %;
/2—температура перегретого пара в калориметре, °C;
1'2--температура сухого насыщенного пара, °C, при дав-
лении р2; г\—скрытая теплота парообразования,
кДж/кг, при рь ср — средняя удельная теплоемкость пе-
регретого пара, кДж/(кг-К), в интервале температур
1'2—12 при давлении р2.
При определении влажности пара с помощью кало-
риметра ОРГРЭС значения рь р2 и /2 определяются ие-
.164
посредственно измерением; значения i'\, i'z, t2, ср и щ
в зависимости от щ, р2 и t2 определяются по таблицам
насыщенного водяного пара (см. табл. 2-1). Расход пара
Gn через калориметр принимается равным 50 кг/ч. Для
хорошо изолированного калориметра и правильно органи-
зованного испытания отношение Q/G^ не превышает
2,1—2,9 кДж/кг (Q—потери теплоты через калориметр,
кДж/ч).
Перед измерением калориметр должен быть хорошо
прогрет. К недостаткам -лого способа относятся: относи-
тельная длительность измерения, необходимость исполь-
зования справочного материала (таблицы i, s-диаграм-
мы), а также значительного перепада давлений pGpz
и относительно подсушенного пара па входе в калори-
метр.
При ручном регулировании котлов их к. и. д. состав-
ляет не более 80%, что является недостаточным, особен-
но при использовании дефицитного газообразного топли-
ва. Автоматизация регулирования котлов позволяет по-
высить их к. и. д. до 92% (при работе на природном
газе) и уменьшить количество обслуживающего персо-
нала.
Согласно СНиП П-35-76 автоматическое регулирова-
ние процессов сжигания топлива следует предусматри-
вать для котлов с камерными топками, сжигающими
твердое, жидкое и газообразное топливо, а также для
котлов со слоевыми топками, механизация которых по-
зволяет автоматизировать их работу.
Для паровых котлов предусматривается автоматиче-
ское регулирование питания водой; при давлении пара
до 0,17 МПа допускается ручное регулирование питания
котл а
При использовании газообразно!о и жидкого топлива
осуществляется установка регуляторов давления газооб-
разного топлива, температуры и давления жидкого топ-
лива.
Существующие системы автоматическою редуцирова-
ния воздействуют па работу котла в соответствии с прин-
ципом регулирования по отклонению параметров от за-
данного значения. При этом функции оператора переда-
ются соответствующим элементам автоматики: «выход»
контролируется системой чувствительных приборов —
датчиков, «вход» контролируется и регулируется испол-
нительными механизмами, а использование информа-
1G5
ции происходит в усилительно-преобразующих устройст-
вах.
Основной задачей автоматического регулирования
котла является поддержание постоянного уровня воды
в барабане и неизменного давления пара независимо от
нагрузки при достаточной экономичности процесса го-
рения.
При изменении нагрузки котла и неизменном режи-
ме работы топки давление пара в котле изменяется: при
уменьшении нагрузки—повышается, при увеличении —
снижается. Изменение давления пара в котле используют
в качестве импульса для регулирования подачи топлива
и воздуха в топку, а также создания в топке определен-
ного разрежения. Уменьшение колебания давлений пара
повышает к. п. д. котла и увеличивает срок службы от-
дельных его элементов, а автоматическое регулирование
тяги и дутья сокращает расход электроэнергии на собст-
венные нужды котельных.
Для автоматического поддержания заданного уровня
воды в барабане котлов типа ДКВР применяются регу-
ляторы питания прямого действия Р-1, которые изготав-
ливаются Бийским котельным заводом.
Характеристики регулятора Р-1 следующие: расход
G=5,5 л/с; условный диаметр питательного трубопрово-
да dy=50 мм; рабочее давление р=2,45 МПа; мини-
мальный перепад давления в клапане Дрк=0,195 МПа;
нормальное отклонение уровня ±60 мм; габаритные раз-
меры, мм: высота 600, длина 650, ширина 350.
Для регулирования широкого круга параметров -
расхода, давления, разрежения, уровня, соотношения
давлений и расходов - - в промышленных котельных при-
меняются регуляторы непрямого действия, которые
используют энергию независимого источника. К ним
относятся гидравлические, электрогидравлические и пнев-
матические. Последние два используются для автомати-
зации различных процессов в промышленных котельных.
Причем пневматические используются там, где предъяв-
ляются повышенные требования к надежности и безо-
пасности работы систем автоматического регулирования.
Широкое распространение в промышленных паровых
котельных получила электрогидравлическая система ре-
гулирования типа «Кристалл». Система «Кристалл» пред-
ставляет собой комплекс приборов и устройств, позволя-
ющих создавать различные по назначению автоматиче-
166
ские регуляторы, обладающие высокой надежностью, так
как в них нет электрических рабочих контактов и ваку-
умных ламп. Исполнительными механизмами служат
гидравлические поршневые сервомоторы, работающие па
воде. В элементы системы «Кристалл» входяг: усилители
транзисторные типа УТ, гидравлические исполнительные
механизмы типа ГИМ, электроппевматический преобра-
зователь интегрирующий типа ЭППИ, редукционный
клапан типа РК.-2, блок изодромной обратной связи типа
БИОС-М, специальный магнитный контактор реверсив-
ный типа СКР-0-66.
Усилители типа УТ применяются следующих типов:
УТ-1, УТ-ТС, УТ-П и УТ-П-ТС. Все они обеспечивают
преобразование сигналов первичных приборов для управ-
ления электрогидравлическим реле, магнитным пускате-
лем или электропневматическим преобразователем.
Гидравлические исполнительные механизмы типа
ГИМ предназначены для использования в схемах авто-
матического регулирования и дистанционного управле-
ния различными теплотехническими процессами в про
мышлепных котельных в качестве устройств, перемеща-
ющих регулирующие органы. Они выпускаются следую-
щих пяти типов: ГИМ, ГИМ-1И, ГИМ-2Д, ГИМ-ДЙ и
ГИМ-Д2И.
Недостатком электрогидравлической системы регули-
рования типа «Кристалл» являются: необходимость иметь
два источника энергии и преобразование электрических
сигналов в гидродинамические. Поэтому в настоящее вре-
мя все больше получают применение электронные регу-
ляторы системы МЗТА типа РПИБ.
Электронные регулирующие приборы типа РПИБ
•обеспечивают суммирование и усиление сигналов от пер-
вичных приборов, формирование закона регулирования
[4]. Они широко используются в системах авторегулиро-
вания на тепловых электростанциях, крупных промыш-
ленных паровых котельных. Минимальная зона нечувст-
вительности 2 мВ, время изодрома—до 1000 с; макси-
мальное значение скорости обратной связи, приведенное
ко входу усилителя прибора, 10 мВ/с (для РПИБ-Ш,
РПИБ-IV, РПИБ-НП, РПИБ-МК РПИБ-С, РПИБ-2С,
РПИБ-ШЭГ, РПИБ-1УФ, РПИБ-МК-П) и 0,6 мВ/с (для
РПИБ-Т, РПИБ-Т2, РПИБ-Т-ЭГ). Управляющее (выход-
ное) напряжение постоянного тока 24 В; выход —триг-
герный бесконтактный.
167
Приборы типа РПИБ-Ш и РПИБ-IV используются
для регулирования уровня, давления, разрежения, рас-
хода или соотношения любых двух указанных величин
в жидких и газообразных средах и т. д. Ток входного
сигнала переменный частотой 50 Гц. Максимальное ко-
личество первичных приборов для РПИБ-Ш 3 шт., для
РПИБ-IV 4 шт. В качестве первичных приборов приме-
няются приборы с дифференциально-трансформаторными
датчиками производства завода «Манометр» или индук-
ционными датчиками производства МЗТЛ. Сочетание ви-
дов приборов с этими датчиками не регламентируется.
Приборы могут работать также от первичных приборов
с реостатными ферродинамическими датчиками.
Прибор типа РПИБ-Т обеспечивает регулирование
температуры любых сред при условии ее измерения с по-
мощью термопары. Ток — постоянный. Термопара с элек-
тродами хромель-конель. Прибор может работать от тер-
мопар любой стандартной градуировки и от прочих
первичных приборов, развивающих на выходе малый
ток. Максимальное количество первичных приборов
1 шт.
Примерно для этих же целей используются приборы
типа РПЙБ-Т2.
Приборы РПИБ-С и РНИБ-2С служат для регулиро-
вания температуры любых сред при условии ее измере-
ния с помощью стандартного электрического термометра
сопротивления. Прибор РПИБ-2С по сравнению с прибо-
ром РПИБ-С обеспечивает автоматическую коррекцию
по температуре другой среды, например окружающего
воздуха. Ток — переменный для входного сигнала часто-
той 50 Гц. Максимальное количество стандартных элек-
трических термометров сопротивления, подключаемых
к прибору РПИБ-С, 1 шт., к прибору РПИБ-2С-- 2 шт.
РПИБ-Ш И обеспечивает прерывистое управление на-
сосами-дозаторами реагентов химводоочистных устано-
вок. Входной ток — переменный частотой 50 Гц. Первич-
ными являются приборы с дифференциально-трансфор-
маторными датчиками производства завода «Манометр»
или с индукционными датчиками производства М.ЗТА.
Прибор РПИБ-Ш-Ф используется для регулирования
уровня, давления, разрежения, расхода или их соотно-
шения в жидких или газообразных средах и др.
Входной ток — переменный частотой 50 Гц. Макси-
мальное количество первичных приборов 4 шг. Исиользу-
168
ются первичные приборы с ферродинамическими датчи-
ками.
Прибор РПИБ-МК-Н применяется для регулирования
содержания свободного кислорода в продуктах сгорания
топлива. Входной ток — постоянный. Максимальное ко-
личество первичных приборов 1 шт. В качестве первич-
ных приборов используется датчик магнитного кислоро-
домера типа КМК-Н-66 с унифицированным сигналом
О—5 мА постоянного тока.
В целом данные электронные регуляторы безынерци-
онны, имеют большие значения коэффициентов усиления,
компактны, просты в монтаже, не ограничены по радиу-
су действия и не требуют специальных источников энер-
гии, но сравнительно дорогие и сложные. Кроме того, они
предъявляют жесткие требования к допустимым услови-
ям окружающей среды и требуется специальная защита
при эксплуатации их во взрывоопасных помещениях.
Для пылеприготовительных установок с бункером пы-
ли следует предусматривать согласно СНиП П-35-76 ре-
гуляторы загрузки мельницы топливом, давления (раз-
режения) сушильного агрегата перед мельницей, темпе-
ратуры пылевоздушной смеси за мельницей (для всех
топлив, кроме антрацита).
При использовании схемы пылеприготовления с пря-
мым вдуванием пыли в топки котлов предусматриваются
регулятор расхода первичного воздуха, подаваемого
в мельницы, и регулятор температуры пылевоздушной
(пылегазовой) смеси за мельницей (для всех видов топ-
лива, кроме антрацита).
Для деаэраторов атмосферного и повышенного дав-
лений предусматривается автоматическое регулирование,
уровня воды и давления пара. При параллельном вклю-
чении нескольких деаэраторов с одинаковым давлением
пара устанавливают общие автоматические регуляторы.
Для вакуумных деаэраторов предусматривается авто-
матическое поддержание температуры деаэрированной
воды.
При подаче воды из вакуумных деаэраторов в баки-
аккумуляторы горячего водоснабжения регулирование
уровня воды в баках не предусматривается. Для проме-
жуточных баков деаэрированной воды предусматривает-
ся автоматическое регулирование уровня воды в баках.
Для деаэрационных установок систем теплоснабжения
предусматривается автоматическое регулирование темпе-
169!
ратур воды, поступающей в деаэраторы с целью стаби-
лизации ее значения.
Для редукционных установок предусматривается ав-
томатическое регулирование давления, для редукционно-
охладительных— давления и температуры, для охлади-
тельных— температуры пара.
Для пароводяных подогревателей предусматривается
автоматическое регулирование уровня конденсата.
Для водоподготовительных установок предусматри-
вается автоматическое регулирование:
температуры подогрева исходной воды (при установ-
ке осветлителей);
уровня в баках декарбонизированной и осветленной
воды;
расхода реагентов (автоматическая подача нитритов
не выполняется).
При установке фильтров диаметром 2000 мм и более
возможна автоматизация процесса их восстановления.
При эксплуатации относительно небольших произ-
водственных котельных имеет место снижение парамет-
ров пара относительно номинального значения. Это при-
водит к увеличению расхода топлива и снижению ка-
чества пара. Так, при снижении давления пара умень-
шается эффективность работы водяного экономайзера,
так как уменьшается температура воды па выходе из
него. В противном случае вода в нем может вскипать.
С другой стороны, снижение давления пара увеличивает
его объем, что приводит к росту скорости движения па-
ра в сепарационных устройствах, а значит, к ухудшению
их работы и увеличению влажности пара. Обычно это
происходит при одновременном увеличении паропроизво-
дителыюсти котлов, что часто наблюдается на практике
в зимнее время.
Вместе с тем при работе котельной на номинальном
режиме повышается качество пара, поступающего в сеть,
за счет его дросселирования.
Котлы производственных и отопительно-производст-
венных котельных имеют, как правило, принудительную
тягу. Регулирование силы тяги шиберами является са-
мым простым, но неэкономичным. Наиболее выгодным
является регулирование изменением числа оборотов ды-
мососа. Производительность тягодутьевых машин при
таком способе регулирования изменяется прямо пропор-
ционально числу оборотов, напор — пропорционально
J70
квадрату числа оборотов, а потребляемая мощность—
прямо пропорциональна кубу числа оборотов. Изменять
напор и производительность вентиляторов можно за счет
поворота лопаток направляющего аппарата. Такое ре-
гулирование более целесообразно, чем регулирование
шиберами или заслонками.
Наконец можно устанавливать на прямом участке
всасывающего патрубка упрощенные направляющие ап-
параты с одной поворотной лопаткой.
4-3. КОНТРОЛЬ И РЕГУЛИРОВАНИЕ ПАРОВОЙ СЕТИ
Контроль паровой сети осуществляется по двум на-
правлениям: определяются характеристика изменения
давлений пара и его массовые потери, т. е. гидравличе-
ская характеристика состояния паровой сети, и опреде-
ляются тепловые потери, т. е. характеристика изменения
энтальпии пара, которая непосредственно связана с со-
стоянием тепловой изоляции паропроводов.
По результатам измерения давлений строится гра-
фик, при этом используются данные о расходах пара
потребителями и избыточные давления на вводах потре-
бителей. При построении распределения давлений раз-
ностью геодезических отметок пренебрегают, выдерживая
масштаб только для длин участков и абсолютное давле-
ние пара.
Для нахождения распре.телепня давления в паровой
сети паровая сеть разбивается на отдельные участки и
в крайних точках каждого участка хсганавливаются ма-
нометры. При этом к измерению давлений пружинными
манометрами надо предъявлять следующие требования:
1) манометр должен иметь поверочный паспорт -
свидетельство с указанием значений вероятной погреш-
ности;
2) манометр к паропроводу должен подсоединяться
через сифонную трубку, а при измерении пульсирующих
давлений между трехходовым краном и манометром
должна быть установлена металлическая шайба (диа-
фрагма) с диаметром отверстия 1—2 мм;
3) манометры должны подбираться с таким расче-
том, чтобы стрелка прибора при рабочем давлении нахо-
дилась посередине или на расстоянии 3/4 ог начала
шкалы;
4) исправность манометра должна периодически про-
веряться. Манометр считается исправным, если при сое-
171
динении манометра с атмосферой его стрелка становится
на нуль. При правильной эксплуатации манометра и
правильном отсчете показаний суммарная погрешность
при измерении давлений должна составлять Api=
= ±(0,8^1 % )рь
Разбивку на участки следует производить таким об-
разом, чтобы на данном отрезке паропровода отсутство-
вали разветвления и подключения к потребителям. Сле-
довательно, установку манометров надо предусматривать
в точках разветвлений и подключения участка паропро-
вода к потребителям.
Аналогично следует снимать график давлений! конден-
сатопровода. Это позволит отрегулировать давление
в конденсатопроводе таким образом, чтобы давление
в любой его точке было на 0,03—0,05 МПа меньше, чем
в соответствующей точке паропровода. На практике за
этим не следят, что приводит в отдельных частях паро-
вой сети к превышению давления в конденсатопроводе
над давлением в паропроводе. При этом конденсат начи-
нает поступать, например, в калориферы, резко снижая
эффективность их работы. Кроме того, в конденсате час-
то имеются агрессивные составляющие и масло, что
вызывает преждевременный выход из строя некоторых
теплообменников со стальной поверхностью нагрева.
Известно, что для нормальной работы аппаратов
с непрерывным возвратом конденсата необходимо пра-
вильно выбирать и регулировать конденсатные насосы
отдельных абонентов. Следует подбирать такие напоры
насосов, которые позволили бы каждому насосу работать
независимо от других. Для этого необходимо, чтобы при
включении любого насоса давление в отходящем от него
напорном конденсатопроводе было меньше напора, раз-
виваемого насосом при нормальном расходе. Необходи-
мо, чтобы конденсатопровод обеспечивал расход, рав-
ный максимальному расходу возврата конденсата при
работе всех насосов.
Таким образом, определение распределения давления
в паровой сети позволит грамотно отрегулировать ее
гидравлический режим работы, а значит, обеспечить тре-
буемые условия на входе к потребителям при заданном
значении давления пара.
Не менее важной задачей обеспечения нормальной
работы паровой сети является контроль теплопотерь, что
совместно с характеристикой изменения давления пара
172
обеспечит контроль его качества на входе к потребите-
лям. Удельные теплопотери определены соответствующи-
ми нормами [26, 35] и не должны их превышать. Уве-
личение теплопотерь и превышение соответствующих
норм происходят из-за нарушения тепловой изоляции
паропроводов. Повреждение последней происходит
в основном по двум причинам: из-за плохого качества
тепловой изоляции и недостатков эксплуатации. На прак-
тике чаще наблюдается совместное действие указанных
причин, поэтому необходимо осуществлять постоянный
контроль за состоянием тепловой изоляции паропрово-
дов. При прокладке паропроводов над землей это не
вызывает трудностей и является одним из обстоятельств,
в результате которых СНиП 11-36-73 рекомендуют над-
земную прокладку тепловых сетей в зоне территории
промышленных предприятий. При подземной прокладке
трубопроводов контроль значительно усложняется. Един-
ственным исключением является прокладка в проходных
каналах, но на небольших предприятиях она практиче-
ски не применяется.
Контроль за состоянием тепловой изоляции в усло-
виях подземной прокладки может быть прямым и косвен-
ным. Прямой основан на непосредственном осмотре теп-
ловой изоляции путем вскрытия непроходных каналов
или шурфовки. Первый способ громоздкий и использует-
ся только в крайних случаях, когда по всем признакам
тепловая изоляция сильно нарушена. К таким признакам
относятся резкое увеличение тепловых потерь и перио-
дическое затопление канала грунтовыми и ливневыми
водами. Шурфовка используется обычно при контооле
тепловой изоляции трубопровода, проложенного в усло-
виях бесканальной прокладки. Такой способ не является
достаточно точным, так как контроль производится вы-
борочно. Косвенный способ контроля состояния тепловой
изоляции состоит в экспериментальном определении
фактических значений удельных потерь теплоты и срав-
нении их с нормативными значениями. Конечно, этот
способ отражает среднее состояние тепловой изоляции,
что не исключает ее отдельных локальных отклонений от
нормы. Определение удельных тепловых потерь отрезка
паропровода при транспорте перегретого пара не пред-
ставляет трудностей. В данном случае необходимо опре-
делить давление и температуру пара на концах отрезка
паропровода. По полученным данным на основе таблиц
173
параметров водяного пара определяются энтальпии и
удельные потери теплоты q\, Вт/м, по формуле
где й и t2 — энтальпии пара на входе и выходе из паро-
провода, Дж/кг; D — расход пара, кг/с; I — длина
участка, м.
При этом предполагается, что утечек пара на участке
паропровода нет. Если на измеряемом участке есть по-
тери пара, то расход надо мерить на обоих концах паро-
провода.
Трудность этого способа определения удельных теп-
ловых потерь заключается в определении энтальпии, если
пар влажный насыщенный, а также в определении рас-
хода пара.
Определение энтальпии влажного насыщенного пара
осуществляется на основе калориметрирования (метод
Грина). Сущность способа заключается в том, что отби-
раемый из паропровода пар отводится в определенный
объем воды. Пар нагревает воду, а сам полностью кон-
денсируется. По изменению температуры и количеству
воды определяют энтальпию пара. Более подробно спо-
соб Грина описан в [36]. Потребность специального спо-
соба отбора пара, необходимость взвешивания и опреде-
ления температуры воды со значительной точностью за-
трудняют использование данного способа определения-
энтальпии в практических условиях. Но до сих пор более
пригодного способа определения энтальпии в эксплуата-
ционных условиях нет. Этим объясняется то, что в экс-
плуатационных условиях при подземной прокладке па-
ропроводов состояние тепловой изоляции кот ротируется
непостоянно.
При гидравлических и тепловых испытаниях паровой
сети следует по возможности увеличивать расход пара и
его температуру, что в определенной степени предотвра-
тит конденсацию пара, а значит, повысит точность изме-
рений.
Первоначальная регулировка паровой сети проводит-
ся таким образом, что при расчетном расходе пара весь
избыточный напор гасится на вводах потребителей. Это-
му гидравлическому режиму соответствует работа сети
с открытыми выходными задвижками у источника тепло-
ты и магистральными задвижками. Такая первоначаль-
174
ная регулировка паровой сети обеспечивает наибольшую
гидравлическую устойчивость. Паровые сети обладают
по сравнению с водяными тепловыми сетями значитель-
но большей гидравлической устойчивостью и меньшими
значениями падения давления во внешних паропроводах.
Поэтому колебание расхода пара у одних абонентов не
вызывает существенного нарушения нормального режи-
ма у других и местное регулирование отпуска пара мо-
жет обеспечить нормальный режим работы паровых сис-
тем промышленного предприятия.
Обслуживание паровой сети заключается в периоди-
ческом осмотре оборудования паровой сети, который
должен производиться по специальному графику, утверж-
денному главным энергетиком предприятия, но не реже
1 раза в неделю. При этом контролируется состояние
арматуры, компенсаторов, опор, строительных конструк-
ций, плотность сетей, вводов и местных систем, при над-
земной прокладке — состояние тепловой изоляции паро-
проводов. Выявленные недостатки должны немедленно
устраняться.
Без хорошо и четко налаженной системы обслужива-
ния паровой сети нельзя говорить о высоком уровне ее
регулирования, тем более о применении автоматических
устройств регулирования, эффективность использования
которых в противном случае будет низкой.
В процессе эксплуатации паровой сети интересно
определять степень возможной разрегулировки, когда
происходят включение и выключение ряда абонентов.
При расчете разрегулировки вводятся коэффициент про-
водимости а и коэффициент массового сопротивления S,
которые связаны между собой следующим образом:
s=4- (4-6>
где а — коэффициент массовой
кг - м2/ (м-с):
Тогда
/ /Л — р\
с_ Д21 — А
д .И2
проводимости,
(4-7}
(4-8)
175
Пропускную способность паровой системы М, кг/с,
можно выразить как
М^УРУ~Р\. (4-9)
При последовательном соединении участков паровой
сети складываются коэффициенты массового сопротивле-
ния, а при параллельном соединении — коэффициенты
массовой проводимости.
Относительный расход пара через любой абонент
7?,_ . / $ап $Ьп $сп Smn 1 /.1 1 O\
cr— 1/ -—-— •=—. -— , (4-1U)
1 ^Bn лСп
где San, Sbn, Scn, . ,Smn — массовые сопротивления па-
ровой сети абонентов а, Ь, с,...,т и последней установ-
ки включительно; Sa, S&, Sc, ., Sm—массовые сопро-
тивления вводов в абоненты, включая ответвления
в абоненты паровой сети; SA, SB, Sc, — массовые
сопротивления участков сети А, В, С, ...,Л4;
+
scn — Sc + ScA
$мп Ц- Smn.
Из уравнения (4-10) видно, что расход пара через
абонент зависит только от его сопротивления и не зави-
сит от абсолютного расхода пара в системе. Кроме того,
расход пара через любой абонент обусловлен массовым
сопротивлением системы, находящейся после данного
абонента. Поэтому при изменении расхода пара, напри-
мер, в одном из абонентов и во всех остальных абонен-
тах, находящихся за ним, произойдет пропорциональная
разрегулировка. Анализ полученных зависимостей пока-
зывает, что тепловая разрегулировка в отдельных або-
нентах при расходе пара может принимать значительные
размеры вследствие переменного режима подачи пара и
ее можно уменьшить, если давление в системе полно-
стью дросселировать на вводах пара в абопспiы, а не
на вводах в цехи. Возможность разрегулировки надо
учитывать в процессе эксплуатации систем иаро1Ч1абже-
ния, что обеспечит повышение устойчивости паровой сети
176
и обеспечит заданный режим работы абонентов. Это об-
стоятельство надо учитывать и при проектировании си-
стем пароснабжения. Преимущество надо отдавать тем
системам пароснабжения, которые имеют более высокие
значения критерия гидравлической устойчивости, кото-
рый представляет собой следующую зависимость:
/<=/4^4-. (4-12)
где р\—давление пара перед установкой потребления;
р2 — давление пара в установке; р3 — давление в паро-
вой сети на входе одного из ее участков, к которому под-
соединена установка потребления.
Для уменьшения разрегулирования системы паро-
снабжения необходимо максимально повышать давление
пара на входе в сеть, ограничивая его только пределом
прочности трубопроводов.
Рассмотренная выше задача разрегулирования паро-
вой сети в основном отражает гидравлическую разрегу-
лировку сети и практически мало учитывает вопросы те-
пловой разрегулировки. Вместе с тем именно тепловая
разрегулировка паровой сети наиболее интересна с прак-
тической точки зрения, так как паровые сети в резуль-
тате упругости пара менее подвержены гидравлической
разрегулировке и более подвержены тепловой из-за зна-
чительных потерь через тепловую изоляцию и конден-
сацию пара.
Кроме того, коэффициент гидравлической устойчиво-
сти (4-12) не учитывает два важных фактора: гидравли-
ческое сопротивление паропроводов и изменение плотно-
сти пара. Если учесть и то и другое, то коэффициент ги-
дравлической неустойчивости можно записать:
Кг =
н-1
(Р21-Р22) Р%
(А “Л) Р21
(4-13)
где р\, р2, рз — соответственно давление пара перед уста-
новкой, в установке и сети; р[ и рг— плотность пара
в сети и установке, кг/м3; pj и [ц— коэффициенты про-
пускной способности паропровода и установки.
Коэффициент тепловой разрегулировки учитывает из-
менение энтальпии пара:
„ __ 1'1 — К) р-1 л Г (р2, — рг2) ?22
Лт” (h~*?)p-2 Г (Р2г-Р\}?\ ’
12-244
(4-14)
)77
где pi, р2, рз — соответственно давление пара перед уста-
новкой, в установке и сети, МПа; i2, i3— энтальпия
пара перед установкой, в установке и паропроводе на
входе, кДж/кг; р]Ир2—плотность пара в паропроводе и
установке, кг/м3; рц и ц2—коэффициенты пропускной спо-
собности паропровода и установки.
Из полученных зависимостей гидравлической и теп-
ловой устойчивости паровой сети (4-13) и (4-14) видно,
что они повышаются при:
1) уменьшении тепловых потерь в паропроводах;
2) увеличении срабатываемого энтальпийного пере-
пада в установках потребления;
3) уменьшении гидравлического сопротивления паро-
проводов;
4) увеличении срабатываемого перепада давлений
в установке;
5) значительном изменении параметров пара в уста-
новке по сравнению с паропроводом.
Следовательно, для увеличения тепловой устойчиво-
сти системы пароснабжения и снижения ее разрегули-
ровки необходимо больше уделять внимания повышению
параметров пара в сети, дросселированию его непосред-
ственно у потребителей, а не на входе в цеха, более
полно использовать энергию пара в установках потреб-
ления.
Несмотря на то что значения коэффициентов гидрав-
лической и тепловой устойчивости теоретически могут
принимать любые значения от нуля до бесконечности,
в действительности их значения ограничены и находятся
в относительно узком пределе — от 15 до 25. Указанное
обстоятельство позволяет при достаточно накопленном
опыте по значениям данных коэффициентов проводить
оценку работы паровой сети промышленного предприя-
тия. Так, если значение коэффициента тепловой устой-
чивости исследуемой паровой сети находится ближе
к верхнему пределу, то условия эксплуатации такой сети
наиболее благоприятны.
Из изложенного выше вытекает также необходимость
более широкого использования автоматических регулято-
ров давления, применения шайбирования и других эф-
фективных способов повышения тепловой устойчивости
паровой сети,
178
4-4. КОНТРОЛЬ И РЕГУЛИРОВАНИЕ ПАРАМЕТРОВ ПАРА
НА ВХОДЕ К ПОТРЕБИТЕЛЯМ
Наиболее важными задачами контроля и регулиро-
вания пароснабжения промышленных предприятий явля-
ются контроль и регулирование параметров пара на
входе к потребителям, так как основной целью регули-
рования в конечном итоге является стабильное и задан-
ное по качеству обеспечение паром потребителей.
От уровня контроля и регулирования на входе к по-
требителям зависит регулирование параметров работы
как паровой сети, так и источника пароснабжения.
Анализ контроля и регулирования паровой сети
(§ 4-3) показал, что именно от уровня контроля и регу-
лирования поступления пара к потребителям зависит
уровень эксплуатации паровой сети, например ее устой-
чивость.
Прежде всего необходимо подчеркнуть важность
обеспечения дросселирования пара не на входе в цеха,
а непосредственно перед установками потребления, осо-
бенно при значительной разветвленности внутрицеховой
паровой сети. Невыполнение данного требования во мно-
гом снижает результаты даже высокого уровня эксплуа-
тации внешней паровой сети, не говоря уже о качестве
пароснабжения потребителей. Это усугубляется тем, что
внутрицеховая паровая сеть подчинена начальнику цеха,
а внешняя — главному энергетику завода. Данное об-
стоятельство требует их тесной и согласованной работы
для получения нужных результатов.
Количественные и качественные показатели пара пе-
ред абонентами должны контролироваться с учетом ха-
рактера потребления. Только в этом случае можно обес-
печить оптимальное регулирование паропотребления и
устранить возникающие в процессе эксплуатации неиз-
бежные потери и недостатки. Одновременно при этом
обеспечивается теплотехнический контроль работы по-
требителей.
Вместе с тем осуществлять такой контроль в эксплу-
атационных условиях трудно и требуются дополнитель-
ные затраты времени и средств. Поэтому в каждом кон-
кретном случае надо глубоко продумывать и, если надо,
осуществлять выбор контроля на основе технико-эконо-
мических расчетов. При таком подходе к контролю по-
требления пара всегда будет сочетаться оптимальность
12* 179
Требований контроля с его технико-экономической целе-
сообразностью.
При большом количестве мелких, малоответственных
и однотипных потребителей пара можно ограничиться
выборочным контролем, при котором контролируются
состояние пароснабжения на входе к ряду потребителей
и сбор конденсата на выходе. Таким методом пользуются
в пропарочных цехах производства сборного железобето-
на, где потребители однотипные (пропарочные камеры
или кассеты), относительно маломощные и количество
их невелико. В качестве второго примера можно приве-
сти отделение гальванических ванн. Однако даже в этих
случаях всегда надо осуществлять выборочный контроль
по отдельным установкам и периодически проверять ка-
чество пара в наиболее характерных точках внутрицехо-
вого паропровода (в наиболее удаленных участках, раз-
ветвлениях и др.). В противном случае могут наблюдать-
ся значительные недостатки пароснабжения отдельных
потребителей. К ним относятся нарушение уровня дав-
ления на входе в установки, резкое уменьшение степени
сухости пара и др. Происходит это прежде всего в ре-
зультате снижения устойчивости внутрицехового паро-
провода из-за дросселирования пара на входе в цех.
Кроме того, внутренние паропроводы малого сечения
значительно разветвлены, а значит, имеют относительно
большие гидравлические и тепловые потери. Особенно
эти причины сказываются при использовании влажного
насыщенного пара, степень сухости которого зимой
сильно уменьшается за счет потерь теплоты во внешней
паровой сети.
Этому вопросу необходимо больше уделять внимания
со стороны теплоэнергетиков небольших промышленных
предприятий.
Контроль количественных и качественных показате-
лей пара, поступающего потребителям, производится на
основе сравнения полученных данных с требуемыми по-
казателями качества и количества пара. Требуемые по-
казатели определяются в результате проведения режим-
но-наладочных испытаний теплоиспользующих устано-
вок. В процессе режимно-наладочных испытаний удается
выявить соответствие эксплуатационных показателей
установки проектным, проанализировать экономические
показатели и разработать наиболее рациональные энер-
готехнологические режимы. При этом производятся из-
180
меренйя количества й качества материала (продукта)
в начальной и конечной стадиях процесса, количества
параметров теплоносителя, температуры поверхности
элементов оборудования и других параметров, характе-
ризующих технологический процесс в промежуточных
стадиях.
Когда требуемые показатели определены, становится
очевидным количество контролируемых параметров,
точность их измерения, а также тип контрольной аппа-
ратуры и приборов.
В зависимости от эксплуатационных требований по-
требителей возникает и обосновывается необходимость
установки заданного контрольно-регулировочного уров-
ня. В одних случаях контроль и регулирование могут
осуществляться периодически и быть достаточными без
применения автоматического регулирования. В других
необходимо использование специальной контрольно-из-
мерительной аппаратуры, работающей в комплексе с си-
стемой автоматического регулирования.
Очевидно одно, что всякая необоснованная чрезмер-
ная точность измерения и контроля приводит к тому,
что эффективность использования систем автоматиче-
ского регулирования не будет перекрывать затраченные
средства.
Задача регулирования является сложной задачей,
особенно если учесть огромное разнообразие потребите-
лей и их требований. Например, система пароснабжения
обеспечивает паром производственных и сантехнических
потребителей, причем производственные потребители
используют пар для силовых нужд и нагрева. Основными
потребителями пара для силовых нужд являются моло-
ты, прессы и другие производственные агрегаты, исполь-
зуемые для пластической обработки материалов. Приме-
няемый в них пар обычно перегрет и имеет давление
порядка 0,8—0,9 МПа. Конечное давление пара на вы-
ходе из производственных машин составляет в среднем
0,12—0,15 МПа. Для современных кузнечных и штампо-
вочных цехов неравномерность паровой нагрузки срав-
нительно невелика и составляет ц=1,25-*-1,35. Для прес-
совых цехов этот коэффициент больше, особенно при не-
большом количестве мощных паровых прессов. Особенно
много влажного насыщенного пара требуется для обо-
грева в производстве строительных материалов и изде-
лий, где специфика производства выдвигает свои особые
181
требования к контролю и регулированию пароснабжения
потребителей.
Однако несмотря на разнообразие, все потребители
с точки зрения контроля и регулирования можно разде-
лить по следующим признакам:
1) качеству пара — на потребители, использующие
перегретый или влажный насыщенный пар;
2) мощности потребления — на потребители с малым,
средним и большим потреблением пара;
3) уровню требований к контролю и регулированию
поступающего пара — на потребители с низким, средним
и высоком уровнем;
4) характеру потребления.
Действительно, с точки зрения контроля и регулиро-
вания совершенно безразлично назначение пара, важнее
качество пара, в каком количестве и при каком условии
стабильности должно обеспечиваться пароснабжение.
В зависимости от качества пара (влажный или пере-
гретый) выбирается способ определения его степени су-
хости и энтальпии. Объем потребления в определенной
степени регламентирует экономическую целесообраз-
ность применения автоматических средств регулирова-
ния. Вместе с тем такое деление, конечно, является
условным и не может обеспечить четкой рекомендации и
даже не претендует на это, но, используя его, можно
быстрее определить оптимальную структуру контроля и
регулирования пара на входе к потребителям.
Например, если потребители используют перегретый
пар, то контроль его качества надо осуществлять на
основе измерения давления и температуры поступающе-
го пара. При использовании влажного насыщенного па-
ра контроль надо осуществлять периодически на основе
калориметрического метода. При небольшом объеме па-
ропотребления и отсутствии жестких требований к ста-
билизации параметров на входе следует применять
в крайнем случае наиболее простое регулирование — по-
луавтоматическое. При значительных расходах пара
(более 20 т/ч) следует проанализировать возможность
использования автоматических регуляторов, а при жест-
ких требованиях и стабильности параметров пара их ис-
пользование должно быть обязательным. При больших
расходах пара (более 50 т/ч) целесообразным будет пол-
ное автоматическое регулирование даже при отсутствии
жестких требований к стабильности параметров посту-
182
пающего в установки пара, так как уменьшение потерь
теплоты и брака выпускаемой продукции перекроет рас-
ходы по внедрению автоматических устройств.
Кроме того, предложенное деление позволит система-
тизировать опыт по контролю и регулированию расхода
пара и его параметров на входе к потребителям. В ко-
нечном итоге это обеспечит более четкий выбор системы
контроля и регулирования без сложных технико-эконо-
мических расчетов обоснования, а значит, позволит более
широко и эффективно использовать автоматизацию ре-
гулирования пароснабжения различных потребителей на
промышленных предприятиях.
Потребители пара согласно Инструкции по учету от-
пуска теплоты электростанциями и предприятиями те-
пловых сетей [33] делятся на три группы учета.
К первой группе учета относятся все постоянные про-
мышленные потребители независимо от тепловой нагруз-
ки и другие потребители с нагрузкой, равной или пре-
вышающей 8 ГДж/ч, ко второй—постоянные потребители,
не относящиеся к первой группе, с расчетной нагруз-
кой 2—8 ГДж/ч, к третьей — потребители пара с тепло-
вой нагрузкой менее 2 ГДж/ч, а также временные потре-
бители со сроком теплоиспользования не менее 3 мес.
Кроме того, к этой группе учета временно причисляются
потребители теплоты, у которых оказались неисправны-
ми приборы учета.
Тепловые пункты потребителей первой группы долж-
ны оборудоваться тепломерами или комплектами само-
пишущих расходомеров (паромеров), манометров и тер-
мометров на общих паропроводах и комплектами само-
пишущих расходомеров и термометров на трубопроводах
сбора конденсата (рис. 4-2).
На тепловых пунктах, оборудованных тепломерами,
датчик температуры холодной воды может быть уста-
новлен на трубопроводе городского водопровода в поме-
щении теплового пункта в точке, удаленной от ввода не
более чем на 15 м.
На тепловых пунктах потребителей первой группы
учета, оборудованных самопишущими расходомерами,
манометрами и термометрами, количество израсходован-
ного тепла Q°T, кВт, определяется по формуле
2:т=2Ш-св[СЛ + (Оф-Ок)^.в|}' Ю н <4-15)
о
183
где — фактический отпуск пара, кг/с, определяемый
по формуле Оф—KD.[n; Отп— количество поступающего
на тепловой пункт пара, кг/с; К — поправочный множи-
тель, учитывающий отличие фактических параметров те-
плоносителя от принятых при расчете сужающего
устройства данного расходомера:
(4-16)
здесь рф и рр — фактическая и соответствующая расчет-
ным параметрам плотность теплоносителя, кг/м3; in—
К источнику пара 10
Рис. 4-2. Схема установки самопишущих расходомеров для учета
теплоты па тепловых пунктах потребителей первой группы учета.
/ — устройство автоматической регистрации давления пара; 2 — устройство
автоматической регистрации расхода пара; 3 устройство автоматической ре-
гистрации температуры пара; 4 —термометр; 5 — распределительный коллектор
пара; 6 — конденсатоотводчик; 7 — конденсатный бак; 8 - автоматическое
устройство управления конденсатным насосом; 9 — конденсатный насос.
энтальпия пара, определяемая по среднесуточным пара-
метрам, кДж/кг; Ок — количество возвращенного кон-
денсата источнику пароснабжения, кг/с; Д— средняя
температура возвращенного конденсата, °C; св — удель-
ная теплоемкость воды, кДж/(кг-К); Д.в — температура
холодной воды, °C.
Тепловые пункты потребителей второй группы учета
должны оборудоваться самопишущими расходомерами
184
на общем Паропроводе и на общем конденсатопроводе
(рис. 4-3). Для учета конденсата с температурой ни-
же 70°С допускается применение горячеводного водо-
мера.
Отпуск теплоты потребителям второй группы учета
определяется по формуле (4-15). При этом энтальпия
пара и температура конденсата принимаются соответст-
1
От источника
/ пара
/ —------1—
3
4 5
К потреби-
телям \
Прямая гродубка
8
Прямая продубка .
—*----г—W----С-
Н
Пр
К источнику
пара
Прямая продубка.
Из системы
теплопотре-
дления
»
В дренаж
Рис. 4-3. Схема измерения расхода пара и возврата конденсата на
тепловых пунктах потребителей второй группы учета.
/—манометр; 2— устройство автоматической регистрации расхода пара; 3 —
термометр; 4 — пароводяной подогреватель; 5 — распределительный коллектор
горячей воды; 6 — потребители горячей воды; 7 — коллектор сбора охлажден-
ной воды; 8 — конденсатный бак; 9 — автоматическое устройство управления
конденсатным насосом; 10 — конденсатный насос.
вующими показаниям самопишущих приборов, измеряю-
щих температуру и давление на коллекторах источника
пароснабжения.
Когда пар к потребителю доходит в увлажненном со-
стоянии, при определении его расхода к суммарным по-
казателям расходомера необходимо вводить поправоч-
ный коэффициент влажности W, значение которого при
отсутствии влагомера определяется расчетным или экс-
185
пбриментальным (калориметрическим методом) ЦутеМ
представителями Теплосети и потребителя или специа-
лизированной организацией и фиксируется двусторонним
актом.
Тепловые пункты потребителей третьей группы учета
должны оборудоваться показывающими расходомерами,
манометрами и термометрами для контроля параметров
пара.
Отпуск теплоты с паром для технологических целей
потребителям третьей группы определяется на основа-
нии часовой расчетной присоединенной нагрузки систе-
мы теплопотребления, установленной в договоре, и чис-
ла часов работы системы за расчетный период.
Расчетная технологическая нагрузка потребителей
третьей группы определяется количеством и характери-
стиками установленных теплоиспользующих аппаратов и
приборов.
В связи со сказанным необходимо рассмотреть тех-
нико-экономическую эффективность автоматизации си-
стем пароснабжения.
Выбор и определение экономической эффективности
использования автоматизированных систем производятся
на основе сравнения технико-экономических показателей
с исходной базой [17, 25]. За базу следует принимать
лучшие отечественные и зарубежные образцы:
в первом случае — заменяемые средства автоматиза-
ции или показатели ручного труда, заменяемого автома-
тикой, с учетом производственных условий конкретного
предприятия;
во втором случае — действующие наиболее распрост-
раненные в данной отрасли промышленности средства
автоматизации с учетом конкретных условий данного
производства.
При увеличении масштаба производства с примене-
нием средств автоматики базовые показатели необходи-
мо уточнять. Их также следует корректировать с учетом
возможного изменения к моменту внедрения новых
средств автоматизации. При этом надо учитывать время
внедрения выбранных вариантов и влияние этого факто-
ра на экономическую эффективность.
Наиболее экономически эффективным вариантом
считается тот, который обеспечивает минимальные капи-
тальные затраты и наименьшую себестоимость продук-
ции.
186
Экономическая эффективность применения автомати-
зации систем пароснабжения основывается на системе
основных и дополнительных показателей.
К основным показателям относятся: капитальные вло-
жения, необходимые для внедрения автоматизации; себе-
стоимость продукции; срок окупаемости капитальных
вложений; производительность оборудования, характери-
зуемая количеством продукции, выпускаемой в год.
Наряду с данной оценкой эффективности автомати-
зации надо учитывать возможность улучшения условий
труда и повышение безопасности работ.
Кроме того, в зависимости от особенности системы
пароснабжения необходимо учитывать удельные расхо-
ды оборудования и энергии, качество пара, коэффициент
использования календарного времени работы оборудо-
вания, высвобождение обслуживающего персонала.
При расчетах экономической эффективности автома-
тизации следует различать общие капиталовложения, но-
вые дополнительные.
В общие капиталовложения входят новые капитало-
вложения, остаточная стоимость используемой части ра-
нее действовавшего оборудования с недоамортизирован-
ной частью стоимости ликвидируемого оборудования
(средств автоматизации) за вычетом его ликвидацион-
ной стоимости.
В новые капиталовложения входят: стоимость средств
автоматизации, включая издержки по их доставке и
монтажу; стоимость строительства и реконструкции по-
мещений, необходимых для автоматизации; затраты на
проектирование.
Остаточная стоимость, руб., используемой части ра-
нее действовавшего оборудования
Кп=Ка(1—аТ), (4-17)
где Кп—первоначальная стоимость оборудования, руб.;
а — годовая норма автоматизации, %; Т — число лет,
отработанных оборудованием.
Недоамортизированная часть стоимости, руб., ликви-
дируемого оборудования
/<у=^-Лл=^(1-а7')-Кл, (4-18)
где Л’л — ликвидационная стоимость оборудования.
Дополнительные капитальные вложения представля-
ют разность общих капиталовложений по сравниваемым
1В7
вариантам, приведенных к годовому выпуску продукции
по новому варианту:
ИЛИ <4-19)
где Кя — дополнительные капитальные вложения, руб.;
/Сю и /С20— общие капитальные вложения по базовому и
сравниваемому вариантам, руб.; В\ и В2— годовое про-
изводство пара по базовому и сравниваемому вариан-
там, т; /С1у и Д2у— удельные капитальные вложения по
базовому и сравниваемому вариантам, руб/т.
Суммарная годовая экономия, руб., от снижения се-
бестоимости по тем статьям затрат, которые изменяются
в результате автоматизации, составит:
Э— — 2^’ ИЛИ 5 = (4-20)
i i
где Э — суммарная величина экономии за счет снижения
себестоимости по отдельным статьям затрат, руб/год;
Si и S2— затраты по тем статьям, которые изменяются
при внедрении автоматизации по базовому и сравнивае-
мому вариантам, руб/год; AS — экономия по отдельным
статьям затрат, изменяющихся в результате внедрения
автоматизации, руб/год.
Срок окупаемости дополнительных капиталовложе-
ний, лет,
где Кл — дополнительные капиталовложения, руб.; С\ и
С2 — себестоимость годового производства пара по базо-
вому и сравниваемому вариантам, руб/год.
Для установления экономической эффективности
сравниваемых вариантов автоматизации расчетный срок
окупаемости следует сопоставить с нормативным.
Нормативные сроки окупаемости зависят от степени
автоматизации и различны для разных отраслей про-
мышленности.
Общегосударственная система приборов (ГСП) раз-
работана НИИтеплоприбором совместно с московским
заводом «Манометр». Система состоит из унифицирован-
ных блоков, приборов и дополнительных устройств, на
базе которых строятся системы автоматического контро-
ля и регулирования,
188
Приборы ГСП состоят из двух основных элементов:
измерительного блока, преобразующего измеряемый па-
раметр, и преобразователя, на выходе которого получа-
ются следующие стандартизированные сигналы:
пневматический (давление 0,02—0,1 МПа);
электрический (ток 0—20 мА; 0—5 мА);
электрический (частота 1500—2500 Гц).
Унифицированный пневмосиловой преобразователь
преобразует измеряемый параметр в усилие, уравнове-
шиваемое усилием сильфона обратной связи.
Преобразование усилия измеряемого параметра
в управляющий сигнал давления сжатия воздуха дости-
гается сопловой заслонкой. Предельное расстояние пе-
редачи сигнала по трассе 300 м.
Электрические токовые датчики работают в комплек-
те с полупроводниковым усилителем УП-20 с пределом
выходного сигнала 0—20 мА и УП-20-5 с пределом 0—
5 мА. Усилитель датчика питается от сети 220 В, 50 Гц,
потребляемая мощность 10 Вт. Подключается датчик
шестижильным кабелем длиной не более 3 м. При ис-
пользовании экранированного кабеля усилитель может
быть удален от датчика на расстояние до 50 м.
Вторичные приборы системы ГСП выпускаются в ис-
кробезопасном исполнении с двух- и трехпозиционными
контактными устройствами. Автоматические регистриру-
ющие приборы типа КС4 с записью на складывающейся
диаграмме выпускаются на 1, 3, 6, 12 точек, а КСЗ —
с дисковой диаграммой. Изготовитель — завод «Мано-
метр» (г. Москва).
Электронная агрегатная унифицированная система
(ЭАУС) состоит из датчиков и нормирующих преобра-
зователей с унифицированным выходным сигналом по-
стоянного тока 0—5 мА и вторичных приборов контроля
и регулирования.
Нормирующие преобразователи предназначены для
сочетания вторичных приборов системы ЭАУС с датчи-
ками, не имеющими унифицированного выхода (термо-
метры, сопротивления, термопары, датчики переменного
тока).
Комплект устройств системы предназначен для рабо-
ты во взрывобезопасных помещениях. Питание аппара-
туры от сети 220 В, 50 Гц.
Приборы и блоки системы ЭАУС обеспечивают воз-
можность их использования с машинами централизован-
на
лого контроля и регулирования (МАРС, АСУР, «Зе-
нит-2», «Зенит-З») и с ЭВМ.
Нормирующие преобразователи НП-С, НП-Т, НП-П
предназначены для преобразования сигнала соответст-
венно от термометра сопротивления, термопары и диф-
ференциально-трансформаторных датчиков.
Импульсные регуляторы (типа РП1), изготовляемые
Заводом электрических исполнительных механизмов
(г. Чебоксары), служат для алгебраического суммиро-
вания сигналов датчиков и сигнала задатчика, выработ-
ки надлежащего закона регулирующего воздействия и
управления через магнитный усилитель электрическим
исполнительным механизмом типа МЭО, МЭК, ИМ.
Электронные регуляторы системы МЗТА предназна-
чены для алгебраического суммирования сигналов дат-
чиков и сигнала задатчика, выработки надлежащего за-
кона регулирующего воздействия и управления электри-
ческими и электрогидравлическими исполнительными
механизмами. Комплект устройств МЗТА выполняется
для работы в закрытых помещениях. Питание от сети
220 В, 50 Гц.
В комплекте с регулирующими устройствами выпу-
скаются: измерительные устройства с индукционной пе-
редачей (чувствительные манометры ЧМП, дифференци-
альные тягомеры ДТ2); функциональные приборы, пре-
образующие унифицированные входные сигналы 0—5 мА
и 0—20 мА в унифицированные выходные сигналы 0—
5 мА; размножитель РП-63, предназначенный для увели-
чения числа выходных цепей, работающий совместно
с датчиками (ферродинамическими, индукционными и
реостатными) с частотой выходного сигнала 50 Гц; ре-
гулирующие и корректирующие приборы РПИБ, КПП,
которые обеспечивают необходимый закон регулирова-
ния.
Изготовитель — Завод тепловой автоматики (г. Мос-
ква).
Пневматическая агрегатная унифицированная систе-
мы (АУС) объединяет пневматические датчики, приборы
и регуляторы и служит для комплексной автоматизации
производственных процессов в различных отраслях про-
мышленности.
Приборы и дополнительные устройства системы АУС
являются аппаратами универсального назначения и мо-
гут использоваться для контроля и автоматического ре-
190
Гулйрования давления, расхода, уровня, температуры.
Входные и выходные сигналы приборов системы АУС
унифицированы на давление 0,02—0,1 МПа.
Блохи, приборы и регуляторы системы АУС питают-
ся очищенными от пыли, масла и влаги воздухом при
давлении 0,14 МПа.
Изготовители — Усть-Каменогорский завод приборов
и Кировобадский приборостроительный завод.
4-5. ДРОССЕЛЬНО-РЕГУЛИРУЮЩАЯ АРМАТУРА СИСТЕМ
ПАРОСНАБЖЕНИЯ
Дроссельно-регулирующая арматура является
устройством для управления потоками водяного пара.
Она позволяет поддерживать заданный технологический
режим работы оборудования различных потребителей,
обеспечивает его нормальную и безопасную эксплуата-
цию.
Трубопроводы являются основным местом установ-
ки дроссельно-регулирующей арматуры, поэтому их ха-
рактеристики тесно взаимосвязаны. Так, корпус арма-
туры испытывает напряжения, возникающие в результа-
те деформаций трубопровода. Внутренняя конфигурация
проточной части арматуры оказывает существенное
влияние на -суммарные потери давления в трубопро-
водах.
По назначению арматура делится на следующие
группы:
запорную — вентили, задвижки и др.;
регулирующую — вентили, клапаны и др.;
дроссельную — клапаны дренажей, дроссельные
устройства, охладители пара, шумоглушители;
предохранительную—клапаны барабанов котлов,
обратные горизонтальные клапаны питательных линий
и др.;
специальную — клапаны многоцелевого назначения,
предохранительно-перепускные клапаны и др.
Из данной классификации регулирующую, дроссель-
ную и частично специальную арматуру обычно называют
дроссельно-регулирующей, так как ее общим назначени-
ем является регулирование (изменение или поддержа-
ние) параметров среды и ее расхода. Такое деление
является условным, так как процессы регулирования
пара в большинстве случаев сопровождаются дроссели-
191
рованйем, за йсключёнйё^ГСПёцйального количественного
регулирования (в паровых турбинах).
В практике дросселирование связывают с паром, ре-
гулирование — с водой. Соответственно паровую армату-
ру считают условно дроссельной, а водяную — регулиру-
ющей.
Правильнее было бы разделять дроссельную и регу-
лирующую арматуру по одному из следующих призна-
ков: если к дроссельно-регулирующему органу предъяв-
ляются требования обеспечения относительно небольших
потерь энергии (давления), то такую арматуру следует
считать регулирующей. С другой стороны, если ее основ-
ной функцией является дросселирование (срабатывание
перепада давления), то такую арматуру надо считать
дроссельной.
Наиболее важными и широко используемыми харак-
теристиками арматуры являются условный проход cfy и
условное давление среды.
Под условным диаметром прохода арматуры и тру-
бопроводов следует принимать номинальный внутренний
диаметр присоединительного трубопровода. На значения
условных проходов имеется специальный ГОСТ 355-67.
Условное давление — это наибольшее рабочее давле-
ние (избыточное), которое допускается при заданной
температуре среды и выбранном материале арматуры.
Согласно ГОСТ 356-68 условное давление устанавлива-
ется в зависимости от марки стали при температуре ра-
бочей среды свыше 200°С (при температуре от 20 до
200°С условное давление независимо от материала соот-
ветствует рабочему). Для промежуточных значений тем-
ператур наибольшее избыточное рабочее давление опре-
деляется линейной интерполяцией. Если на выпускаемую
арматуру даются только рабочие параметры, а условное
давление не указано, то использование арматуры на дру-
гих параметрах среды путем пересчета по температур-
ным ступеням ГОСТ 356-68 не рекомендуется.
Пробным давлением называется такое избыточное
давление, при котором арматура должна подвергаться
гидравлическим испытаниям.
Согласно ГОСТ 356-68 пробное давление пропорцио-
нально условному давлению:
Рпр=ЛДу, (4-22)
где К — коэффициент пропорциональности, равный 1,5
при р=0,25-^-20 МПа.
192
Простейшим дроссельно-рёгулйрующим устройством
систем пароснабжения является дроссельная диафрагма.
Она представляет собой стальную пластинку толщиной
2—3 мм, в которой просверлено отверстие, обеспечиваю-
щее пропуск заданного количества пара при соответст-
вующем перепаде давлений.
Дроссельные диафрагмы устанавливаются за запор-
ными вентилями между фланцами, вваренными в раз-
рез трубопровода.
Установка дроссельных диафрагм осуществляется
с целью повышения давления пара в системе пароснаб-
жения, а также обеспечивает более равномерное поступ-
ление пара потребителям. При этом обеспечивается боль-
шая устойчивость паровой сети и работы установок, по-
требляющих пар. При установке дроссельных диафрагм
в системе пароснабжения надо стремиться погасить все
избыточное давление, имеющееся в системе, т. е. раз-
ность давлений между давлением в теплогенерирующей
установке и потерей давления в паропроводе. Если по
техническим причинам нельзя полностью использовать
располагаемое давление пара в установке потребления,
го потеря давления в дроссельной диафрагме должна
в 8—10 раз превышать потерю давления в паропроводе,
к которому подсоединен данный потребитель.
На небольших промышленных предприятиях с целью
облегчения ручного регулирования подачи пара к потре-
бителям системы пароснабжения работают на более
низких давлениях, чем этого можно допустить по усло-
виям прочности паропровода. Это приводит к резкому
снижению устойчивости ее работы и нарушению системы
сбора конденсата, чего нельзя допускать. С повышением
давления становится возможным возврат конденсата
источнику пароснабжения через автоматические конден-
сатоотводчики. Установка дроссельных диафрагм спо-
собствует такой возможности.
Расчет дроссельных диафрагм с большой точностью
можно провести по имеющимся нормативным материа-
лам для расчета измерительных диафрагм [24]. Наряду
с точной, но и довольно сложной методикой расчета
в литературе приведены упрощенные методики [13], ко-
торые можно использовать в данном случае.
Например, дроссельные диафрагмы в паровых систе-
мах пониженного давления (до 0,6 МПа) удобно рассчи-
тывать по номограммам [13].
13—244
193
Диаметр отверстия подпорных шайб dn, мм, для от-
вода конденсата из теплообменников определяется по
следующим зависимостям:
для чистого конденсата при р—1000 кг/м3
^=0,21/^; (4-23) „
для пароводяной эмульсии
где G — расход конденсата или пароводяной эмульсии
(перегретого конденсата с температурой более 100°С),
кг/ч; Др — перепад давлений до и после дроссельной
диафрагмы, МПа.
Давление после дроссельной диафрагмы обычно при-
нимается 0,5 р\. Плотность пароводяной эмульсии рэм
в зависимости от начального и конечного давлении пара
Pi и р2 определяется из табл. 4-3 [13].
Таблица 4-3
Значения плотности пароводяной эмульсии рэм, кг/м3
ри МПа р2, МПа
0,1 0,11 0,12 0,13 : 0,14 0,15 0,2 0,25 0,3
0,11 95 - . .
0,12 59 147 — — — — — — —
0, 13 37 66 109 .— •— — —. —
0,14 31 46 71 156 — — — —
0,15 26 33 50 95 167 — - —
0,20 15 19 22 33 36 47 .— —. —
0,25 11 14 15 20 23 27 72 .—.
0,30 9 11 13 15 17 20 39 но ——-
0,35 8 9 11 13 14 16 29 61 139
0,40 7 8 9 И 12 14 22 42 79
0,45 6 7 9 10 11 12 19 35 57
0,50 6 7 8 9 10 11 17 29 44
Дроссельные диафрагмы желательно устанавливать
на вертикальных участках трубопроводов, чтобы избе-
жать скопления конденсата перед диафрагмами. Торец
грубы, на которой укладывается диафрагма, и ее отвер-
стия должны быть хорошо зачищены. Наружный диа-
метр диафрагм принимается равным внутреннему диа-
метру резьбы (при соединении на муфтах) минус 1 мм.
При соединении труб на фланцах диафрагмы устанав-
ливаются между прокладками.
194
Редукционные клапаны широко используются в си-
стемах пароснабжения промышленных предприятий для
понижения давления насыщенного и перегретого пара до
1,4 МПа и для поддержания заданного давления.
Отношение давлений до и после клапанов pilpz долж-
но быть не более пяти. В противном случае возникают
кавитационные процессы, приводящие к износу клапана
и сильному шуму в работе. При большем отношении
Рис. 4-4. Номограмма для определения расхода па-
ра через редукционный клапан.
давлений устанавливают последовательно два клапана.
Наиболее удобно подбирать редукционные клапаны по
номограмме (рис. 4-4).
Основными факторами, определяющими пригодность
регулирующей арматуры для автоматического регулиро-
вания, являются ее рабочие и внутренние расходные ха-
рактеристики. Рабочая расходная характеристика опре-
деляет зависимость расхода пара от положения регули-
рующего органа (степени открытия проходного сечения).
13* 195
Эта характеристика зависит от фактического перепада
давлений, который в свою очередь зависит от расхо-
да рабочей среды. Внутренняя расходная характеристи-
ка представляет собой экспериментальную зависимость
коэффициента пропускной способности от степени откры-
тия клапана.
Вид расходных характеристик зависит от конфигура-
ции регулирующей детали регулятора и от перепада
давления на регулирующем органе. Для автоматического
регулирования расхода пара с использованием регулято-
ров с учетом назначения регулирующего органа и ре-
жимов его работы более всего подходит линейная и рав-
нопроцентная расходная характеристика.
Диапазон регулирования обычно выбирается с неко-
торым запасом с учетом возможного отклонения расхо-
да пара в сторону уменьшения при возрастании соответ-
ственно минимальной и максимальной нагрузок регули-
рования. Чаще рекомендуется запас не менее 10%.
Пример 4-1. Определить проходной диаметр дроссельной диа-
фрагмы, если расход пароводяной эмульсии G=100 кг/ч; перепад
давлений до и после диафрагмы Др=0,11 МПа (р2=0,14 МПа;
Р)=0,25 МПа).
Решение. По табл. 4-3 определяем плотность пароводяной
эмульсии: рам=23 кг/м3. Тогда по формуле (4-24) диаметр диа-
фрагмы с/д, мм, равен:
Д = 1,13 I/ -----=1,13 I/ ; , -ро=22,5.
д г Дррэи Г 1,1-23
Пример 4-2. Выбрать редукционный клапан для насыщенного
водяного пара с расходом G=1000 кг/ч и давлениями р1==0,6 МПа,
Рг=0,4 ,ЧПа
Решени е. Ищем расход пара на 1 см площади сечения
клапана. По номограмме (см рис. 3-4) по кривой /л=0,6 МПа под-
нимаемся до пересечения с вертикалью р2=0,4 МПа (точка Л). На
горизонтали от точки А на начальной ординате находим искомый
расход пара GH=200 кг/ч.
Тогда сечение прохода клапана равно:
G, 1000
f = g7=W=5 смЭ-
По табл. 4-4 [5] выбираем необходимый редукционный кла-
пан с/у=80 мм.
Пример 4-3. Выбирать редукционный клапан для перегретого
пара с /п п=220°С при /л=1,0 МПа и р2=0,6 МПа, расход пара
Gn= 1200 кг/ч.
Решение Сперва определяем расход пара G,,. Из точки Б
(рис 3-1) поднимаемся вертикально вверх до пересечения с на-
клонной линией температуры перегретого пара, находим точку В,
Ж
Таблица 4 4
Клапаны
Наименование Диаметр условный, мм Площадь сечения клапана, см2 Строи, еди- ная длина, мм Масса,
Клапан редукционный 25 2 135 60,3
фланцевый серого чугуна 50 5,3 200 16,8
для пара на давление 80 13,2 260 41 ,9
условное 1,6 МПа с темпе- 100 23,5 300 58,7
ратурой до 225°С (18ч2бр, 125 36,8 350 88,3
пружинный) 150 52,2 400 119,1
Клапан редукционный 25 — 160 10,5
фланцевый из серого чугу- 50 •—- 230 22,5
на для пара, воздуха н га- зообразных сред с темпе- ратурой до 250°С на дав- ление условное 1,6 МПа (18ч4нж с поршневым при- водом и внутренним им- пульсным механизмом) 80 310 53,3
идя от нее по горизонтали до наклонной линии критического рас-
хода насыщенного пара, находим точку На пересечении кривой
из точки Г с перпендикуляром Д=Е (ордината давления р2=
=0,6 МПа) находим точку Д и, двигаясь по начальной ординате,
получаем расход GH=285 кг/(ч-см2). Отсюда необходимое сечение
редукционного клапана
f =
G 1200
GH =Т85 =4’2 см2’
Согласно табл, 4-4 принимаем dy = 50 мм.
4-6. ДРОССЕЛЬНО-ОХЛАДИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА
Дроссельно-охладительные устройства, обеспечиваю-
щие изменение параметров перегретого пара низкого
давления могут быть совмещенными и разделенными.
В первых дросселирование и охлаждение перегретого
пара осуществляется в едином агрегате—РОУ (редук-
ционно-охладительные установки), во вторых — раздель-
но: в редукционном клапане осуществляется дросселиро-
вание давления пара, а в пароводяном теплообменнике—
его охлаждение.
Редукционно-охладительные установки (РОУ) обес-
печивают охлаждение пара путем впрыскивания воды
197
в его поток. Вода испаряется, отбирая теплоту от пара.
Падение температуры перегретого пара зависит от коли-
чества впрыскиваемой воды и ее температуры. Регулиро-
вание расхода воды производится с помощью клапана
впрыска, а импульсом для регулирования является от-
клонение температуры пара за охладителем от заданно-
го ее значения.
Основным требованием, которому должен удовлетво-
рять этот процесс, является испарение всей впрыскивае-
мой воды на небольшом участке трубопровода до по-
ступления пара к потребителю или в паровую сеть.
Охлаждение пара при низких расходах воды должно
происходить без выноса излишней влаги. Длина испари-
тельного участка паропровода определяется скоростью
испарения, которая в свою очередь зависит от теплового
потока и поверхности, на которой происходит испарение.
При постоянном значении теплового потока скорость
испарения прямо пропорциональна общей поверхности
испарения. При этом для получения более эффективного
испарения воду следует вводить в поток пара в распы-
ленном состоянии. На практике это достигается с по-
мощью специальных распылителей.
Количество охлаждающей воды на 1 кг первичного
пара определяется из формулы [24]
—ТХ, (4-25)
D I 2— гв+ у (г2— I г) ’
где t'i и i2—этальпия первичного и вторичного пара; i'%—
энтальпия кипящей воды при давлении вторичного пара;
iB — энтальпия охлаждающей воды; ф=1—k, здесь k=
—О,3-s—0,35 — коэффициент, учитывающий долю воды,
которая не испаряется в охладителе, а сливается в дре-
нажную систему.
При полном испарении охлаждающей воды (ф=1)
<7/2>=(г-1_ f2)/(/2_ZB). (4-26)
Распылитель предназначен для распиливания струи
жидкости и распределения капель в пространстве. Для
распыливания воды используется либо ее кинетическая
энергия, либо кинетическая энергия пара. По принципу
действия различают распылители струйного и центро-
бежного типов. Струйные распылители применяются ча-
ще из-за своей простоты. Вода в них распиливается
в отдельных цилиндрических соплах, выполненных Э т?-
J98
Лё распылителя. Вода из них выходйт в виде отдельных
струй с углом распыливания 10—15°. Дальнобойность
струй относительно велика, что требует значительного
пространства охладителя.
Качество распыливания при этом зависит от скорости
истечения воды, т. е. от перепада давлений на распыли-
теле. Однако значение перепада ограничивается преде-
лами 0,8—1,2 МПа, так как более высокие значения уве-
личивают стоимость распыла и существенно не улучша-
ют его качество. Диаметры отверстий сопл составляют от
0,8 до 2,0 мм. Для сопл при охлаждении перегретого
пара низкого давления диаметр следует принимать рав-
ным примерно 1,5 мм. Отверстия сопл следует облагора-
живать, закругляя входные кромки. С увеличением дли-
ны отверстия к его диаметру размер капель уменьшает-
ся, но незначительно. Оптимальным отношением длины
к диаметру считается четыре [24], при этом коэффици»
ент расхода можно принимать ц=0,8.
Особенно на размерах капель сказывается скорость
потока пара.
При увеличении скорости пара размер капель умень-
шается и процесс испарения значительно интенсифици-
руется.
Все сказанное относится и к работе центробежных
распылителей. Благодаря закручиванию воды при входе
в центробежных распылителях уже при перепаде давле-
ний 0,1 МПа обеспечивается хорошее распиливание воды.
Гидравлический расчет центробежных распылителей
подробно изложен в [37].
По данным [24] интенсивность теплообмена достига-
ет 105 Вт/(м2-К), что обеспечивает прогрев струи воды
до температуры насыщения на расстоянии нескольких
миллиметров.
Наилучшие условия испарения достигнуты в охлади-
телях типа трубы Вентури, в которых впрыск воды осу-
ществляется в узкое сечение трубы через выполненные
в ней круглые отверстия. Достоинствами такого устрой-
ства являются использование кинетической энергии
дросселируемого потока для распыливания воды, ее ин-
тенсивное перемешивание и испарение.
Редукционно-охладительная установка комплектует-
ся из трех основных узлов: регулирующего клапана,
пароохладителя и трубопровода редуцированного пара.
Острый пар подается к регулирующему клапану, в кото-
199
рбм происходит первое снижение давления (дросселиро-
вание) пара (первая ступень снижения).
При больших перепадах давлений установку снабжа-
ют одной или двумя дополнительными ступенями дрос-
селирования. В такой установке после регулирующего
клапана пар проходит через дроссельно-охладительную
решетку или через дроссельную и дроссельно-охлади-
тельные решетки. В дроссельной решетке происходит
второе снижение давления (вторая ступень снижения),
а в дроссельно-охладительной — третье снижение давле-
ния (третья ступень) пара с одновременным его охлаж-
дением. Если дополнительной ступени дросселирования
не требуется, то после регулирующего клапана пар про-
ходит через охладитель пара.
Для предупреждения повышения давления пара за
РОУ на трубопроводе редуцированного пара ставят пре-
дохранительные клапаны рычажного или импульсного
типа в зависимости от производительности РОУ.
Снижение температуры редуцированного пара до за-
данного значения осуществляется в пароохладителе пу-
тем впрыска питательной воды через форсунки механи-
ческого распиливания. На случай выхода из строя регу-
лирующего клапана предусмотрена обводная линия
с игольчатым клапаном. На трубопроводе охлаждающей
воды до и после регулировочного клапана устанавлива-
ют отключающую запорную арматуру. Такую же арма-
туру монтируют перед РОУ на паропроводах острого и
редуцированного пара.
Редукционно-охладительные установки оборудованы
приборами автоматического контроля — колонками ре-
гулирования температуры и давления. Они называются
колонками дистанционного управления (КДУ). Отбор
импульсов по температуре и давлению редуцированного
пара производится из трубопровода на расстоянии при-
мерно 10—12 м за камерой охлаждения, т. е. в точке,
где окончательно устанавливаются параметры вторично-
го пара. Импульсные трубки связаны с КДУ.
При отклонении параметров пара импульс передает-
ся в соответствующую КДУ, где преобразуется и через
исполнительный блок приводится в действие сервомотор,
который непосредственно воздействует на исполнитель-
ный орган (редукционный или питательный клапан),
устанавливая заданный режим работы редукционно-ох-
ладительной установки.
200
Таблица 4-5
Редукционные клапаны
Редуцирован- 6 X Q. X Аварийный Диаметр редукционного клапана, мм, при параметрах пара (pi>
ъ Е- цый пар Its клапан МПа/С, °C )
S X S . О X X Диаметр тр) вода редуш но го пара. ₽• ф и й а Й г О СО
8 £ С х Давл< МПа Темп* тура, S X к s 2 s“5 X £ со °? оэ "5L
0,12 130 150 100 2 80 80* 80* ..
2,5 0,3 160 150 80 1 80 80» 80* — — —
0,6 190 100 80 2 — — 80 — —
0,12 130 270 150 1 100* 100» — — —
5 0,3 160 200 100 1 — 100* 100* — — —
0,6 190 150 100 1 — 100 100 — — —
0,12 130 350 200 1 150 159* 100* 100* 80*
0,3 160 250 150 1 150 150* 100» 100* — 80*
10 0,6 190 200 100 1 — 150 100 100» — 80*
и 250 150 100 1 — — — 100 — 80*
0,12 130 530 200 2 250 200* 150* 150» 100* 100»
0,3 160 350 200 1 250 200* 150* 150» 100* 100*
0,6 1,1 190 250 150 1 200 150 150 100» 100*
20 250 200 100 1 — — — 150 100 100*
1,5 300 200 100 1 — — — 150 100 100*
2,3 350 200 100 1 — — — — — 100
0,12 130 700 250 2 300 200* 200* 150» 150* 150*
0,3 160 400 200 1 200 200» 200* 150* 150* 150*
0,6 1,1 190 300 150 1 200 200 150 * 150* 150*
30 250 250 150 1 — — 200 150 150 150*
1,5 300 200 100 1 — .— — 150 150 150
2,3 350 200 100 1 — — — — 150 150
0,12 130 700 200 2 300 250* 250* 200* 150* 1 59*
0,3 160 500 250 2 300 250» 250' 200* 153* 150*
0,6 1,1 190 350 200 1 250 250 200х 150* 150*
40 250 300 150 1 — — - 150 150*
1,5 300 250 150 j — — — — 150 150
2,3 350 200 100 1 — — — — — 150
0,12 130 900 250 3 зоо* 250» 250* 2 )0* 200*
0,3 160 600 250 2 — 300* 250* 250* 200* 200*
60 0,6 1,1 190 500 200 1 300 250 250* 200* 200*
250 350 200 1 — — — 250 200 200*
1 ,5 300 300 153 1 — — — 250 200 200
2,3 350 250 150 1 — — — — — 200
* Поставляется с
редуцирования).
шумоглушителями (одна или две дополнительные ступени
Примечание. Изготовитель —Барнаульский котельный завод.
201
В табл. 4-5 [5] представлены основные данные со-
временных редукционно-охладительных установок, изго-
товляемых на Барнаульском котельном заводе.
В тех случаях, когда потребитель предъявляет жест-
кие требования к качеству пара и не допускается по-
падание в установку потребления солей и шлама с па-
ром (молоты, прессы), при регулировании температуры
пара непосредственно перед потребителем устанавлива-
ются в качестве охладителей перегретого пара пароводя-
ные теплообменники.
Для обеспечения надежной работы поверхностных па-
роохладителей (главным образом для исключения ги-
дравлических ударов) минимальный расход охлаждаю-
щей воды должен быть таким, при котором вода не
вскипает. Значительные колебания температуры пара
в поверхностных пароохладителях приводят к образова-
нию неплотностей в соединительных частях труб.
Скорость пара при движении по пароохладителю сле-
дует брать в пределах 20—30 м/с. Скорость воды по тру-
бам пароохладителя надо принимать в пределах 1,2—
1,6 м/с. Коэффициент теплоотдачи находится в пределах
ац=3200-:-3600 Вт/(м2-К).
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Голубков Б. Н., Овсянников А. В., Степанян Л. Н. Тепло-
снабжение промышленных предприятий. — В кн.: Теплофикация
СССР. М.: Энергия, 1977, с. 153—167.
2. Соловьев Ю. П. Проектирование крупных центральных ко-
тельных для комплекса тепловых потребителей. М.: Энергия, 1976.
3. Бузников Е, Ф., Роддатис К. Ф., Берзиньш Э. Я. Производ-
ственные и отопительные котельные. М.: Энергия, 1974.
4. Гусев Ю. Л. Основы проектирования котельных установок.
М.: Изд-во литературы по строительству, 1973.
5. Гольстрем В. А., Иванченко А. С. Справочник энергетика
промышленных предприятий. Киев: Техника, 1977.
6. Гарденина Г, Н., Маргулис С. А., Рассудов Н. С. Паровые
котлы типа КЕ для сжигания твердого топлива. — Промышленная
энергетика, № 11, 1977, с. 48—50.
7. Котельные установки. Нормы проектирования. СНиП П-35-76.
М.: Стройиздат, 1977.
8. Лифшиц О. В. Справочник по водоподготовке котельных
установок малой мощности. М.: Энергия, 1969.
9. Правила технической эксплуатации теплоиспользующих уста-
новок и тепловых сетей и Правила техники безопасности при экс-
плуатации теплоиспользующих установок и тепловых сетей. Днепро-
петровск: Промшь, 1973.
10. Калякин О. П., Попов Г. К. Прокладка трубопроводов в от-
крытых лотках. — Промышленная энергетика, 1975, № 11, с. 57—58.
И. Школьник А. Е. Мобильные тепловые сети. — Промышлен-
ная энергетика, № 1, 1977, с. 53—55.
12. Теплотехнический справочник. Том 1. М.: Энергия, 1976.
13. Справочник по теплоснабжению и вентиляции/ Щекин Р. В.,
Кореневский С. М., Бем Г. Е., Скороходько Ф. И., Чечик Е. И., Со-
болевский Г. Д., Мельник В. А., Кореневская О. С. Книга первая.
Киев: Буд1вельник, 1976
14. Максимов А. А. Экономия электрической и тепловой энергии
на промышленных предприятиях. М : Энергия, 1968.
15. Виленский Н. М., Лац В. М. Топливно-энергетический баланс
металлургического завода. М.: Металлургия, 1970.
16. Клюев Ю. Б. Планирование энергоснабжения на промыш-
ленном предприятии. М.: Энергия, 1970.
17. Златопольский А. Н., Завадский И. М. Экономика промыш-
ленной энергетики. М.: Высшая школа, 1975.
18. Якадин А. И. Конденсатное хозяйство промышленных пред-
приятий. М.: Энергия, 1973.
19. Левенталь Г. В., Попырин А. С. Оптимизация теплоэнерге-
тических установок. М.: Энергия, 1970.
20. Ривкин С. А., Александров А. А. Термодинамические свой-
ства воды и водяного пара. М.: Энергия, 1975.
203
21. Цветков В. В. Определение энтальпии и воздухосбдерж'ания
паровоздушной смеси -Промышленная энергетика, 1973, № 11,
с. 51- -53
22 Кутателадзе С. С., Боришанский В. М. Справочник по теп-
лопередаче. М : Гостехиздат, 1959.
23. Цветков В. В., Канатчикова Л. А. Влияние теплоносителя
на тепловую обработку бетона. — Буд1вельш матер!али i конструк-
ци, 1975, № 4, с 54.
24. Благов Э. Е., Ивницкий Б. Я- Дроссельно-регулировочная
арматура в энергетике. М.: Энергия, 1974.
25. Теплотехнический справочник. Том 2. М.: Энергия, 1975.
26. Хижняков С. В. Практические расчеты тепловой изоляции.
М.: Энергия, 1976.
27. Тепловые сети. Нормы проектирования. СНиП П-36-73, М :
Стройиздат, 1974.
28. Витальев В. П. Бесканальные прокладки тепловых сетей.
М.: Энергия, 1971.
29. Левин В. И., Шубин Е. П. Теплообменные аппараты систем
теплоснабжения М.: Энергия, 1965.
30. Лебедев П. Д., Шукин А. А. Теплоиспользующие установки
промышленных предприятий. М.: Энергия, 1970.
31. Эстеркин Р. Й. Эксплуатация, наладка и испытание тепло-
технического оборудования промышленных предприятий. Л.: Энер-
гия, 1976.
32. Инструкция для персонала котельных (типовая). М.: Нед-
ра, 1973.
33. Инструкция по учету отпуска тепла электростанциями и
предприятиями тепловых сетей. М.: Энергия, 1976.
34. Александров В. Г. Паровые котлы средней и малой мощно-
сти. ,4,—Л.: Энергия, 1966.
35. Панин В. И. Справочное пособие теплоэнергетика жилищно-
коммунального хозяйства. М.: Изд-во литературы по строительству,
1970
36. Гатаев С. Б. Теплотехнические испытания котельных устано-
вок. М.: Госэнергоиздат, 1959.
37. Бородин В. А. Распиливание жидкости. М: Машинострое-
ние, 1967.
38 Инструкция по нормированию расхода газа в промышлен-
ных котельных малой производительности М.: Недра, 1969,
39 Булгаков К. В. Энергоснабжение промышленных предприя-
тий. М.—Л.: Энергия, 1966.
40. Соловьев Ю. П. Проектирование теплоснабжающих устано-
вок для промпредприятий. М. Энергия, 1978.
41. Виноградов Ю. И., Векштейн Л. М„ Соболь И. Д. Промыш-
ленное теплоснабжение. Киев: Техника, 1975.
42. Теплотехника/ Швец И. Т., Толубинский В. И., Алабов-
ский А. Н , Кирсановский Н. Ф., Недужий И. А., Пивоваров Л. А.
Киев: Виша школа, 1976.
43. Правила использования электрической и тепловой энергии.
М.: Энергия, 1977
44. Сафонов А. П. Сборник задач по теплофикации и тепло-
вым сетям. М.: Энергия, 1968.
45. Кронгауз С. Д. Тепловая обработка и теплоснабжение на
заводах сборного железобетона М.: Изд-во литературы по строи-
тельству, 1961
204
46. Цветков В. В., Канатчикова Л. А. Применение перегретого
пара низкого давления в промышленности строительных материа-
лов. — Промышленная энергетика, 1976, № 10, с. 56 — 58
47. Шираке 3. Э. Совмещенная прокладка инженерных сетей. --
Промышленная энергетика, 1977, № 1, с. 11 — 14.
48. Теплотехническое оборудование и теплоснабжение промыш-
ленных предприятий/ Голубков Б. II., Данилов О Л., Зосимов-
ский Л. В., Мурзич Е. В., Овсянников А. В., Уваров В. В. М.: Энер-
гия, 1972.
49. Организация и планирование энергохозяйств промышленных
предприятий/ Багиев Г. Л., Грачев Ю. П., Иванов В. К-, Констан-
тинов Б. А., Мелехин В. Т., Плаунов С И., Полянский В. А., Сидо-
ров И. И. Л.: Энергия, 1977.
50. Цветков В. В. Тепловая обработка изделий на заводах сбор-
ного железобетона. Киев: Буд1вельник, 1978.
51. Громов Н. К. Городские теплофикационные системы. М.
Энергия, 1974.
52. Генеральные планы промышленных предприятий. Нормы
проектирования. СНиП II-M.1-71. М.: Стройиздат, 1976.
53. Савенко Ю. Н., Штейнгауз Е. О. Энергетический баланс.
М.; Энергия, 1971.
54. Горячее водоснабжение. Нормы проектирования
СНиП 11-34-76. М.: Стройиздат, 1976.
55. Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха. Нор-
мы проектирования. СНиП 11-33-75. М.: Стройиздат, 1976.
56. Нормативы удельных капитальных вложений в строитель-
ство промышленных, промышленно-отопительных и отопительных
котельных на период 1971 —1980 гг. М: Министерство энергетики
и электрификации СССР, институт Промэнергопроект, 1973.
57. Проектирование систем теплоснабжения промышленных уз-
лов/ Розкин М. Я., Козуля И Э., Русланов Г. В., Картузов В, А.,
Царфина А. Г., Ковалев В. К. Киев: Буд1вельник, 1978.
58. Михайлов В. В., Гудков Л. В., Терещенко А. В. Рациональ-
ное использование топлива и энергии в промышленности. М : Энер-
гия, 1978.
бглделЕнйЁ
Предисловие................................................ 3
Глава первая. Особенности современного пароснабжения
промышленных предприятий................................ 5
1-1. Общие сведения................................ 5
1-2. Системы пароснабжения . 10
1-3. Котельные.................................... 14
1-4. Получение в котельных пара требуемых параметров 24
1-5. Паровые сети..................................33
1-6. Сбор и возврат промышленного конденсата ... 48
1-7. Использование отработавшего и вторично произве-
денного пара........................................56
1-8. Подключение паровой сети к источнику пароснабже-
ния .............................................. 61
1-9. Топливно-энергетические и пароконденсатные балан-
сы промышленных предприятий . 64
1-10. Экономика систем пароснабжения.....................75
Глава вторая. Теоретические основы пароснабжения 82
2-1. Водяной пар и его свойства........................ 82
2-2. Паровоздушные смеси.................................87
2-3. Истечение и дросселирование водяного пара ... 91
2-4. Определение гидравлических и тепловых потерь при
движении пара.......................................99
2-5. Оптимизация графика потребления пара . . . . 111
Глава третья. Расчет отдельных элементов систем паро-
снабжения ..................................................114
3-1. Определение диаметра и пропускной способности тру-
бопроводов .............................114
3-2. Определение толщины тепловой изоляции . . . 121
3-3, Основы расчета на прочность трубопроводов и их
опор...............................................130
3-4. Компенсация термических удлинений трубопроводов 135
3-5. Выбор конденсатоотводчиков....................140
3-6. Поверочный тепловой расчет пароводяного подогре-
вателя ....................................143
Глава четвертая. Контроль и регулирование систем па-
роснабжения ..........................................153
4-1. Общие сведения................................153
4-2. Контроль и регулирование работы котельных . . 155
4-3. Контроль и регулирование паровой сети .... 171
4-4. Контроль и регулирование параметров пара на входе
к потребителям..........................................179
4-5. Дроссельно-регулирующая арматура систем пароснаб-
жения .............................................191
4-6. Дроссельно-охладительные устройства ..... 197
Список литературы.........................................203
Цветков Василий Васильевич
ОРГАНИЗАЦИЯ ПАРОСНАБЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ
ПРЕДПРИЯТИЙ
Редактор Ю. П. Соловьев
Редактор издательства С. К. Б р е ш и н
Обложка художника В. П. Осипова
Технический редактор Н. М. Пушкарева
Корректор О. И. Т р у ш л я
ИБ № 1788
Сдано в набор 30.07.79 Подписано в печать 18.10.79 Т-17345
Формат 84X1 оЯ'/л Бумага типографская № 1 Гарн. шрифта литературная
Печать высокая Усл. печ. л. 10,02 Уч.-изд. л. 11,62
Тираж 10 000 экз. Заказ 244 Цена 60 к.
Издательство «Энергия», 113114, Москва, М-114, Шлюзовая наб., 10
Московская типография № 10 Союзполиграфпрома при Государствен-
ном комитете СССР по делам издательств, полиграфии и книжной
торговли. 113114, Москва, М-114, Шлюзовая паб., 10