Текст
                    ТЕПЛОВЫЕ
И АТОМНЫЕ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ
СТАНЦИИ
СПРАВОЧНИК

ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКА И ТЕПЛОТЕХНИКА СПРАВОЧНАЯ СЕРИЯ В четырех книгах Под общей редакцией В. А. ГРИГОРЬЕВА и В. М. ЗОРИНА 2-е издание, переработанное ^МОСКВА ЭНЕРГОАТОМИЗДАТ 1989
ТЕПЛОВЫЕ И АТОМНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ СПРАВОЧНИК Под общей редакцией В. А. ГРИГОРЬЕВА и В. М. ЗОРИНА 2-е издание, переработанное КНИГА 3 МОСКВА ЭНЕРГОАТОМИЗДАТ 1989
ББК 31.37:31.47 Т34 УДК 621.311.22 + [621.311.25 : 621.039](035.5) Издается с 1980 г. Рецензенты: В. П. Глебов (разд. 1), В. А. Петров (разд. 2), Н. Ф. Комаров (разд. 3), А. И. Механиков (разд. 4), И. А. Ботка- чик (разд. 5), В. Н. Охотин (разд. 6), А. П. Мамет (разд. 7), И. В. Баум (разд. 8) Авторы: В. И. Абрамов, Г. Г. Бартоломей, А. Н. Бисярин, Е. И. Гаврилов, В. П. Горбатых, В. А. Двойнишников, Л. В. Деев, Д. П. Елизаров, В. М. Зорин, М. А. Изюмов, Л. П. Кабанов, Б. И. Казанджан, |Ю. А. Клушин |. А. С. Копылов, Н. В. Коровин, А. Г. Костюк, В. А. Кохиеико, А. Я. Крамеров, Л. Я. Лазарев, О. И. Мартынова, В. Н. Мельников, А. С. Монахов, Г. Н. Морозов, В. С. Осмачкии, В. В. Орлов, С. В. Попов, Н. Г. Рассохин, А. А. Ринейский, А. П. Севастьянов, Л. И. Селезнев, Н. Н. Семашко, В. А. Сидоренко, А. И. Соколов, И. Н. Соколов, В. В. Сычев, И. Н. Тамбиева, А. Д. Трухний, В. М. Уласов, Г. А. Филиппов, В. В. Фролов, Я- В. Шевелев, Э. Э. Шпильрайн. Редакторы издательства Т. И. Мушииска, Н. М. Пеунова Ответственный редактор Т. X. Маргулова Тепловые и атомные электрические станции: Т34 Справочник/Под общ. ред. В. А. Григорьева, В. М. Зорина.— 2-е изд., перераб.— М.: Энергоатом- издат, 1989. — 608 с.: ил.— (Теплоэнергетика и те- плотехника; Кн. 3). ISBN 5-283-00032-Х Приведены данные о процессах, конструкциях, параметрах, методах расчета основного и вспомогательного оборудования тепловых и атомных электростанций. Значительное внимание уделено нетрадиционной энергетике. Первое издание вышло в 1982 г. Настоящее издание существенно переработано с уче- том пожеланий читателей: обновлен материал всех разделов, включены материалы по теплогидродинамической надежности котлов, по высокотемпературным реакторам с газовым тепло- носителем, по новому энергетическому оборудованию. Для инженеров-теплоэнергетиков, занимающихся эксплуа- тацией, проектированием, конструированием и исследованием технологического оборудования ТЭС и АЭС. т 2303030000-444 „„ во I ч< ZZ/~oo 051(01)-89 ББК 31.37 : 31.47 ISBN 5-283-00032-Х (Кн. 3.) ISBN 5-283-00091-5 © Энергоиздат, 1982 © Энергоатомиздат, 1989 с изменениями
СОДЕРЖАНИЕ КНИГ СПРАВОЧНОЙ СЕРИИ 1. теплоэнергетика и теплотехника. ОБЩИЕ ВОПРОСЫ Раздел первый Энергетика и электрификация Раздел второй Единицы физических величии Раздел третий Основные правила оформления графической документации Раздел четвертый Основные сведения по математике Раздел пятый Вычислительная техника для инженерных расчетов Раздел шестой Основные сведения по физике Раздел седьмой Основные сведения по физической и коллоидной химии Раздел восьмой Конструкционные материалы теплотехники н методы кон- троля Раздел девятый Расчет иа прочность элементов конструкций теплотехни- ческого оборудования Раздел Раздел десятый Экономика теплоэнергетики и теплотехники Охрана труда в теплоэнергетике и теплотехнике одиннадцатый 2. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ТЕПЛОТЕХНИКИ. ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКИЙ ЭКСПЕРИМЕНТ Раздел первый Раздел второй Раздел третий Раздел четвертый Раздел пятый Раздел шестой Раздел седьмой Раздел восьмой Раздел девятый Раздел десятый Раздел одиннадцатый Механика жидкости и газа Термодинамика Основы тепло- и массообмена Теплообмен в элементах сверхпроводящих систем Охлаждение электрических машин и трансформаторов Теплообмен в радиоэлектронной аппаратуре Основы теории и расчета горения топлив Теплотехнические измерения Методы экспериментального изучения процессов тепло- и массообмена Экспериментальные методы определения теплофизических свойств веществ Оптимизация теплофизического эксперимента 3. ТЕПЛОВЫЕ И АТОМНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ Раздел первый Паровые котлы Раздел второй Реакторы и парогенераторы АЭС Раздел третий Паротурбинные установки Раздел четвертый Газотурбинные и комбинированные установки Раздел пятый Насосы и газодувиые машины Раздел шестой Технологические системы и компоновки ТЭС и АЭС
6 Содержание книг справочной серии Раздел седьмой Водный режим, химконтроль и обработка воды на ТЭС и АЭС Раздел восьмой Нетрадиционная энергетика 4. ПРОМЫШЛЕННАЯ ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКА И ТЕПЛОТЕХНИКА Раздел первый Раздел второй Раздел третий Энергосбережение Высокотемпературные теплотехнологические установки Промышленные тепло- и массообменные аппараты и уста- новки Раздел четвертый Раздел пятый Раздел шестой Раздел седьмой Электротермические установки Холодильные и криогенные установки Теплофикация и тепловые сети Системы теплоэнергоснабжения промышленных пред- приятий Раздел восьмой Автоматизированное управление теплотехническими объ- ектами Раздел девятый Энергетика и охрана окружающей среды
ПРЕДИСЛОВИЕ КО ВТОРОМУ ИЗДАНИЮ СПРАВОЧНОЙ СЕРИИ «ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКА И ТЕПЛОТЕХНИКА» Интенсивное развитие советской тепло- энергетики, освоение новых типов схем и оборудования для получения и использо- вания электрической и тепловой энергии, внедрение в практику новых методов рас- четов и конструирования, обновление нор- мативных материалов — все это предъяв- ляет особые требования к соответствую- щей справочной литературе. В условиях мощного потока информации специали- стам — теплотехникам и теплоэнергети- кам — необходимы книги, в которых в компактной и удобной форме систематизи- рованы сведения фундаментального и при- кладного характера, достижения в мето- дологии и конкретных разработках, имею- щиеся в смежных областях техники. Первое издание справочной серии «Теплоэнергетика и теплотехника», в ко- торую вошли четыре книги, увидело свет в 1980—1983 гг. В рецензиях, опублико- ванных в журнале «Теплоэнергетика», в письмах специалистов, а также на ряде читательских конференций, проведенных Энергоатомиздатом на различных пред- приятиях и в учреждениях, дана в целом положительная оценка справочникам 1-го издания. Авторы и редакторы серии искренне благодарны рецензентам, а также всем товарищам, которые в той или иной фор- ме приняли участие в обсуждении спра- вочников, высказали пожелания и замеча- ния, направленные иа улучшение их струк- туры и содержания. Все это учитывалось при работе над вторым изданием. Особое внимание при подготовке спра- вочников уделялось тем разделам тепло- энергетики и теплотехники, смежных наук, успехи в которых в максимальной степени служат решению магистральных задач на- учно-технического прогресса, ускорению социального и экономического развития страны, как они сформулированы в поли- тическом докладе ЦК КПСС XXVII съез- ду партии, в Резолюции съезда. Именно эти исторической значимости документы, «Основные ' направления экономического и социального развития СССР иа 1986— 1990 годы и иа период до 2000 года», одобренные XXVII съездом КПСС, приня- тая ранее Энергетическая программа СССР определили в первую очередь тре- бования, которыми руководствовались ав- торы и редакторы при подготовке мате- риалов 2-го издания. Все разделы каждой книги подверг- лись существенной переработке, а значи- тельная их часть написана практически за- ново. Особое внимание уделено обеспече- нию возможности практического освоения понятий и задач каждого раздела тепло- техниками и теплоэнергетиками, ие являю- щимися узкими специалистами в данной конкретной области. Такая постановка за- дачи в наибольшей мере отвечает требо- ваниям и целям издания, объединяющего многочисленные и разнообразные сведения. Некоторое изменение последовательности разделов во 2-м издании обусловлено стремлением усилить тематическую на- правленность справочников. В то же вре- мя все книги серии представляют собой единое целое. Их объединяет стремление авторского коллектива, основу которого составляют ведущие ученые Московского ордена Ленина и ордена Октябрьской Ре- волюции энергетического института, дать возможно более полный свод знаний по теплоэнергетике и теплотехнике при еди- ном подходе к подбору и расположению включаемых в справочники сведений. Свой- ства и характеристики веществ и материа- лов в зависимости от их назначения при- водятся в разных разделах. Для удобства пользования этими данными в заключи- тельной, четвертой книге серии будет дай указатель. В списки литературы, которы- ми заканчиваются разделы, включены ис- точники заимствования, а также издания, в которых читатель может получить до- полнительные сведения. Все книги серии снабжаются предметными указателями. Справочники серии предназначаются в первую очередь для практических работ- ников—теплоэнергетиков и теплотехни- ков, для инженерно-технического персона- ла электрических станций, промышленных предприятий, научно-исследовательских и проектных организаций; они будут полез- ны также студентам и преподавателям со- ответствующих специальностей вузов. Отзывы и пожелания по улучшению справочников просьба направлять по ад- ресу: 113114, Москва, Шлюзовая иаб., 10, Энергоатомиздат. В. А. Григорьев В. М. Зорин
ПРЕДИСЛОВИЕ Данный справочник является третьей книгой справочной серии «Теплоэнергетика и теплотехника» и посвящен теплоэнерге- тике. В нем даются сведения по основным процессам, параметрам и конструкциям установок тепловых и атомных электро- станций, рассматриваются не только теп- лоэнергетические установки, традиционно используемые для производства электро- энергии в больших масштабах, но и дру- гие, наиболее перспективные для народ- ного хозяйства страны — в новом парагра- фе «Комбинированные установки», в но- вом разделе «Нетрадиционная энергетика» и др. XXVII съезд КПСС подчеркнул важ- ное значение для осуществления рекон- струкции народного хозяйства развития энергетики, выполнения Энергетической программы СССР. «Основные направления экономического и социального развития СССР на 1986—1990 гг. и на период до 2000 года» предусматривают, в частности, развитие исследований в области атомной и термоядерной энергетики, преобразова- ния электроэнергии, освоения нетрадици- онных источников энергии. Достижения в создании электрических станций в нашей стране используются и в других отраслях теплотехники, специа- листам которых, а также студентам соот- ветствующих специальностей могут быть полезны материалы данной книги. Первый раздел справочника посвящен парогенерирующим установкам на органи- ческом топливе. Одним из важнейших эле- ментов ТЭС является паровой котел, на- дежность работы которого во многом оп- ределяет надежность и эффективность станции в целом. В разделе рассмотрены основные вопросы конструирования и рас- чета котлов, горелок, выбора схем и уст- ройств пылепрнготовления, базирующиеся на достижениях и тенденциях в развитии котлостроения. Особенностью 2-го издания является широкое использование в разде- ле нормативных материалов расчета и проектирования котла и его элементов; полностью обновлены данные по номен- клатуре выпускаемых котлов, их характе- ристикам. Включены новые материалы по теплогидравлической надежности котла, условиям работы поверхностей нагрева, способам повышения надежности работы конструкций. Атомные электростанции являются и будут оставаться по крайней мере в обо- зримой перспективе важным источником энергии для народного хозяйства страны. За короткое время, которое прошло после первого издания справочника, часть мате- риала второго раздела, посвященного реак- торам и парогенераторам АЭС, устарела. В новом издании изложены современные ме- тоды теплогидравлического расчета канала (кассеты) реактора при движении в нем однофазного и двухфазного теплоносите- ля, теплогидравлического и конструкцион- ного расчетов парогенераторов, методы расчета сепарации пара. Рассматриваются инженерные задачи, решаемые при проек- тировании реакторов и парогенераторов различных типов, а также возникающие при аварийных ситуациях. Большое вни- мание уделяется вопросам обеспечения безопасности и надежности АЭС. В раз- дел дополнительно включены описания конструкций и характеристики процессов высокотемпературных ядерных реакторов, реакторов атомных станций теплоснабже- ния, вёртикальных парогенераторов АЭС с ВВЭР. Представлены тенденции разви- тия реакторов и парогенераторов отече- ственной атомной энергетики. Подавляющая часть электрической энергии в мире вырабатывается с помощью паротурбинных установок тепловых и атомных электростанций. В третьем раз- деле широко освещаются теплотехнические и конструктивные характеристики совре- менных турбин мощностью 200—1200 МВт, других элементов паротурбинных устано- вок, конденсаторов, регенеративной систе- мы, теплофикационного и вспомогательно- го оборудования. Включены сведения по новым турбоустановкам АЭС большой мощности, таким, как К-1000 и ТК-450/500. В разделе даны апробированные методы основных расчетов как для номинального, так и для переменных режимов, сведения ио типовым конструктивным решениям. В четвертом разделе представлены материалы по газотурбинным установкам, которые должны найти более широкое применение в энергетике страны, прежде всего — для покрытия пиковых нагрузок энергосистем, экономии топлива на ТЭС посредством создания комбинированных парогазовых установок. Существенно до- полнены сведения о ГТУ газоперекачиваю- щих станций, даны характеристики газо- турбинных нагнетателей новых конструк- ций отечественных и зарубежных заводов. Введен новый параграф «Комбинирован-
Предисловие 9 ные установки», в котором в кратком из- ложении систематизированы материалы о типах комбинированных установок, с учетом перспективы даны характеристики различных установок закрытого и откры- того циклов. Включены новые сведения по парогазовым установкам, топливу для ГТУ и др. Различного типа нагнетательные уст- ройства находят широкое применение практически во всех отраслях техники. В пятый раздел включены тщательно ото- бранные сведения по лопастным насосам и вентиляторам, проверенные практикой методики их расчетов. Существенно обнов- лены и дополнены данные по струйным ап- паратам. Ввиду невозможности включения в раздел всех материалов, которые могли бы заинтересовать читателей справочника, заметно расширен библиографический ука- затель, в первую очередь, за счет публика- ций последних лет, также даны ссылки на другие разделы, где отражены вопросы ис- пользования насосов и газодувных машин, и сведения о специфичном оборудовании, на- пример о главных циркуляционных насо- сах АЭС. В шестом разделе, как и ранее, рас- сматриваются вопросы, которые обычно решаются при проектировании электростан- ции как единого целого. В раздел вклю- чены лишь сведения принципиального ха- рактера, необходимые при проектировании технологических систем, разработке ком- поновок и генеральных планов ТЭС и АЭС. В существующих изданиях подобные справочные материалы практически отсут- ствуют. Даны важнейшие типовые реше- ния, методы расчетов, рекомендуемые ут- вержденными после выхода в свет 1-го издания нормативными документами, факти- ческий материал по сортаменту применяе- мых труб, арматуре и т. д. Во 2-м издании объем седьмого раз- дела «Водный режим, химконтроль и об- работка воды на ТЭС и АЭС» увеличен. Это объясняется необходимостью включе- ния справочного материала по химическому контролю; изменено и название раздела по сравнению с 1-м изданием. В разделе даны основные понятия о показателях ка- чества воды, характеризующих ее приме- нение в качестве теплоносителя, приведе- ны нормируемые показатели водно-хими- ческих режимов для котлов, парогенера- торов, реакторов, тепловых сетей и систем охлаждения конденсаторов. Материал раз- дела по выбору схем и оборудования для очистки вод и конденсатов на ТЭС и АЭС основан на нормативных документах, вве- денных в действие в 1986 г. В отличие от 1-го издания подробно отражены воп- росы организации ручного и автоматиче- ского химического контроля на ТЭС и АЭС, применения мембранных методов очистки воды, приведены новые типажи водоподготовительного оборудования для ТЭС и его стоимостные характеристики. Подробно изложены характеристики обо- рудования и схем спецводоочдсток АЭС. В восьмом разделе приведены сведе- ния по энергетическим установкам, в кото- рых либо источник энергии, либо способ преобразования энергии отличаются от традиционно используемых. Основное вни- мание уделено установкам, перспективным для крупномасштабного использования а народном хозяйстве. К их числу отнесены солнечные, ветровые и геотермальные уста- новки, использующие возобновляемые ис- точники энергии, термоядерные установки, составляющие базу энергетики будущего, электрохимические и другие генераторы, применяемые в более узкой и специфиче- ской области. В разделе дана общая ха- рактеристика устройств, изложены прин- ципы их работы, методы анализа и рас- чета, а также приведены таблицы спра- вочных данных или отражающие достиг- нутые успехи. Установки, использующие возобновляемые источники энергии, вклю- чаются в справочник впервые. Остальные материалы существенно обновлены по сравнению с разд. 9 кн. 1 1-го издания справочной серии. Все, кто работал над материалами данной книги, искренне благодарят рецен- зентов разделов, все, без исключения, за- мечания которых самым тщательным об- разом учитывались при окончательной до- работке материалов и, безусловно, спо- собствовали улучшению содержания спра- вочника. Коллектив авторов благодарит также канд. техн, наук А. К. Городова за боль- шую работу, проделанную им при редакти- ровании данной книги. Материал книги распределился следующим образом: Раздел 1—доктор техн. наук В. А. Двойнишников, канд. техн, наук Л. В. Деев, канд. техн, наук М. А. Изю- мов (§ 1.1—1.7), канд. техн, наук В. А. Кох- ненко (§ 1.8). Раздел 2 — доктор техн^ наук Н. Г. Рассохин, канд. техн. наук В. Н. Мельников (пп. 2.10.3—2.10.6, § 2.11 и совместно с В. М. Уласовым § 2.9, пп. 2.10.1, 2.10.2), канд. техн, наук Г. Г. Бартоломей (§ 2.1, пп. 2.2.1, 2.2.2, 2.5.1—2.5.4, 2.5.6, совместно с чл.-корр. АН СССР В. А. Сидоренко п. 2.5.5, с док- тором техн, наук Л. П. Кабановым п. 2.3.7, с канд. техн, наук В. С. Осмачкиным п. 2.3.8), доктор техн, наук Я. В. Ше- велев (пп. 2.2.3, 2.3.3), канд. техи. наук А. Я. Крамеров (пп. 2.3.1, 2.3.2, § 2.4), канд. техн, наук В. С. Осмачкин (пп. 2.3.5,
10 Предисловие 2.3.6), канд. физ.-мат. наук С. В. Попов (§ 2.6), канд. техн, паук И. Н. Соколов (§ 2.7), доктор физ.-мат. наук В. В. Ор- лов (пп. 2.8.1, 2.8.2, 2.8.4), канд. техн, наук А. А. Ринейский (п. 2.8.3). Раздел 3 — доктор техн. наук А. Г. Костюк (пп. 3.2.1, 3.2.2, 3.3.1, 3.3.2), канд. техн, наук В. В. Фролов (§ 3.5, 3.6, п. 3.2.3), канд. техн, наук Л. Я. Лазарев (§ 3.4, п. 3.3.3), доктор техн, наук Л. И. Се- лезнев (§3.7), доктор техн, наук А. Д. Трух- иий (§ 3.8), канд. техн, наук В. М. Зорин (§ 3.9, 3.11, п. 3.12.2, совместно с Г. Н. Мо- розовым § 3.1 и п. 3.12.1, совместно с канд. техн, наук А. И. Бисяриным п. 3.12.3), канд. техн, наук Г. Н. Морозов (§ 3.10). Раздел 4—канд. техн. наук В. Н. Абрамов, канд. техн, наук Г. Н. Мо- розов (пп. 4.2.1—4.2.3). Раздел 5 — доктор техн. наук Г. А. Филиппов (§ 5.4) и канд. техн, наук А. И. Соколов. Раздел 6 — доктор техи. наук Д. П. Елизаров (§ 6.3), каид. техн, наук Е. И. Гаврилов (§ 6.7, пп. 6.2.1, 6.6.1 — 6.6.3), доктор техи. наук Монахов А. С. (§ 6.5, пп. 6.2.2, 6.6.4 и совместно с И. Н. Тамбиевой § 6.1, с Ю. А. Клуши- ным § 6.8), проф. | Ю. А. Клушин | и И. Н. Тамбиева (§ 6.4). Раздел 7 — доктор техн. наук О. И. Мартынова, канд. техн, наук А. С. Ко- пылов. Раздел 8 — доктор техн. наук В. В. Сычев, доктор техн, наук Б. И. Ка- заиджан (§ 8.2, 8.3, пп. 8.1.1—8.1.6), док- тор техн, наук Э. Э. Шпильрайн, канд. техн, наук А. П. Севастьянов (§ 8.4, 8.5, 8.6, п. 8.1.7), доктор техи. наук Н. Н. Се- машко, доктор техи. наук В. П. Горбатых (§ 8.7), доктор техн, наук Н. В. Коровин (§ 8.8).
РАЗДЕЛ ПЕРВЫЙ ПАРОВЫЕ КОТЛЫ 1.1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ Паровой котел — это устройство, в ко- тором для получения пара требуемых па- раметров используют теплоту, выделяю- щуюся при сгорании органического топли- ва. Основными элементами котла являются топка и теплообменные поверхности. По- следние по протекающим в них процессам подразделяются на нагревательные, испа- рительные и пароперегревательные, а по способу передачи теплоты — на радиацион- ные, конвективные и радиационно-конвек- тивные. Взаимное расположение топки и газо- ходов, в которых размещаются теплооб- менные поверхности нагрева, т. е. компо- новка котла, определяется свойствами сжи- гаемого топлива, паропроизводительностью и выходными параметрами пара. Различают П-, Т- и N-образные и ба- шенную компоновки котла (рис. 1.1). При сжигании мазута, природного газа, как правило, используется П-образная компо- новка (рис. 1.1, al, при которой котел имеет два вертикальных газохода (топоч- ную камеру и конвективную шахту) и со- единяющий их горизонтальный газоход. При сжигании твердых топлив она приме- няется в котлах паропроизводительностью до 1000—1600 т/ч. Т-образная компоновка (рис. 1.1, в), способствующая уменьшению глубины кон- вективной шахты и высоты соединитель- ного газохода, применяется для мощных котлов (0^1000 т/ч), работающих на твер- дых топливах. Для углей с высокоабразив- нон золой Т-образная компоновка приме- няется для котлов, начиная с /5^500 т/ч. N-образная компоновка котла (рис. 1.1,6) используется при сжигании топлив с высоким содержанием в золе ок- сида кальция и щелочей. Котел выполня- ется трех- или четырехходовым, с подъем- ной или инвертной топкой и ширмами в промежуточных газоходах. Для мощных котлов при сжигании газа и мазута или твердого топлива (в том числе и бурых углей с большим содержа- нием высокоабразивной золы) может быть использована башенная компоновка котла (рис. 1.1, г) в сочетании с открытой и по- луоткрытой компоновками котельной уста- новки. В СССР по климатическим усло- виям последние не применяются. Паровой котел как основной элемент входит в состав котельной установки, ко- торая включает в себя: топливный тракт—комплекс оборудо- вания (дробилки, бункера, питатели сы- рого топлива и пыли, углеразмольные мельницы, сепараторы, транспортеры и пыле- проводы) для подачи и подготовки твер- дого топлива к сжиганию; пароводяной тракт, представляющий собой систему последовательно включен- ных элементов оборудования (экономай- зер, топочные экраны и пароперегревате- ли), в которых движется питательная вода, пароводяная смесь и перегретый пар; газовоздушный тракт, состоящий из последовательно расположенных воздушно- го и газового трактов. Первый из них включает в себя совокупность оборудова- ния (дутьевые вентиляторы, короба холод- ного и горячего воздуха, воздухоподогре- ватели и горелочные устройства) для за- бора воздуха из атмосферы и подачи его
12 Паровые котлы Разд. I в топку котла, второй — комплекс элемен- тов котельной установки (топка и конвек- тивная шахта котла, золоуловители, дымо- сосы, дымовая труба), по которым осуще- ствляется движение продуктов сгорания до выхода в атмосферу. Классификация паровых котлов. По виду сжигаемого топлива различают паро- вые котлы для газообразного, жидкого и твердого топлива, по фазовому состоянию выводимого из топки шлака — котлы с твердым и жидким шлакоудалением. По виду газовоздушного тракта котлы делят на котлы с естественной, с уравновешен- ной тягой и с наддувом, а по виду паро- водяного тракта — на барабанные с есте- ственной и многократно-принудительной циркуляцией, прямоточные и с комбиниро- ванной циркуляцией. Паровые котлы характеризуются сле- дующими основными параметрами: номи- нальной паропроизводительностью, давле- нием, температурой пара (основного и промежуточного перегрева) и питательной воды. Номинальная паропроизводительность— наибольшая паропроизводительность, ко- торую стационарный котел должен обес- печивать в длительной эксплуатации при сжигании основного топлива или подводе номинального количества теплоты при но- минальных значениях параметров пара и питательной воды с учетом допускаемых отклонений. Номинальное давление — давление па- ра, которое должно обеспечиваться непо- средственно перед паропроводом к потре- бителю пара при номинальной паропроиз- водительности стационарного котла. Номинальная температура — темпера- тура пара, которая должна обеспечиваться непосредственно перед паропроводом к потребителю пара при номинальных зна- чениях давления пара, температуры пита- Таблица' 1.1. Основные параметры энергетических котлов [6] Тип котла Паропроизводительность, т/ч Абсолютное давление, МПа Температура пара, °C Температура промежуточ- ного прогрева пара, °C Температура питательной воды, °C Е (160); 220 9,8 540 — 215 (210); 320; 420; 500; 820 13,8 560 — 230- Еп, Пп 670 13,8 545 545 24(Т Пп 1800 13,8* 515* 515* 240* Пп, Кп 1000; 1650; 2650; 3950 25,0 545 542 270 * Значения параметров уточняются при проектировании. Примечания: 1. Обозначения типа котла: Е—с естественной циркуляцией, Еп —то же с про- межуточным перегревом пара; П —прямоточный, Пп—то же с промежуточным перегревом пара, Кп — с комбниироваииой циркуляцией и промежуточным перегревом пара. 2. Условное обозначение типоразмера котла включает последовательно расположенные: обозначение типа котла, зиачеиня его паропроизводительиости, значение абсолютного давления пара, МПа, значения температур пара и промежуточного перегрева пара, индексов вида топлива и типа топки, для котлов с наддувом—добавочный индекс Н. Если температуры пара и промежуточного перегрева одинаковы, то температуру указывают 1 раз, если они различны, то указывают через знак дроби обе температуры. Для обозиачеиия вида топлива и типа топки используются следующие индексы: К —каменный уголь и полуантрацит, Б —бурый уголь, С —сланцы, М —мазут. Г—газ, Т —камерная топка с твердым шлако- удалением, В—вихревая топка, Ц—циклонная топка, Ф —топка с кипящим слоем. Пример условного обозначения котла типа Пп паропроизводительностью 2650 т/ч, с абсолютным давлением пара 25,0 МПа, температурой промежуточного перегрева пара 567 °C, со сжиганием каменного угля в топке с твердым шлакоудалением: котел паровой Пп-2650-25-545/567КТ. 3. Изготовление котлов, значения паропроизводительиости которых заключены в скобки, допускается только по согласованию между изготовителем и потребителем. 4. Котлы с абсолютным давлением пара 13,8 и 25,0 МПа с промежуточным перегреаом пара допу- скается изготовлять на температуры пара 570, 565 °C и температуры промежуточного перегрева пара 560, 567 °C соответственно по согласованию между изготовителем и потребителем, а также при наличии труб с необходимыми механическими свойствами для изготовления паропроводов, коллекторов и паро- перегревателей иа эти температуры. При этом номинальная паропроизводительность котла измеияетси по сравнению с указанной в таблице в соответствии с изменением расхода пара на турбину. 5. Допускается также по согласованию между изготовителем и потребителем изготовление котлов паропроизводительностью, отличающейся от приведенной в таблице ие более чем иа ±5 %.
§ 1.1 Общие сведения 13 Рнс. 1.2. Паровой котел П-67: 1 — нижняя радиационная часть; 2 — топочная камера; 3 — горелка; 4 — верхняя радиационная часть; 5 — узел ввода рециркулирующих газов; 6 — экономайзер; 7 — конвективная шахта; 8 — третья сту- пень ширмовой поверхности пароперегревателя; 9—вторая ступень ширмовой поверхности паропе- )ревателя; 10—первая ступень ширмовой поверхности пароперегревателя; // — шнрмовая поверх- ность промежуточного перегревателя; 12 — паропаровой теплообменник; 13 — потолочный экран; 14 — фестон; 15 — конвективный пакет пароперегревателя; 16 — экран соединительного газохода; 17 — аэродинамический выступ; 18 — конвективный пакет промежуточного пароперегревателя тельной воды, паропронзводительности, а также номинальных значениях остальных параметров пара промежуточного перегре- ва с учетом допускаемых отклонений. Номинальная температура промежуточ- ного перегрева пара — температура пара непосредственно за промежуточным паро- перегревателем котла при номинальных значениях давления пара, температуры пи- тательной воды, паропронзводительности, а также номинальных значениях остальных параметров пара промежуточного перегре- ва с учетом допускаемых отклонений. Номинальная температура питательной воды — это температура воды, которую не- обходимо обеспечить перед входом в эко- номайзер или другой относящейся к котлу подогреватель питательной воды (прн нх отсутствии — перед входом в барабан) при номинальной паропронзводительности. Основные параметры энергетических котлов, выпускаемых эиергомашинострон- тельной промышленностью СССР, стандар- тизированы ГОСТ 3619-82 (табл. 1.1). Технические характеристики современ- ных мощных пылеугольных и газомазутных
д ? а» S СР 00 СИ & СП -4 W а о> о Ср 00 сл сл ст Н Д а д д СЛ сл сл ю Д СЛ д о ¥ ¥ м ¥ ¥ ¥ ¥ ЗиО I ЛИГНИТЫ ские | Югослав- уголь Немецкий бурый лигниты 1 ские Болгар- уголь бурый (Немецкий уголь ! ковный 1 бурый | | Подмос- 1 ЛИГНИТЫ I ские Югослав- 1 уголь бурый скип Венгер- бурый уголь ский I Березов-1 О £ 294 272 269 280 1 438 324 335 1322! 991 155 1173 159 150 1 !70 11631 о $ 243 240 242 240 268 2731 271 295 £ р 87,3 88,87 83,6 87,0 91,0 88,46 90,5 1 191,9 | X & РВП РВП| ТВП РВП ТВП ТВП РВП I ТВП £ 36 g 36 Ср а> 1 36 52,9 1 п 1 Су to ьэ ьэ ьэ л. ьо 00 СЛ со ср 65,9 сл со СП 65,9 62,17' о> со Ф СЛ 1106,4 «а ft съ Л у» 009 9 | 4 630 7 625 6 138 1 8 182 9500 000 11 119610 R Н 008 I 1 400 1 2 140! 1 669 3 751 2 450 о 18 000 1114/0,175 880 I 679/109 955/0,15 2048/78,2 1 476/151 3 986/447! 1 7 727/750 2 481,5 1 659 i 2 392 1 948,5] 3 336 3 250 ! 1 ¥ ¥ м ¥ ¥ ¥ То же 6 Оч •о ¥ ппто ! Байпас ¥ ¥ ¥ ¥ 1 ППТО I 4 404 2 723 OOSS 3 913 5 240 6 496 14 204 120 000 О 0) 35 го Завод-изготови- тель Топливо подогрева во ».;уха Температура, °C уходящих газов питательной воды КПД (брутто), % Тип воздухоподо- гревателя ширина Габариты котла в осях колони, м глубина высота общая i i Масса металла котла, т поверхностей под давле- нием легированной стали каркаса Компоновка котла Регулирование тем- пературы перегрева вторичного пара Оптовая цена, тыс. руб. Таблица 1.2. Техническая характеристика пылеугольных котлов [9, 19, 27]
Еп-670-13,8-545БТ ТПЕ-208 ПО ткз Фрез- торф 395 145 243 88,2 твп Е-500-13.8-560БВЖ ТПЕ-427 по ткз Березов- ский и иазаров- ский бурые угли 416 154 230 90,2 твп Е-500-13.8-560БТ БКЗ-500-140-1 по «Сиб- эиер- го- маш» Березов- ский бурый уголь 282 157 230 92,1 твп Е-420-13.8-560БЖ БКЗ-420-ПТ-2 То же Ирша- бородии- ский бурый уголь . 348 141 210 92,09 твп Е-420-13.8-560БТ БКЗ-420-140-6 » Азейский бурый уголь 286 139 230 92,7 твп Е-420-13.8-560БТ БКЗ-420-140-7 Райчи- хииский бурый уголь 375 143 210 92,4 твп Котлы, работающие на Пп-2650-25-545/542КТ ТПП-804 по ткз Кузнец- кий 339 132 275 93,86 РВП Пп-1650-25-545КТ П-57-ЗМ ЗиО Экибас- тузский 328 145 277 92,0 ТВП Пп-1000-25-545КЖ ТПП-312А ПО ткз Донец- кий газовый 381 165 260 90,66 РВП 15 19,5 20,9 16,5 38,8 36,1 5 535 2 374 2 520 807 799,5/33,8 361/11,5 1 982,6 П-обр. Т-обр. Рецир- куляция газов 3100 2 180 16,5 29,5 48,1 2 850 1050 — 719 П-обр. — 2 300 19,5 20 42 2 400 930 171/22,2 508,4 То же — 1 550 20 20 40,5 2 240 861 86/25 500 » — 1 440 19,5 1енн 20 их 4 42 !глях 2 350 910 171/22,2 508,4 » — 1550 71 15,5 97,6 14 500 5 770 — — Т-обр. Рецир- куляция газов, впрыск 16 500 36 24 59,3 93 500 3 000 972,6/450 1 780 То же ППТО 7 500 18,6 23,6 51,0 5 200 2 420 1 342/219 П-обр. » 2 700
a (fl ГЛ Д ГС ГС Д Д 2 « к. й to Й О О> О> $Ь сЬ е!°Я о о о ° -м о $5 ся nxxj ' - • * О О 'р о •поа со w со со — Г- £2 Р з. Н - * ~ * СО СО СЛ СЛ C0£s 00 00 00 00 У' У* » , * S < ’ • оо сп сл сл Е го СЛ сл сл СЛ 1 • 4ь з* s 8 s 8 s а а а а“ т! * я я а е q с > * н Я н а н * 7*я ст> • ’ Типоразмер котла по ГОСТ 3619-82 S® ОТ ОТ Н Н Н □ з з Я* 1а Р^ 3 3 3 А, о со w га га от ci <о о ?g> X Z 00 i. ЬЭ — К> S3 ьэ ь? -ч w о о о о <о о > Яд СЛ и О о ьо р ’ Ь1 1 Заводская 1 маркировка •-4 “i нЦ ~ ... A hJ *: * * з° о о •§£ « * 1 ‘ ГС Завод-изготови- тель И g ч Q) и Q) “ х — w ч CD о Р •< тГ с<- к Я a << /ч «< zn «< х ~ ° й ж Ыз-.ДоЯоЯ^тД^^дО’ЫхОхо Й В 2 1 2ок^^®==я°Е3:оЕ^2о'ё®® н 5с» 5 1» е ’а# 2 S«rc SaxefD Sa st <0 2 № s ® 2 »"« »? ==? s ? * “ O' » S' ? i । Топливо 1 ol 00 4b 4b CO . CO CO 00 £ СЛ — ОСЛ — СО СЛ o*c a> oo to co сл — о подогрева воздуха Температура, °C 5й to to Z to Si oi co — 5 g CO <0 CO — — — О -4 уходящих газов 3 ь to to to to to to to to ГО CO co Co CO 4*- 4ь C> О 2 п О О О О 4b О СЛ О питательной воды “ 1 <£> <0 с£> с£> с© с£> <© с£> Е та to „to to „to *- о jo 2 § ”‘— "to оо 1о со ею = | со *. кпд (брутто), % •3§ н н -а 15 н от от 2» от от от Йй от от от от 5q □ зз Sr д ззз 2 S - Тип воздухоподо- гревателя £ ь »— »— н- to сл со *- *— g К Н- н- сл 4b О JO to to 0^1- оо сл сл ширина Габариты котла в осях 1 колонн, м О н- — — to со to — — о ж 7^ 00 СЛ о> р to <£> W « Д 4ь 'to сл О1 глубина Ic X О 2 Со СО со 4b О 4ь 4ь > g 00 ро СЛ 4b _ СО р “но \j со сл 00 со И g - . . . - высота ?л — to — to СО со 4b 4* _ | СО — СО ““4 -4 00 О> СО Ofij СО СО 00 СЛ СП О СО со • со о сл о со сл о — общая i Масса металла котла, т та го — — — — — 5®О> 00 000 *4 О со О) Ж ® СЛ — 00 4b оо СО СО — О 5 ч о сл о сл о о to поверхностей под давле- нием X» _ _ - - - ё з> о wg2a?8w W <1 to S о сл о со *- -°0 кд ‘Я: Я: Я: о Р СЛ — Со 'i о ю Е О СЛ W W S й я легированной стали о 2я 4b — — X СО СО *4 -Ч Я* -ч СО СО 2 со со о — 5е* to w to £ CO to to о сл — co каркаса g н н н з н з ®O 6 !^WO666 = * К O' O' O' g ra T> S ? ? ? Компоновка котла £ ч>< 23 3 ж . । . 1 я «я 2 n * 1 1 |l gx§ V « 3 „ “ »? о >4 Я Регулирование тем- пературы перегрева вторичного пара I — — — to co to co to r — СЛ — О to СЛ Co co “• <© CO to 00 О 00 co сл 1 О *4 о— О4ьСЛСЛ Оптовая цена, тыс. руб. Продолжение табл. 1.2
Таблица 1.3. Техническим характеристика газомазутных котлов [9, 19, 27] Типоразмер котла по ГОСТ 3619-82 Заводская марки- ровка Завод- нзгото- внтель Топ- ливо Температу- ра, °C КПД (брутто), % Тип воздухоподо- гревателя Габариты котла в осях колонн, м Масса металла, т Регулирование тем- пературы промежу- точного перегрева пара Оптовая цена, тыс. руб. подогрева воздуха уходящих газов питательной воды ширина глубина высота общая поверхностей под давле- нием легированной стали каркаса Пп-3950-25-545ГМН ТГМП-1202 по ткз Г аз 338 142 270 93,86 РВП 72 47,55 71 12 700 5 969 4 679/558 2 648 Рецир- куляция газов 4 400 Пп-2650-25-545ГМН ТГМП-204 То же Ма- 361 134 273 93,71 20,7 29,0 67,3 9 700 4 320 2 764/336 2 293 То же 9 000 Пп-1800-13,8-515МН ТМП-501 » зут То же 296 165 243 92,93 » 18 25,7 62,57 53,22 2 307 1854 929 » 5 000 Пп-1000-25-545ГМН ТГМП-344СО » » 289 148 275 93,05 » 26,5 25,3 495 5 191 1 877 1 479/165 1 943 » 4 000 Пп-1000-25-545ГМ ТГМП-314 » Г аз 328 126 265 93,82 » 18,6 23,6 42 4 060 1 900 1 025/907 1 269 2 370 Пп-950-25-545ГМ П-41-1 ЗиО Ма- 326 165 267 93,3 36 18 31,5 3 603 1 400 1 175/93 486 ппто 3 170 Пп-950-25-565ГМ ТГМП-324 ПО ткз зут Газ 317 122 269 94,7 18,6 24,5 48,1 5 400 2 898 — Рец ир- куляция газов — Пп-670-13,8-540ГМ П-56-1 ЗиО Ма- 250 141 240 93,3 » 25 19,3 33,5 2 975 1 165 730 834 ппто 2 300 Еп-670-13,8-545ГМН ТГМЕ-206 по ткз зут Тоже 253 138 243 94,0 » 28,1 24,9 34,5 3 450 1 250 667/62 1 100 Рецир- куляция газов 2 528 Е-500-13.8-560ГМН ТГМЕ-464 То же » 259 137 230 94,3 » 17,4 17,8 34,5 2 523 1007,3 650,2 668 — 1 770 Е-500-13,8-560ГМВП ТГМЕ-428 367 137 230 93,5 » 17,9 16,5 24,7 — — — — — 1 800 Е-420-13.8-560ГМН БКЗ-420-140-ГМН4 по «Сиб- Г аз 232 109 230 94,8 » 18,4 14,5 32,4 1 454 826 154/29,7 266 — I 400 энерго- маш» Примечания: L Все котлы» указанные в таблице, имеют П-образную компоновку. 2. В числителе —общий расход легированной стали, в знаменателе —аустенитной. § 1.1 Общие сведения
18 Паровые котлы Разд. 1 энергетических паровых котлов, выпускае- мых производственными объединениями «Красный котельщик» (ТКЗ — Таганрог- ский котельный завод), «Сибэнергомаш» и Подольским машиностроительным заводом им. С. Орджоникидзе (ЗиО), приведены в табл. 1.2 и 1.3, а на рис. 1.2 показан по- перечный разрез пылеугольного прямоточ- ного котла Пп-2650-25-545БТ (П-67) энер- гоблока 800 МВт, спроектированного для сжигания сильношлакующего березовского угля с учетом возможности сжигания в нем других углей Канско-Ачинского бас- сейна. Котел однокорпусный, Т-образной компоновки, с подвеской всех элементов котла (кроме воздухоподогревателя) к кар- касу, который совмещен с каркасом зда- ния. Топочная камера квадратного сечения. Горелки прямоточные, тангенциально на- правленные, размещены по высоте топки в четыре яруса. В верхней части топки н через горелочные устройства предусмотре- на рециркуляция продуктов сгорания. Пароводяной тракт парового котла имеет два несмешивающихся и самостоя- тельно регулируемых потока рабочей сре- ды, которые располагаются слева и спра- ва относительно плоскости симметрии кот- ла. Регулирование температуры промежу- точного перегрева осуществляется с по- мощью паро-паровых теплообменников (ППТО), а пара высокого давления — впрыскивающими пароохладителями. 1.2. ТЕПЛООБМЕННЫЕ ПОВЕРХНОСТИ НАГРЕВА 1.2.1. РАДИАЦИОННЫЕ ПОВЕРХНОСТИ НАГРЕВА К радиационным поверхностям нагре- ва, воспринимающим теплоту от газов в основном за счет излучения, относят эк- раны, настенные и потолочные паропере- греватели, располагаемые в топочной ка- мере. Конструкция топочных экранов долж- на обеспечивать надежное охлаждение ме- талла стенки труб, возможно меньшее гид- равлическое сопротивление, иметь малую чувствительность к неравномерности рас- пределения тепловосприятия по ширине н высоте экрана, компенсацию температур- ных расширений труб. Экраны должны быть технологичными, транспортабельными, допускать блочное изготовление, иметь возможно меньшую металлоемкость, быть дренируемыми. Топочные экраны (рис. 1.3) изготавли- вают из стальных бесшовных цельнотяну- тых труб. Для котлов производительно- стью D 320 т/ч применяют мембранные экраны с проставкой и гладкотрубные. Гладкотрубные ошипованные экраны (рис. 1.3, г) применяют в топках с жидким шлакоудаленнем в зоне активного горения (см. п. 1.4.2). В котлах с естественной циркуляцией, где полезное движущее давление невели- ко, экраны выполняют из труб диаметрами 50 и 60 мм с толщиной стенки 4—6 мм. Для гладкотрубных экранов S\/d = 1,06, для мембранных S\/d = 1 + ё/d, где раз- мер проставки б= 14, 16, 20 мм. По пе- риметру топки экраны разбивают иа па- нели, которые поставляются заводом-изго- товителем в виде блоков. Каждая панель представляет собой циркуляционный кон- тур, имеющий опускные (необогреваемые) и подъемные (обогреваемые) трубы, верх- ний и нижний соединительные коллекторы (рис. 1.4). Трубы, коллекторы, проставки изготавливаются нз стали 20, а для тепло- напряженных участков — из стали 15ХМФ. , Рис. 1.3. Типы экранирования: а — гладкотрубные; б — с проставкой; в — плавниковые; г — гладкотрубные ошипованные; д — соеди- нение панелей из плавниковых труб; 1 — обшивка; 2 — теплоизоляция; 3 — труба; 4 — шипы; S — огнеупорная обмазка
§ 1.2 Теплообменные поверхности нагрева 19 Рнс. 1.4. Экраны котла с естественной цир- куляцией (жидкое шлакоудаленнё): 1 — барабан; 2, 4 — верхние и нижние сборные коллекторы; 3 — панели экрана; 5 — опускные трубы; 6 — пароотводящие трубы Задний экран выполняют с разводкой труб (фестоном) для обеспечения выхода газов (рис. 1.5). Экраны на тягах подвешиваются к кар- касу котла нли здания. Тепловое расши- рение от места подвески происходит сво- бодно вниз. В прямоточных котлах возможно че- тыре типа конструкции экранов (рис. 1.6). Во вновь проектируемых котлах в основ- ном используется ленточная навивка Л. К. Рамзина (рПе == 13,8 МПа, СКД) и вертикально-подъемные панели (СКД, од- нофазная среда — пар при рпе=13,8МПа). Для экранов с леиточиой навивкой (рис. 1.6, а) подъем ленты иа угол 15—20° осуществляют по двум или четырем сте- нам топочной камеры в одни или несколь- ко заходов. В вертикально-подъемных и горизон- тально-подъемных панелях по периметру Рис. 1.5. Схема разводки труб заднего экрана: а — фестон многорядиый; б — однорядный с про- межуточным коллектором; в — трехрядиый с .двумя собирающими н одним промежуточным коллекторами топки движение среды организуется в два полупотока. По высоте топкн экраны прямоточных котлов делятся на нижнюю радиационную часть (НРЧ), верхнюю (ВРЧ), а в ряде случаев н среднюю (СРЧ), располагаемую между ВРЧ и НРЧ. Деление на части по- зволяет организовать перемешивание сре- ды н уменьшить температурную разверку по отдельным трубам. Для обеспечения нужного значения массовой скорости в экранах НРЧ (а ино- гда и СРЧ) полутопкн подразделяются на ходы. При байпасировании части среды до- стигается уменьшение разницы в темпера- турах металла труб у панелей различных ходов, связанных между собой. Рис. 1.6. Конструктивные схемы экранов прямоточных котлов: а — леиточиая навивка Л. К. Рамзииа: 1 н 2 — ленты при двухзаходиой навивке; б — подъемно- горизонтальные панели; а — многоходовые подъ- емио-опускные панели; а — многоходовые подъем- ные панели
20 Паровые котлы Разд. 1 Рис. 1.7. Конструкции крепления (а, б), подвески (в) н узла сопряжения (г) вер- тикальных панелей: / — экранная труба; 2 — швеллер, соединяющий панель с опорной конструкцией (на схеме «6» часть швеллера условно не показана); 3 — ско- ба; 4 — крюк; 5 — «теплый» ящик; стрелками указано направление тепловых перемещений экрана; 6 — крепежное устройство панелей Элементы конструкции экранов пока- заны на рис. 1.7. Материал труб экранов и коллекто- ров— сталь 12Х1МФ, для котлов СКД применяют трубы с размерами 32 X 6 мм. Схема теплового расширения экранов видна из рнс. 1.7. Экраны всех котлов с наружной стороны имеют пояса жесткости, устанавливаемые по высоте топки (рис. 1.8). В современных котлах применяются двухсветные экраны и ширмовые поверх- ности нагрева котла. Первые используются как испарительные или перегреватель- ные поверхности, вторые — как перегрева- тельные. Двухсветные экраны (рис. 1.9), разде- ляющие топку на секции, способствуют вы- равниванию полей температур топочных газов. Их выполняют в виде подвешенных сверху вертикальных панелей из одного ряда труб. В панелях двухсветных экранов предусматриваются «окна» для выравнива- ния давления в смежных секциях топки. В топочной камере может быть несколько двухсветных экранов. Ширмовые поверхности располагают в выходной части топки и в горизонталь- ном газоходе. При сжигании газа и мазута допускается установка их над конвектив- ной шахтой. Для нешлакующнх топлив ширмовые поверхности могут быть опуще ны достаточно глубоко в топку. Их изго- товляют в виде вертикальных или горизон- тальных трубных лент. В котлах газоплот- Рис. 1.8. Узел крепления экранов с поясом жесткости (а) и поясов жесткости между собой (б) иого исполнения ширмовые поверхности выполняют, как правило, вертикальными с подвеской их специальными тягами к по- толочным балкам. Места прохода труб ширмовой поверхности через потолочную панель имеют уплотнения мембранного или других типов. Ширмовые поверхности чаще выпол- няют из труб 32X6 мм из стали 12Х1МФ. Рис, 1.9. Топка с двусветным экраном (а) н соединение труб двусветного гладкотруб- ного экрана (б)
§ 1.2 Теплообменные поверхности нагрева 21 Рис. 1.10. Ширмовый пароперегреватель: 1 — коллектор; 2 — соединительный элемент; 3 — трубы ширмового пароперегревателя*. 4 — трубы обвязки; 5— разделительная перегородка Для придания лентам труб жесткости по- следние сваривают специальными простав- ками или скрепляют обводными трубами. Общий вид ширмовой поверхности паропе- регревателя приведен па рис. 1.10. Попе- речный шаг ширм S, = 500 -? 900 мм, про- дольный Si = (1,1 l,2)d. Входные и вы- ходные камеры выполяют из труб 0 325—426 .мм. Для удобства выполнения сварочных работ и ремонта одна камера располагается над другой. В котлах боль- шой мощности иногда применяют мембран- ные цельносварные ширмовые поверхности из плавниковых труб нлн гладких труб с приваркой проставок. Ширмовые поверх- ности изготовляют в виде завершенных заводских блоков. Расчетная площадь поверхности нагре- ва ширмы, м2, Г ш =~ 2^р/5Гщ<р, (1.1) где ftp — 23г(Пп — 2)-f-2d — расчетная ши- рина шнрмовой поверхности по наружной образующей, м; d — диаметр трубы, м; п„ — число петель; I — средняя длина тру- бы в ленте, м; гш — число ширмовых по- верхностей; <р — угловой коэффициент. 1.2.2. КОНВЕКТИВНЫЕ ПОВЕРХНОСТИ НАГРЕВА Конвективные пароперегреватели и эко- номайзеры выполняют в виде трубных мно- гопетлевых змеевиковых поверхностей на- грева. В соединительном газоходе рас- положение змеевиков вертикальное, а ком- поновка пучков коридорная, в опускном газоходе — как шахматная, так и коридор- ная. Для снижения золового износа при сжигании твердых топлив с Ар 10% в опускном газоходе трубы располагают параллельно фронту котла. Пароперегре- ватели выполняют из гладких труб, а эко- номайзеры— из гладких или оребренных. Диаметр и толщина стенки труб опреде- ляются давлением среды и температурой стенки. Движение среды организуется в несколько автономных потоков. Для сни- жения влияния неравномерности тепловос- приятия поверхности делятся на части — ступени (часть поверхности нагрева, огра- Рис. 1.11. Способы подвода многониточных змеевиков к камерам: а — ввод или вывод змеевиков с помощью вилки; б — многорядный ввод (вывод) с монтажным про- емом размером 400 X 500 мм; в — ввод (вывод) змеевиков в две параллельные камеры; г, д — ввод (вывод) с помощью вертикальных или горизонтальных секционных камер увеличенного диа- метра; е — пример выполнения пакета экономайзера с камерами, расположенными внутри газохода
Рис. 1.12. Пароперегревательные змеевико- вые поверхности: а — двухпетлевой пароперегреватель высокогб давления: б — промежуточный пароперегреватель блока 800 МВт; / — трубы; 2 — трубы потолоч- ного перегревателя, 3 — тепловой ящик; 4 — за- сыпка ящика; 5 —подвеска; 6 — тяги подвески; 7 — входные коллекторы; 8— выходные коллек- торы; Р — трубы экранирования нижией части соединительного газохода; 10 — коллектор сброс- ных подвесных труб; // — трубы подвесные; 12 — коллектор промежуточный; 13 — дпстаициоиирую- щее устройство; 14 — входной коллектор a) < ниченная коллекторами) с организацией между ними перемешивания среды и пе- реброса ее по ширине газохода. Ступень состоит из пакетов, представляющих со- бой заводские блоки. В рамках ступеней движение среды может быть организовано по прямоточной, противоточной или сме- шанной схеме. Выходные ступени паропе- регревателей по условиям обеспечения на- дежной работы металла труб выполняют по прямоточной схеме. В экономайзерах движение среды организуется по противо- точной схеме. В соединительном газоходе поверхно- сти крепятся на тягах к каркасу котла или каркасу здания (при подвесной констоук- Рис. 1.13. Экономайзер: а — гладкотрубный; б —с продольным оребрением (оба блока 500 МВт); в — гладкотрубный котла D = 210 4- 420 т/ч
§ 1.2 Теплообменные поверхности нагрева 23 ii Hi Рис. 1.14. Приемы создания продольных шагов труб: а—холодная прямая гибкая труба с радиусом гиба гг >2d; б—лирообразные гибы труб; в — многони- точные змеевики с прямыми и лирообразными гиба- ми труб ции). В опускном газоходе поверхности опираются на охлаждаемые балки либо (в газоплотных котлах) крепятся на под- весных трубах, включенных в пароводяной тракт котла. В газоплотном исполнении соединительный и опускной газоходы экра- нируются мембранными панелями, в кото- рых организуется (на обогреваемой части) подъемное движение пара. В котлах большой мощности для обес- печения приемлемых скоростей в трубах применяют многониточные змеевики. Их использование требует применения особых приемов приварки труб к камерам (рис. 1.11). Рис. 1.15. Конструкция однопоточного и трехходового трубчатого воздухоподогре- вателя: 1 — трубы поверхности нагрева; 2, S — трубные доски; 3 — трехлинзовый компенсатор; 4 — воз- духоперепускные короба; 6 — опорная балка; 7 — колонны (1.2) п — Число параллельно-включенных труб в пакете 4 D л рЫ^ где D — расход среды, кг/с; pw — массо- вая скорость среды, кг/(м2-с); daH— внут- ренний диаметр трубы, м. Число ниток znaP = nS1/(ZTKK), (1.3) где S; — поперечный шаг, м; ZT — длина фронта ввода змеевиков (длина коллекто- ра); Кк — коэффициент, учитывающий тнп трубных пучков: для шахматных пучков Кк — 2, для коридорных Кк = 1. На рис. 1.12 и 1.13 представлены при- меры конструкций пароперегревателя и экономайзера. По условиям ремонта н обслуживания расстояние между пакетами по ходу газов должно составлять не менее 0,7 м, а вы- сота пакетов (глубина) не должна превос- ходить Zn = 1,2 м. Компактность поверх- ностей нагрева может быть достигнута пе- реходом на лирообразный гиб труб (рис. 1.14) при минимально допустимом радиусе гиба гг = l,9d или применением
24 Паровые котлы Разд. I Рис. 1.16. Регенеративный воздухоподогреватель: а — схема воздухоподогревателя; б - форма листов набивки; / — вал; 2 — направление вращения ро- тора; 3 — электродвигатель с редуктором; 4 и 9 — верхняя и нижняя опоры; 5, S — уплотнения; 6 — ротор; 7 — цевка оребрения Для снижения расхода метал- ла, работающего под давлением, высоты пакета и уменьшения загрязнения эконо- майзер в ряде случаев выполняют ребри- стым (см. рис. 1.13,6). В этом случае змеевики получаются жесткими и специ- альных креплений труб не требуется. Вы- сота паке.'а составляет не более I м при Sz/d 1,5. а при Si/d _> 1.5 она может быть увеличена до 1,5 м. Воздухоподогреватели (рис. 1.15, 1.16) выполняются рекуперативными (трубчаты- ми) и регенеративными с вращающейся теплообменной поверхностью. Регенератив- ные (РВП) используются при сжигании газа, мазута, а также твердых малозоль- ных топлив (А₽ < 20 %) с содержанием Рис. 1.17. Схемы компоновки трубчатых воздухоподогревателей (zx—число ходов; гст —число ступеней; гпот —чис- ло потоков); а—гЛ—4; гст=2; гпот=1; б—zCT=2; первая ступень; гпот=2; гход=4; вторая ступень: гпот=1; 2ход===^’ в~Два потока: первый поток гст=1: гход=3! ВТ°Р°Й аоток гст=2: гход=4; г~2ст=1; гпот=2: гход=3 в золе СаО < 20 % и остатком при раз- моле на сите < 20 %. Подогрев воз- духа в РВП до 4. в « 360 °C. Трубчатые воздухоподогреватели (ТВП) не имеют ограничений по виду топлива; /г 3 450 °C. Они выполняются в одну и две ступени: первая ступень многоходовая (г.ход = 2 4- 6), вторая имеет один, реже два хода. (рубчатый воздухоподогреватель вы- полняется из отдельных кубов (секций). Куб состоит из вертикальных стальных тонкостенных труб (б = 1,6 мм), закреп- ленных в трубных досках толщиной 15— 20 мм. Газы движутся в трубах сверху вниз, воздух — по схеме перекрестного тока в межтрубном пространстве. Распо- ложение труб шахматное (Si/d— 1,2 4-1,5; S2/d=l,05 4- 1.1), наружный диаметр 40— 51 мм (большие значения — для абразив- ных топлив). Различают одно-, двух- и многопоточ- ные и одно- и двухступенчатые конструк- ции ТВП (рис. 1.17). Одноступенчатый по- догрев рекомендуется при /г. в sj 320 °C. Число потоков выбирается из условия по- лучения транспортабельных размеров (й.х< < 3,2 м) секции или блока секций (2hx < <Z 4,5 м). В последнем случае деление на ходы осуществляется промежуточной труб- ной доской, Рекомендуемые скорости по газам даны в табл. 1.48. Скорость воздуха а'в ~ (0,4 4- 0,6)ич. Ступень ТВП опирает- ся на балки, соединенные с каркасом кот- ла. Температурные расширения восприни- маются компенсаторами линзового типа. Перепуск воздуха осуществляется по ко- робам. /Материал труб--СтЗ, трубных до- сок — сталь 20.
$ 1.3 Пылеприготовление 25 Таблица 1.4. Геометрические и массовые характеристики РВП [3] диаметр г гупицы. Высота набивки, мм Площадь поверхности набивки, м1 4ВКИ, М Количество секторов Расчетная площадь проходного течения, м2 холодная часть горячая часть маркировка « S э * CJ л ч? ГС - S Е* ГС % 2 а СП еп еп 5- о £ £ s v s к н и о о CQ ГС о СЕ О CQ ГС я © S F. 5й Ч и а и о о о О О о >» О X г X s* £ Ю К X с S и И с к е РВП-3600 3 600 422 680 1 080 1 700 3 900 30,2 18 8 8 2,51 3,76 2,69 4,03 РВВ-41 4 100 800 710 1 310 2 152 5 069 25,5 24 9 13 3,4 5,0 3,8 5,56 РВП-5100 5 100 650 680 1 080 2 975 7 970 25 18 7 9 5,29 7,93 5,67 8,5 ВПР-1 5 270 934 600 1 420 3 500 11 100 48,7 18 7 9 — — — —-. ВПР-2 5 280 934 1 000 — 6 150 — — 18 7 9 — — — — РВВ-54 5 400 800 710 1 310 3 867 8 949 44 24 9 13 6,1 8,86 6,7 9,7 РВВ-68 6 800 800 710 1 310 9 600 22 150 97,5 24 9 13 10,11 14,69 11,18 16,15 ВПР-3 7 126 950 — 2 020 — 24 200 — 18 6 10 — ВПР-4 7 126 950 — 1 200 —- 14 900 —- 18 6 10 — ВПР-5 7 126 950 600 1 800 7 500 21 000 96,8 18 6 10 — — ВПР-6 7 126 950 710 710 7 500 9 000 63,2 18 6 10 — — ВПР-7 7 126 950 600 1 200 6 370 14 900 75,7 18 6 10 — — — ВПР-8 7 450 1 200 600 1 200 6 150 13 350 69,7 18 6 9 —- — — ВПР-9 7 450 1 200 600 2 000 7 800 23 400 100 18 7 9 — — — РВП-98 9 800 — 600 2 400 13 250 59 900 — — — 26,8 26,8 29,5 29,5 РВП-128 12 800 — — — — — —— 18 7 9 — — — — Теплообменная поверхность РВП со- стоит из гофрированных волнистых сталь- ных листов, заполняющих сектора ротора. По высоте РВП делится иа горя тую и хо- лодную части. Холодная часть, подвержен- ная низкотемпературной коррозии, выпол- няется из листов толщиной 6Л = 1,2 мм при эквивалентном диаметре набивки йэка = 9,8 мм. В горячей части 6Л =- = 0,63 мм, а с!экв == 7,8: 9,6 мм. Частота вращения ротора более 1,5 об/мин. Обте- кание листов газами и воздухом — про- дольное. Скорость газов и'г = 11 ± 2 м/с, воздуха ws — 6 -4- 9 м/с. Расположение оси ротора чаще всего вертикальное. РВП может использоваться в качестве первой ступени прн двухступенчатой схеме подо- грева воздуха. Типоразмеры и характери- стики выпускаемых РВП даны в табл. 1.4. Для снижения низкотемпературной коррозии холодной части возможно приме- нение эмалированных покрытий и исполь- зование неметаллических материалов [3]. 1.3. ПЫЛЕПРИГОТОВЛЕНИЕ 1.3.1. ХАРАКТЕРИСТИКИ УГОЛЬНОЙ ПЫЛИ В современных паровых котлах твер- дое топливо преимущественно сжигают в предварительно размельченном н подсушен- ном виде. Скорость гетерогенного горения уголь- ной пыли зависит от удельной площади поверхности F, м2/кг, которая для моио- фракционных сферических частиц диамет- ром d4, м, и плотностью р„°ж, кг/м3, равна: 6 oKa5Kd гпл ч (1.4) При размоле пыль получается поли- фракционного состава, удельная площадь поверхности которой определяют по фор- муле Fпл — IQOOFiooo пкаж гпл (1.5) где = 1,75 — коэффициент, учитываю- щий форму частиц; Fim — условная удель- ная площадь поверхности пылн, м2/кг, прн р“аж = 1000 кг/м3; f1000 (рис. 1.18) зави- сит от зерновой характеристики пылн, определяемой ее остатками Rx, %, на си- тах с различными ячейками (размером х, мкм): /?х= 100е~ЬхЛ. (1.6) Здесь b — коэффициент топкости измельче- ния (6 — (4 4- 40) • 10 '3]; п — коэффициент полидисперсиости, характеризующий равно- мерность состава пыли и определяемый из (1.6) по значениям остатков на двух си- тах (чаще по RM0 и Rx). В шаробарабан- ных мельницах (л = 0,7 4- 1,0) пыль пере- измельчается по сравнению, например, с молотковыми мельницами (л = 1,1 4-1,5). О тонкости пылн судят по остаткам R200 и Rx, значения которых наряду с другими
26 Паровые котлы Разд. 1 Таблица 1.5. Характеристика пыли основных энергетических топлив (31] Бассейн, месторождение Марка Влаж- ность пыли WnJI, % Тонкость ПЫЛИ Лэо. % Плотность топлива Относи- тельный коэффи- циент абразив- ности для ШБМ для ММ и МВ для СМ кажущаяся р ^аж>т/мЗ насыпная рнас, т/м3 т Донецкий бассейн гсш 1,5-3,0 25 33 28 1,44 0,91 2,5 Т 0,5-1,0 10 1 1 13 1,48 0,93 1,0 ПА 0,5-1,0 8 11 1,51 0,95 1,5 АШ 0,5-1,0 7 — — 1,63 1,03 1,0. ж-ппм 1,0-1,5 20 22 1,58 0,99 1,0 Кузнецкий Г 1,5-3,0 25 33 28 1,35 0,85 1,5 бассейн Т 0,5-1,0 И — 14 1,46 0,92 1,0 сс 1,8-3,5 17 — 20 1,42 0,89 1,0 Карагандинский к 0,8-2,0 18 20 21 1,48 0,93 1,0 бассейн Экнбастузское сс 1,3-3,0 15-25* 15-29* — 1,60 1,00 1,0 Ленгеровское Б 10-15 35 53 45 1,30 0,82 0,8 Подмосковный бас- Б 11-16 40 55 1,31 0,82 1,0 сейн (в целом) Трест «Черепеть- Б 11-16 40 60 — 1,34 0,84 1,0 уголь» Печорский бас- сейн: Воркутинское Ж 0,9-2,0 21 26 24 1,41 0,89 1,4 Интинское Д 3,5-5,0 25 33 28 1,50 0,95 2,0 Днепровский бас- сейн: Семеновско- Б 14-24 40 60 55 1,06 0,67 1,5 Александрий- ское Коростышев- Б 14-24 40 60 55 1,06 0,66 1,5 ское Львовско- Волын- ский бассейн Нововолынское Г 2,0-3,5 24 32 27 1,42 0,89 2,0 Бабаевское Б 14-24 40 60 55 1,01 0,64 1,0 Кизеловский бас- Г 0,8-1,5 26 — — 1,52 0,96 2,3 сейн Челябинский бас- Б 4,5-11,0 39 57 — 1,48 0,93 1,2 сейн Егоршинское ПА 0,5-1,0 9 — и 1,57 0,99 1,0 Богословское Б 9,5-14 40 60 52 1,44 0,91 2,0 Ткварчельское Ж 0,8-2,5 25 35 — 1,52 0,96 1,5 Ткибульское Г 1,5-5,0 27 40 1,46 0,92 3,0 Ангренское Б 11-17 30 48 41 1,28 0,8 1,1 Кок-Янгак Д 3,0-4,0 23 30 26 1,44 0,91 3,0 Сулюкта Б 5,0-12,0 30 48 41 1,38 0,87 0,8 Кызыл-Кия Б 10,0- 15,0 32 50 42 1,31 0,82 1,0 Шураб Б 6,5-15,0 30 47 40 1,31 0,83 0,8 Канско-Ачинский бассейн: 1,22 0,77 2,0 Ирша-Бородин- ское Б 12,0— 16,0 40 60 52 Назаровское Б 13-19 40 60 52 1,22 0,75 1,0 Березовское Б 12-16 40 60 52 1,22 0,77 Боготольское Б 14-21 40 60 52 1,15 0,72 Абанское Б 12-16 40 60 52 1,24 0,78 — * Нижний предел принимается для расположенных вблизи месторождения. отдаленных электростанций, верхний —для электростанций,
§ 1.3 Пылеприготовлениг 27 Продолжение табл. 1.5 Бассейн, месторождение Марка Влаж- ность пыли wn-', % Тонкость ПЫЛИ % Плотность топлива Относи- тельный коэффи- циент абразив- ности для швм для ММ н МВ ДЛЯ СМ кажущаяся ркаж т. 3 т насыпная риас, т/м^ т Черемховское д 2,3-4,5 28 40 32 1,44 0,91 2,2 Азейское Б 5,5-14,0 40 58 50 1,29 0,81 4,0 Гусино-Озерское Б 6,0-13,0 39 57 — 1,32 0,83 1,5 Букачачинское Г 2,0-4,0 25 34 28 1,33 0,84 2,0 Черновское Б 11,0— 16,0 38 55 48 1,22 0,77 1,5 Райчихинское Б 12,0— 19,0 38 55 49 1,22 0,77 1,5 Ургальское Г 1,3-2,5 25 28 — 1,52 0,96 3,5 Сучанский бас- Г 1.0-2,0 22 28 — 1,52 0,96 1,5 сейн т 0,5-1,0 14 — 16 1,55 0,97 1,5 Подгородненское т 0,5—1,0 12 — — 1,68 - 1,06 1,5 Артемовское Б 9,0-12,0 40 60 — 1,34 0,84 10,0 Реттиховское Б 13,0- 21,0 40 60 — 1,14 0,72 5,0 Нерюнгринское СС 2,5—3,5 19 21 22 1,44 0,91 1,0 Сангарское д 2,0-3,5 30 40 32 1,32 0,84 3,0 Верхне-Аркаго- линское д 6,0-9,0 26 — — 1,36 0,86 5,0 Анадырское д 5,5—7,5 30 1 * .— 1,32 0,83 10,0 д —— 28 — — 1,38 0,87 10,0 г — 26 35 28 1,31 0,83 3,0 Б — 40 60 — 1,32 0,83 10,0 Сланец горючий — — 35-40 35—40 — 1,61 1,01 0,67 —. — 35-10 35-40 — 1,72 1,08 0,70 Торф фрезерный — — 40 40 — 1,77 1,11 10,00 — — — — 0,80—0,90 0,40-0,50 — Рис. 1.18. Зависимость Fl<m = Р200)
28 Паровые котлы Разд. 1 Таблица 1.6. Показатели к выбору Показатель Тип схемы Замк Индивидуальная с прямым вдуванием ШБМ мм см МВ ББМ Влажность Wp, % < 16 < 35 < 16 < 40 <60 < 16 <60 <40 < 14 Съем влаги AW = W, - W™ КГ/КГ 100 - wnjl Производительность котла D, т/ч < 15 < 0,22 20 <0,15 <0,27 12 <0,43 <0,13 <0,43 > 12 <0,27 <0,1 6-50 Особенности применения Для взры- Для Сушка Сушка Для При При Для схемы во-безопас- ных углей абра- зивных углей горячим возду- хом топоч- ными газами или смесью газов н горячего воздуха сухих углей газовой сушке, 1ГПЛ>17 воз- душ- ной сушке сухих углей J характеристиками топлива приведены в табл. 1.5. Большинство элементов оборудования системы пылеприготовления, обеспечиваю- щей транспорт и храпение пыли и топлива, основаны на объемном принципе действия. Для их расчета используются значения плотности топлива (пыли): насыпной > кажущейся р*а(*л) н действительной рт^пл; , соответственно определяемые как отноше- ние массы топлива (пыли) G, кг, к ее объ- емам: К>бщ — с учетом пустот между час- тицами, Vкаж — твердых частиц с внутрен- ними порами илн VTB—только твердого материала. Коэффициент размолоспособиости топ- лива, характеризующий его склонность к измельчению, определяется по отношению расхода электроэнергии Ээт, кВт-ч/т (АШ), на помол эталонного топлива к расходу электроэнергии Э, кВт-ч/т, на помол дан- ного топлива: ^ло — ^эт/^* (1.7) 1.3.2. СИСТЕМЫ ПЫЛЕПРИГОТОВЛЕНИЯ При проектировании системы пылепри- готовления, используя физнко-химическне характеристики заданного топлива, произ- водят выбор типа и количества мельниц, типа системы пылеприготовления н пыле- питання, выполняют тепловой расчет суш- ки, находят расход сушильного агента. Да- лее определяют производительность вы- бранного типоразмера мельницы на рас- четном топливе, выбирают и рассчитывают отдельные элементы системы пылеприго- товления и вспомогательное оборудование (бункера топлива и пыли, питатели, течки, мигалки, сепараторы, циклоны, предохра- нительные клапаны, смесители, пылепрово- ды, воздуховоды и т. д.) н общее сопро- тивление тракта пылеприготовления н по- дачи воздуха [22]. По степени связи пылеприготовления и сушки топлива с котлом различают си- стемы пылеприготовления центральные н индивидуальные. Центральные системы под- разделяют на системы с пылезаводом (рис. 1.19, а), когда размол и сушку топ- лива производят на специальном предприя- тии, а готовую пыль подают на электро- станцию, и с центральной сушкой топлива (рис. 1.19,6). Индивидуальные системы пылеприготовления более многообразны н подразделяются в зависимости от способа подачи пыли на системы с прямым вдува- нием (рис. 1.20), когда пыль после мель- ницы направляется в топку, с промежуточ- ным бункером (рис. 1.21), когда пыль в горелки подается из бункера, расположен- ного между мельницей и топкой. В зави- симости от степени отделения сушильного агента от основной массы топлива систе- мы бывают замкнутые, в которых отрабо- танный сушильный агент подается в топку
§ 1.3 Пылеприготовление схемы пылеприготовлеиия [22] и мельницы. нута я Разомкнутая Индивидуальная с пылевым бункером Индивидуальная с пылевым бункером Центральные ШБМ мм ММ мм ШБМ < 16 <0,15 < 40 <0,25 < 16 <0,12 >20 < 60 <0,43 Нет ограничений То же >35 /А Л 1 S ° СО < 35 <0,22 Для сухих углей Для влаж- ных углей Целесо- образнее для АШ н Т при в>300°С Для топок с ЖШУ при недо- статке теп- лоты горя- чего воз- духа Целесообразна при при- веденной влажности WnJI®20%. При WnjI < 20 % обосно- вывается технико- экономическими рас- четами Выбор схемы произво- дится с учетом харак- теристик топлива и технико-экономических расчетов с основной массой топлива (рис. 1.20, 1.21) или помимо основных горелок в специаль- ные сбросные сопла на стенах топки (рис. 1.21), разомкнутые до размола (рис. 1.22), когда сушка производится до мельницы и отработанный сушильный агент сразу после сушки сбрасывается в газоход котла или в атмосферу, н разомкнутые после размола (рис. 1.22), когда указан- ный сброс сушильного агента производит- ся после мельницы. Кроме того, различают индивидуаль- ные системы пылеприготовлеиия'. прямого вдувания — по типу устанавливаемых мель- ниц, по наличию пылеконцентраторов; с промежуточным бункером — по концентра- ции пыли в транспортирующем агенте [с пылепроводами низкой концентрации (ПНК) и с пылепроводом высокой концентрации под давлением — ПВК, рис. 1.23, а, или под разрежением — ПВКр, рис. 1.23,6]. В качестве сушильного агента в си- стемах пылеприготовлеиия используют го- рячий воздух, продукты сгорания топлива (топочные газы) или их смесь. Температуру сушильного агента перед мельницами огра- Таблица 1.7. Выбор числа мельииц [22] Тип мельницы н схемы пылеприготоиления Паропроязводнтельность котла, т/ч 12 — 35 50 — 75 120 — 270 320 — 420 500 — 600 950 1600 2500 Схема с прямым вдува- нием: ШБМ 2 * 2 2 . — __ ММТ 2 2 2-4 3-4 4-6 4-6 6-8 8-10 МВ 2 2 2-4 3-4 4-6 4-6 6-8 8-10 СМ 2 2 2-4 3-4 4-6 4-6 6-8 8-10 Схема с пылевым бун- кером; ШБМ 1 1 1—2 ** 1-2 ** 2 2 4 6 * Для котлов с D < 50 т/ч допускается установка одной мельницы (в случае возможности ее оста- новок). ** Одна мельница — для неблочных котлов при яалнчин связи с соседними котлами по пыли.
30 Паровые котлы Разд. I Рис. 1.19. Схема центральной системы пылеприготовления: а — с центральным пылезаводом; б—с сушильным заводом: / — мельница; 2— труба сушилки; 3 — клапан-мигалка; 4 — питатель сырого топлива; 5 — отсекающий шнбер; б —бункер сырого топ- лива; 7 —циклон; 8 —вентилятор (дымосос); J—скруббер; 10 — пылеуловитель: // — реверсивный шнек; 12 — шлюзовые затворы; 13 — пылевой бункер (бункер готовой пылн) ничивают в зависимости от типа мельницы и способа охлаждения размольных ор- ганов. Выбор системы пылеприготовления определяется характеристиками топлива, требуемой сушкой, типом размольного уст- ройства и сушильным агентом и произво- дится на базе технико-экономических ва- риантных расчетов. Исходные показатели для выбора системы пылеприготовления приведены в табл. 1.6. На тепловых электростанциях наиболь- шее распространение получили замкнутые индивидуальные схемы пылеприготовления. Среди них схемы с промежуточными пы- левыми бункерами преимущественно при- меняют при установке ШБМ, а молотко- вые мельницы, мельиицы-вентиляторы.. и среднеходные, как правило, устанавливают по схеме прямого вдувания. После выбора типа мельницы и систе- мы пылеприготовления определяют коли-
§ 1.3 Пылеприготовление 3! чество мельниц на котел, а на основе теп- лового расчета — расход сушильного аген- та (gf, кг/кг) на единицу массы сырого топлива или его начальную температуру Л, °с. Число мельниц zM, устанавливаемых на котел, определяется их типом, системой пылеприготовления и паропроизводительно- стью котла (табл. 1.7.) Единичная производительность мельни- цы Вм, т/ч, определяется количеством мель- ниц и принимаемым коэффициентом за- паса: Ви = Вкйзап/им, • где Вк — расход топлива на котел. В схемах прямого вдувания предусмат- ривается постоянная работа всех мельннц, Рис. 1.20. Индивидуальная система пылеприготовления прямого вдувания: а—с молотковыми мельницами и воздушной сушкой; б — с молотковыми мельницами с газовой Сушкой (или смесью газов и воздуха); в — с молотковыми мельницами, с газовой сушкой, с пыле- Коицентраторами и сбросом сушильного агента; г — с мельиицами-вентнляторами, с газовой сушкой
32 Паровые котлы Разд. 1 Рис. 1.20. Продолжение д— с мельницами-вентиляторами, с газовой сушкой и с пылеконцентраторами; а —с шаробарабан- нымн мельницами; / — короб горячего воздуха; 2 — мельница (с сепаратором); 3, 12, /3 — присад- ка холодного (3, /2) н слабоподогретого (13) воздуха; 4 — питатель сырого топлива; 5 — бункер сырого топлива; 6 — шибера; 7 — клапан-мигалка; 3 — горелка; 9 — котел; 10 — дутьевой вентилятор; И— воздухоподогреватель; 14 — короб вторичного воздуха; /5 — взрывные клапаны; 16 — газоход; 17 — смеситель; 13 — устройство нисходящей сушки; 19 — пылекоицентратор; 20 — сбросные сопла; 21— течка возврата топлива; 22 — мельничный вентилятор; 23 — сепаратор; 24 — коллектор сушиль- ного агента (первичного воздуха) за исключением времени возможного ре- монта и снижения производительности кот- ла. При установке на котел двух мельниц производительность одной мельницы при останове второй должна обеспечить (с уче- том ее перегрузки и огрубления качества пыли) 75 % номинальной производительно- сти котла. При установке большего коли- чества мельниц в случае останова одной из них оставшиеся должны обеспечить но- минальную производительность котла.В си- стемах пылеприготовления с промежуточ- ными бункерами производительность мель- ницы (ММ. СМ, МВ) выбирается с коэф- Таблица 1.8. Выбор типа мельницы (22] Топливо Коэффи- циент размоло- способ- ности Тип мельницы Топливо Коэффи- циент размоло- способ- иости Тнп мельницы Рекомен- дуемый Заменяю- щий Рекомен- дуемый Заменяю- щий Антрацит (АШ, АСШ) Нет огра- ничений ШБМ — Продукты обо- гащения (многозоль- ные) Каменные угли Бурые угли, лигнит, торф, сланцы С 1,2 > 1,2 С 1,0 > 1,0 Нет огра- ничений ШБМ СМ ШБМ СМ МВ ММ см1 2 мм3, ШБМ4 ММ3, ШБМ5 6 ММ, ШБМ3 Полуантрациты и каменный уголь S£>6% То же ШБМ ’ — 1 Для размола на центральном пылезаводе при йдо<1,0. 2 После получения положительного опыта. 3 С Vr>28 %. « Прн SP^6 %. 5 При необходимости размола до Ддо^/0%* 6 Для бурых углей с высокой абразивностью или с йло<0,9.
§ 1.3 Пылеприготовление 33 Рис. 1.21. Индивидуальная система пылеприготовлеиия с промежуточными бункерами (замкнутая): а — с транспортом пыли сушильным агентом н с сушкой горячим воздухом; б—с транспортом пыли сушильным агентом, с газовой сушкой 2 Под ред. Григорьева
34 Паровые котлы Разд. 1 Рис. 1.21. Продолжение в —с подачей сушильного агента в сбросные сопла н с воздушной сушкой топлива; а —с подачей сушильного агента в сбросные сопла, с газовой сушкой топлива; обозначения 1—12, 14—18, 20—24 те же. что и на рис.1.2О; 13 — трубопровод рециркуляции; 19 — вентилятор горячего воздуха; 26 — питатель пыли; 26 — смеситель; 27 — трубопроводы влагоотсоса; 28 — циклон; 29 — перекидной ши- бер; 30 — реверсивный шиек; 31 — пылевой бункер
§ 1.3 П ылеприготовление 35 Рис. 1.22. Индивидуальная система пылеприготовлеиия с газовой сушкой (разомкнутая, после размола): обозначения I—I2, 14—17, 23, 24 — те же, что и нз рис. 1.20; 13 — мельничный вентилятор; 18 — золо- уловитель; 19 — смеситель; 20 — питатель пыли; 21 — пылевой буккер; 22 — реверсивный шнек; 25 — перекидной шибер; 26 — циклон; 27 — влагоотсосы фициентом запаса £эап: при двух мельни- цах—1,35, при трех—1,2, при четырех и более — 1,1 [20], в ШБМ k3an ^1,1. Тепловой расчет системы пылеприго- товления производят по сопоставлению где ДВ7 — количество влаги, испаренной из 1 кг сырого топлива, кг/кг: ДВ7 = приходных н расходных составляющих теплового баланса (Z?npx=Z?pex). кДж/кг. Приходные составляющие теплового баланса: физическая теплота сушильного агента В7! — W'njl . юо-и7™ ’ (1.12) теплота, уносимая с уходящим из уста- новки отработанным сушильным агентом, <72 = (1 + ^прс) С2^2&1» (1-13) <7c.a = giCc.aM (1.8) теплота, выделяющаяся при работе мелющих органов, <7мех = ^мехЭрзм. (1.9) теплота присосов холодного воздуха |7прс = ^прсё^Сх. В^Х. В‘ (1.10) Расходные составляющие теплового баланса: ; теплота, затрачиваемая на испарение влаги, теплота, затраченная на подогрев топ- лива, 100-Г, f с , ^пл V, ?тл 100 А1Л 100 — й7ПЛ J X (^ПЛ ---- /тл)> (1-14) <7нсп = Д1Г(2491 + 1,97/2-/пл), (1.11) потери теплоты в окружающую среду q5 задаются для каждого типоразмера мельницы. В приведенных зависимостях сс. в, Сг, Стл — теплоемкости сушильного агента пе- ред системой, за ней и сухого топлива, кДж/(кг-К) 1 /:, /г, /х. в, /тл, /плтемпера- туры сушильного агента в начале и в кон? це установки, холодного воздуха, сырого топлива и пыли, °C; V,, V" — влажности топлива в начале установки и конечная пыли, % (при отсутствии предварительной 2*
36 Паровые kotj’u Разд. 1 Рис. 1.23. Система пылеприготовления с пылепроводами высокой концентрации: а — под разрежением; б —под давлением; обозначения 1—1в, 20—31 те же, что и на рис. 1.21; 19 — турбовоздуходувка; 32 — паровой эжектор
Таблица 1.9. Шаровые барабанные мельницы [8, 22] Характеристика Типоразмер ШБМ 220/330 (Ш-6) 250/390 (Ш-10) 287/410 (Ш-12) 287/170 (Ш-16) 320/570 (Ш-25А) 370/850 (1П-50А) Диаметр барабана De, мм Длина барабана Le, мм 2 200 3 300 2 500 3 900 2 870 4 100 2 870 4 700 3 200 5 700 3 700 8 500 Производительность 1 (номиналь- ная) В, т/ч 6 10 12 16 25 50 Частота вращения пе, 1/с 21,8 20,6 19,21 19,21 17,8 17,6 Масса мельницы 2 GM, т, не более 27,5 45,0 60,0 63,0 99,0 170,0 Масса загружаемых шаров 3 Gm, т, не более 14 25 30 35 54 100 Диаметр патрубков, мм углеприемных dyr пылевыдающих dn 750 750 800, 900 800, 900 900, 1 000 900, 1 000 900, 1 000 900, 1 000 1 200, 1 350 950, 1 100 1 550, 1 700 1 250, 1 400 Тип привода Зубчатый прямозубый Зубчатый косозубый Электродвигатель: тип мощность АЭл> кВт частота вращения пзл, об/мин ' Д03-4005-842, ДА304-13-44-841 200 750 ДА304-14-42-841 315 750 ДА304-14-59-841 400 750 ДА302-1 500 750 7-44-841 800 750 СДМЗ-2-22-34-6044, СДМЗ-2-22-36-6044 1 600 100 Толщина стенок барабана 4 Зб, мм 62 61 71 71 78 90 Расчетные показатели при размо- ле АШ (йл0 = 0,95, &о = 7,0%, /?5 = 20%): Ф VMB, м3/ч мощность Мб + Адоп, кВт Эрзм> кВт-ч/т 0,19 16 400 143 23,8 0,217 25 300 253 25,3 0,171 34 700 302 25,2 0,221 40 200 429 26,8 0,239 62 000 720 28,8 0,226 116 300 1500 30,0 I Определена при размоле кусков АШ размером не более 20 мм с коэффициентом размолоспасобности ^ЛО=0,95 при Я90 = 7°/о и круностью дробления с остатком 20 % на сите с сеткой № 5 по ГОСТ 3826-66. 2 Без массы электрооборудования, шаров и вспомогательного оборудования. з Удельный расход металла шаров 0,4 кг на тонну пыли (диаметр шаров—40 мм). 4 Включая толщину брони. П ылеприготовление со
38 Паровые котлы Разд. 1 Таблица 1.10. Тангенциальные молотковые мельницы [10, 22] Типоразмер ММТ Характеристика \ IOOO/47O/IOOO; 1000/470/1000К 1000/950/1000; 1000/950/1000К 1300/(3(0/750; 1300/1310/750K 1300/2030/750; I 1300/2030/750К (500/1910/750; 1500/1910/750К 1500/2510/750; 1500/2510/750К 2000/2590/750 (600); 2090/2590/750К (600К) 2600/2550/59ЭК Диаметр ротора D, мм Длина ротора (по наружным граням крайних бил) L, мм Активное сечение ротора F, м2 Расчетная частота вращения вала п, об/мин Окружная скорость бил U, м/с Число рядов бил по длине ротора mL, шт. Количество бил в рядах mD, шт. Максимальное количество бил (без разрядки) т, шт. Ширина била Ь, мм Высота била (включая проушины) h, мм Мощность электродвигателя Аэл, кВт Максимальная температура сушиль- ного агента /с. а. °C Допускаемое давление сушильного агента перед мельницей /2с.а, Па Минимальное расстояние от оси кор- пуса до стены, обеспечивающее тор- цевой выем ротора А, мм Минимальное расстояние между ося- ми мельниц, обеспечивающее от- крытие их дверей 2 С, мм Производительность номинальная 3 В, т/ч Мощность холостого хода при пол- ном комплекте бил и открытом ро- торе Ах. х, кВт Относительная мощность А/ 0 1 000 470 0,47 980 51,4 4 4 16 . НО 200 45 350 5 000 2 260 2 900 (2820) 3,15 (1,8) 8,1 2,6 1 000 470 0,95 980 51,4 8 4 32 110 200 110 350 5 000 2 980 2 950 6,3 (3,55) 16,3 2,6 1 300 1 310 1,7 740 50,4 11 4 44 110 240 160 400 5 000 4 270 3 700 10,8 (5,6) 25,1 2,68 1 300 2 030 2,64 740 50,4 17 . 4 68 110 240 250 400 5 000 5 330 3 260 16,0 (9,0) 38,9 2,68 1 500 1 910 2,86 740 58,2 16 6 96 110 240 320 450 5 000 6 000 5 000 (4 000) 22,4 (12,6) 75,2 2,28 1 500 2510 3,76 740 58,2 21 6 126 110 240 400 450 5 000 6 400 5 000 (4 000) 28,0 (16,5) 98,9 2,28 2 000 2 590 5,18 745 1 78,1 20 6 120 120 310 800 (630) 450 10 000 7000 6 000 (5100) 45 (25) 323,1 1,73 2 600 2 550 6,63 590 80,4 16 8 128 150 310 1 250 450 10 000 7 100 5 600 80 4 (50,0) 490,4 1,72 Подмосковный уголь: Wp — = 33%, Wa = = И %; W=i-7; Аэо=55 %; инер- ционный мало- габаритный се- паратор Производитель- ность В, т/ч Удельная произ- водительность на сечение ро- тора Вуд, т/(м2 • ч) Мощность А, кВт 3,3 7,0 13,4 6,6 6,9 27,1 10,8 6,3 53,7 16,7 6,3 83,2 23,4 8,2 137 30,6 8,1 180 65,3 12,6 463,4 76,4 11,5 778,9 I Мельницы с диаметром ротора 2000 мм могут комплектоваться электродвигателями с л=600 об/мин. 2 При перпендикулярном расположении оси мельницы к фронту котла. з Производительность мельницы дается по условному бурому углю без скобок (WP=33%. Я5=20 %; ^2005=55 инерционный сепаратор), по каменному углю в скобках (экибастузский уголь с &л0=1,35; ^до —15%; центробежный сепаратор). 4 Производительность по назаровскому углю в мельнице 2600/2550/590К, а в скобках—по углю с *ло=1-1; «9б=бо %•
§ 1.з П ылеприготовление 39 Продолжение табл. 1.10 Типоразмер ММТ Характеристика 1000/470/1000; 1000/470/1000К 1000/950/1000; 1000/950/1000К ОО со II 1300/2030/750; 1300/2030/750 К 1500/1910/750; 1500/1910/750К 1500/2510/750; 1500/2510/750К 2000/2590/750 (600); 200/2590/750К (600Ю 2600/2550/590К Удельный расход электрической энергии иа раз- мол Эрзм, кВт • ч/т Скорость су- шильного аген- та и>с. а, м/с Относительная мощность Л\- 4,1 4,5 1,65 4,1 4,5 1,66 5,0 4,1 2,14 5,0 4,1 2,14 5,8 5,3 1,82 5,9 5,3 1,82 7,1 8,2 1,59 10,2 7,5 1,58 Экибастузский уголь: Wp=8 %; Wa = 2,0 %; йл0—1,35; /?9о=== 20 %; центро- бежный сепара- тор Производитель- ность В, т/ч Удельная произ- водительность на сечение ро- тора Byfr т/(м2 • ч) Мощность /V, кВт Удельный расход электрической энергии на раз- мол Эрзи, кВт • ч/т Скорость сушиль- ного агента в сечении ро- тора шс. а, м/с Относительная мощность /V/ 1,8 3,8 15,9 8,8 2,3 3,29 3,7 3,9 32,2 8,7 2,4 3,29 5,5 3,2 64,2 11,7 2,0 4,27 8,5 3,2 99,5 11,7 2,0 4,27 12,5 4,4 163,8 13,0 2,7 3,63 16,5 4,4 215,5 13,1 2,7 3,63 44,0 8,5 651,6 14,8 5,2 3,72 51,8 7,8 1 087,6 21,0 4,7 3,7 сушки IVi — Ж); £Мех — коэффициент, учи- тывающий долю энергии, переходящей в теплоту при размоле; Эрзм — удельные за- траты электроэнергии иа размол; fenpc — коэффициент присоса холодного воздуха (в долях весового количества сушильного агента); kMn, &пРс принимают по [20]. 1.3.3. УГЛЕРАЗМОЛЬНЫЕ МЕЛЬНИЦЫ Для размола твердого топлива исполь- зуют тихоходные (шаробарабаиные — ЩБМ), быстроходные (молотковые — ММ и мельницы-вентиляторы — МВ) и средие- ходные (СМ) мельницы. Выбор типа мель- ницы определяется характеристиками топ- лива (табл. 1.8). Шаробарабанные мельницы (ШБМ) могут быть вентилируемыми сушильным агентом и невентилируемыми с механиче- ской выгрузкой (ШБММ). Последние при- меняют на центральных пылезаводах. Су- шильным агентом в ШБМ могут быть го- рячий воздух, топочные газы (с начальной температурой до 900 °C) или их смесь, при этом обеспечивается работа мельницы под разрежением и температура у входной горловины (после устройств нисходящей сушки) не должна превышать 450 °C. ШБМ универсальны, их применяют преимуще- ственно на твердых, абразивных топливах, они наименее чувствительны к неулавли- ваемым металлическим включениям. Недо- статками являются повышенный расход электроэнергии иа размол и создаваемый
40 Паровые котлы Разд. I Таблица 1.11. Мельницы-вентиляторы МВ [4.22] Характеристика Типоразмер 1 100/350/1500 1600/400/1000 1600/600/1000 2120/600/750 2700/650/600 3300/800/500 Диаметр ротора D, мм 1 100 1 600 1 600 2 120 2 700 3 300 Рабочая ширина лопа- ток Ь, мм 350 400 600 600 650 800 Отношение b! Г) 0,318 0,25 0,375 0,283 0,241 0,242 Окружная скорость ро- тора (расчетная) U, м/с 84,5 82,0 82,0 82,0 83,5 84,5 Мощность электродви- гателя кВт 125 200 320 400 630 800 Производительность по сушильному агенту за мельницей Кмв. тыс. м3/ч 29 48 60 100 135 210 Коэффициент расхода <р 0,09 0,07 0,1 0,08 0,06 0,06 Предельное давление (незапыленный поток, 1= 135 °C) рв, Па Количество лопаток гл, шт. 232 263 200 245 12 275 12 288 12 Производительность В, т/ч 8,0 12,5 18,0 25,0 35,0 500 Синхронная частота вра- щения Пэл- об/мин 1 500 1 000 1 000 750 600 500 при работе шум. Характеристики ШБМ при- ведены в табл. 1.9. Молотковые мельницы (ММ) нашли широкое распространение для бурых и ка- менных углей с невысокой абразивностью на электростанциях страны вследствие простоты конструкции, ремонта, и обслужи- вания, невысокой металлоемкости н не- больших затрат электроэнергии на размол топлива. Молотковые мельницы могут до- пускать установку гравитационных, инер- ционных и центробежных сепараторов и работу под давлением до 3—4 кПа. При работе под давлением необходимо обеспе- чить плотность мельницы, исключив пыле- ния. В зависимости от конструктивного выполнения вала (сплошной или полый, охлаждаемый водой) допустимая темпера- тура сушильного агента на входе в мель- ницу может доходить до 350—450 °C (по- лый, охлаждаемый вал). В настоящее время выпускаются пре- имущественно мельницы молотковые тан- генциальные (ММТ) (табл. 1.10). Цифры в обозначении типоразмера мельниц соот- ветствуют значениям диаметра ротора, мм, его длины, мм, и синхронной частоты вра- щения, об/мин. Мельницы-вентиляторы (МВ) совме- щают размольные элементы н тягодутьевую машину, что позволяет производить отбор высокотемпературных газов (с температу- рой до 1000 °C) и использовать нх для размола высоковлажных топлив с получе- нием готовой пыли невысокой влажности, при этом температура сушильного агента на входе в мельницу не должна превышать 450 °C. Мельницы-вентиляторы снабжаются инерционными сепараторами. * Их типораз- мер обозначается также тремя цифрами: диаметр ротора, мм; рабочая ширина ло- патки, мм; синхронная частота вращения ротора, об/мин (табл. 1.11). Среднеходные мельницы пока не на- шли столь широкого применения, как ШБМ или ММ. Их внедрение сдерживалось до настоящего времени особенностями сжи- гаемых энергетических углей, характери- зующихся высоким содержанием золы, вла- ги, наличием металлических включений, недостатками конструкций. Они использу- ются для размола мягких каменных углей с б.™ >1,0 и полуантрацитов. Изготавли- ваются в основном среднеходные валковые мельницы (МВС) с горизонтальным сто- лом. Диаметром последнего, выраженным в сантиметрах, определяется типоразмер мельниц. Их характеристики приведены в табл. 1.12. Мельницы комплектуются центробеж- ными сепараторами пыли, вентилятором, имеющим общий привод с мельницей, до типоразмера МВС-140 включительно они используются при работе под разрежением, допускают температуру сушильного агента на входе до 350—400 °C.
§ 1.4 Горелочные и топочные^устройства Таблица 1.12. Мельницы валковые среднеходные |8, 22| Характеристика Типоразмер СМ МВС-90 МВС-105А МВС-125А МВС-140А МВС-180 Диаметр размольного стола Dp, мм 900 1 050 1 250 1 400 1 800 Диаметр валка (наибольший) D0, мм 690 800 950 1 070 1 360 Диаметр валка (средний) D;/’, мм 640 742 883 996 1 268 Количество валков г, шт. 2 2 2 2 2 Ширина бандажа валка Ь, мм 185 215 250 275 345 Диаметр сепаратора мм 1 650 2 000 2 400 2 800 3 350 Частота вращения размольного стола лр с, об/мин *78,2 64,6 59.48 50,60 40,2 Мощность электродвигателя при- вода мельницы и вентилятора, находящихся на одном валу, Vri .in, кВт 75 125 200 320 320 1 Синхронная частота вращения электродвигателя пм, об/мин 1 500 1 000 1 000 1 000 750 Масса комплекта мелющих эле- ментов G„.,. кг 454 784 1 226 1 786 3 160 Масса мельницы (без электро- двигателя) G,, кг 12 100 17 000 23 100 33 950 78 000 Минимальное расстояние между осями соседних мельниц 2 .4, м 3.4 4.0 4,2 4,8 6,2 Производительность3 В, т/ч 4,5 6,1 10,5 13,3 27,5 4 Максимальная температура су- шильного агента перед мель- ницей 1,- а, °C 350 350 350 350 400 Количество сушильного агента (при C.a = 250 °C)s К, а, тыс. м3/ч 9—13 15—22 24-34 36—52 50—70 Тип вентилятора ВВСМ-1У ВВСМ-2У ВВСМ-2У ВВСМ-2У, ВВСМ-ЗУ Под над- дувом 1 Только мельницы. • При их перпендикулярном расположении к фронту котла, обеспечивающем одновременный съем валков. 3 По кузнецкому углю марки 2СС с Ал0= 1.6: /?9о = 1О %; £„„ = 0.8. 4 Для экибастузского угля с £.,„=1.35; = 1,0 кг/м3; Ас = 48 %; =15 %; £„„ = 0,82. 5 Ннжний предел количества сушильного агента указан для производительности 50 %, верхний — при максимальной. 1.4. ГОРЕЛОЧНЫЕ И ТОПОЧНЫЕ УСТРОЙСТВА 1.4.1. ГОРЕЛКИ Горелки служат для ввода в топку топлива н воздуха, последующего их пере- мешивания и обеспечения устойчивого вос- пламенения горючей смеси. По аэродинамическому способу ввода компонентов горючей смеси горелки под- разделяют на вихревые, прямоточные и плоскофакельные, по типу сжигаемого топ- лива — на пылеугольные, газомазутные, га- зовые, мазутные и комбинированные пыле- угольные (пыль, газ или пыль, и мазут). Пылеугольные вихревые горелки при- меняют для сжигания практически всех видов твердого топлива, за исключением фрезерного торфа. Горелки имеют закру- чивающие аппараты, устанавливаемые в каналах ввода пылевоздушпой смеси и воз- духа. В зависимости от конструкции закру- чивающих аппаратов различают лопатноч- но-лопаточные (ГЛЛ), улиточно-лопаточ- ные (ГУЛ), улиточно-улиточные (ГУУ), прямоточно-лопаточные (ГПЛ) и прямоточ- но-улиточные (П1ТУ) горелки. Первым после индекса Г (горелка) указывается тип закручивающего аппарата по первич- ному воздуху.
Таблица 1.13. Количество и тепловая мощность горелок в зависимости от их типа, расположения в топке, паропроизводительиости котла и способа шлакоудаления [20, 21) Произво- дитель- ность котла, т/ч Тепловая мощность котла, МВт Расположение вихревых горелок Расположение прямоточных горелок вес Однофро нта льное Встречное Однофронтальное Встречное Тангенциальное ТШУ жшу ТШУ ЖШУ ТШУ жшу ТШУ ЖШУ ТШУ ЖШУ 75 58 2; 4 (15; 30) 2; 4 (15; 30) 4(15) 2; 4 (15; 30) 9* Ч (25;* 30) — — 4(15) 4(15) — 120 93 4(25) 4(25) 4(25) 4(25) 2; 3 (25) — — 4(25) 4(25) — 160 124 4; 6 (20; 35) 4(36) 4; 6 (20; 35) 4(35) 4—6 (25; 35) — — 4(35) 4(35) 4(35) 5; 7 (20; 30) 210 155 4; 6 (25; 35) 4 (35) 4; 6 (25; 35) 4(35) 4—6 (25; 35) 4 (35) — 4(35) 4(35) 4(35) 5; 10 (15; 30) 220 168 4; 6 (35) 4(35) 4; 6 (35) 4(35) 4-6 (25; 35) — 8(25) 4(35) 4(35) 4(35) 5; 10 (15; 30) 320 235 6; 8 (35; 50) 4; 8 (35; 50) 6; 8 (35; 50) 4; 8 (35; 50) 6-8 (35-50) —" 8(35) 6(50) 8(35) 4; 8 (35; 50) 9; 11 (25; 30) 420 310 6; 8 (35; 50) — 6; 8 (35; 50) 4; 8 (35; 75) 6; 8 (35; 50) —" 8; 16 (25; 35) 8(35) 8; 16 (25; 35) 4; 8 (35; 70) 10; 12 (23; 28) 500 370 — — 8; 12 (35; 50) 8(50) — — 8; 16 (25; 50) 8(50) 8; 16 (25; 50) 4; 8 (50; 100) И; 13 (26; 31) 670 580 — — 12; 16 (35; 50) 8; 16 (35; 75) — — 8; 16 (36; 75) 8(75) 8; 16 (35; 50) 8; 16 (35; 75) 14; 16 (37,5: 43) 820 600 — — 12; 16 (40; 50) 8; 16 (40; 75) — — — — — — — 1000 810 — — 12; 16 (50; 75) 8; 16 (50; 100) — — 16; 12 (50; 75) 8, 6 (50; 100) 16—24 (35; 50) 8; 16 (50; 100) 18 (45) 1650 1200 — — 12; 24 (50; 100) 10; 16 (75; 125) — — 16; 24 (50; 75) 16(75) 24 (50) 16(75) — 2650 2050 — — 32; 48 (35; 50) 16; 24 (75; 125) — — 24 (75) 16(125) 24; 32; 48 (50; 75; 100) 16(125) — 3950 3100 — —‘ 32; 48 (75; 100)' 24; 32 (100; 125) — — — 24(125) 32; 48 (75; 100) — — Прим е. В скобках указана тепловая мощность горелки МВт, для максимального и минимального чисел горелок. е ч а н и Паровые котлы Разд.
§ 1.4 Горелочные и топочные устройства 43 Таблица 1.14. Скорость пылевоздушной смеси и вторичного воздуха ы2 на выходе из горелок при номинальной нагрузке [10, 21] Тип горелок Тепло- вая мощ- ность Qr, МВт АШ, ПА, Т, СС т Каменные и бурые угли ЖШУ ТШУ ЖШУ ТШУ Oft, м/с W1/WI а>1, м/с W2/WI Wl, м/с W2/W, и>1, м/с WllWt ГЛЛ, ГУЛ, 15 16-18 1,3-1,4 20-22 1,3-1,4 18-20 1,3-1,4 ГУУ, гпл, 25 14-18 1,3-1,4* 16-18 1,3-1,4 20-22 1,3-1,4 20-22 1,3-1,4 35 14-18 1,3-1,4 18-20 1,3-1,4 22-24 1,3-1,4 22-24 1,3-1,4 50 16-20 1,3-1,4 18-20 1,3-1,4 24-26 1,4-1,6 22-24 1,3-1,4 75 18-22 1,5-1,5 — —. 24-26 1,4-1,6 24-26 1,5-1,6 100 18-22 1,4-1,5 — — 26-28 1,4-1,6 — — 125 20-24 1,4-1,5 — , 28-30 1,4-1,6 — — ГПУ 25 — — — — — — 18-20 1,2-1,3 30 — — — — 18-20 1,2-1,3 ГПЧг 30 — — — — — — 24-26 1,4-1,8 45 — — — — — — 24-26 1,4-1,8 65 — — — м — — 24-26 1,4-1,8 ГПЧв 25 20-22 1,3-1,4 — — 22-23 1,7-1,8 15—18 ** 40—45 *** 35 22-24 1,4-1,6 — — 22-24 1,8-2,0 15-18 ** 45-50 *** 50 23-25 1,5-1,6 — — 23-25 1,8-2,0 15-18 ** 45—50 *** 75 — — — —. 25-26 1,8-2,0 16—18 ** 50—60 *** 100 — — — — гпо 15 — — 20-22 1,2-1,4 22-23 1,7-1,8 22-23 1,7-1,8 25 20-22 1,2-1,4 20-22 1,2-1,4 22-23 1,7-1,7 22-23 1,7-1,8 35 22-24 1,4-1,6 22-24 1,4-1,6 22-24 1,8-2,0 22—24 1,8-2,0 50 23-25 1,5-1,6 23-25 1,5-1,6 23-25 1,8—2,0 23-25 1,8-2,0 75 — — — — 25-26 1.8-2,0 25-26 1,8-2,0 100 — — — — — — 25-26 1,8-2,0 125 — — 25-27 1,8-2,0 ГПЦ пф 20 22-26 1,3-1,6 22-26 1,3-1,6 26-28 1,4-1,6 22-26 1,4-1,6 35 26-28 1,4-1,6 26-28 1,4-1,6 26-28 1,4-1,6 26-28 1,4-1,6 50 26-28 1,4-1,6 26-28 1,4-1,6 26-28 1,7—18 26-28 1,4-1,6 75 26-28 1,7-1,8 26-28 1,4-1,6 26-28 1,7-1,8 26-28 1,7-1,8 100 28-30 1,7-1,8 — , 28-30 1,7-1,8 — — Прямотой- 15 — — — " ' 23-25 1,4-1,5 23-25 1,4-1,5 ные, ВСС 20 — — — —. 24-26 1,5-1,7 24-26 1,5-1,7 35 — — — —. 24-26 1,5-1,7 24-26 1,5—1,7 45 — — — — 25-27 1,6-1,8 25-27 1,6-1,8 * Меньшие значения и/з/ид—для топлив с меньшим выходом летучих. •* Для влажных топлив при сушке газами и размоле в МВ. *** Ббльшие значения—для топлив с WP>50 %. Направление вращения потоков пер- вичного и вторичного воздуха одина- ково, прн этом по внутреннему кана- лу (каналам) подается пылевоздушная смесь. Конструктивные схемы вихревых горе- лок приведены на ряс. 1.24. Рекомендуемое число горелок на ко- тел, значения скоростей по первичному (ач) н вторичному (а)з) воздуху даны в табл. 1.13, 1.14. Прн тепловой мощности горелки Qr 40 МВт и схемах пылеприготовле- ння с прямым вдуванием подводы вторич- ного и первичного воздуха (рис. 1.25) к горелкам выполняют сдвоенными, а подачу первичного воздуха к одной горелке осу- ществляют от различных мельниц. Сдво- енный подвод вторичного воздуха целе- сообразно применять для возможности регулировки процесса смешения топлива с воздухом при работе котла на пониженных нагрузках. В этих же целях закручиваю- щий аппарат по вторичному воздуху мо- жет выполняться с поворотными лопат- ками. Интенсивность перемешивания, дально- бойность факела, стабилизация горения в вихревых горелках во многом зависят от крутки потоков, определяемой конструк- тивным параметром крутки пк закручиваю- щих аппаратов.
А-А 3 • Рис. 1.24. Вихревые горелки: а — улиточно-лопаточные с двойным каналом по вторичному воздуху; б — улиточно-улнточиые; в — лопаточно-лопаточные; г — прямоточно-лопаточные; д — прямоточно-улиточные; I—II1 — вводы первич- ного, вторичного воздуха и воздуха для охлаждения центрального канала; 1 — канал ввода форсун- ки; 2 — ввод охлаждения; 3 — улитка первичного воздуха; 3' — подвод первичного воздуха; 4, 5 — вводы вторичного воздуха; 4 — улитка вторичного воздуха; 6 —ребро жесткости? 7 — закручиватель лопаточный; 8 — элемент крепления; 9—11 — соответственно каналы подачи воздуха на охлажде- ние, первичного и вторичного воздуха; 12 — устройство днстаицнонирующее; 13 — рассекатель
§ 14 Горелочные н гоночные устройства Рис. 1.25. Вихревая горелка ГЛЛ со сдвоенными каналами ввода первичного и вторичного воздуха (обозначения те же, что и на рис. 1.24) Для аксиально-лопаточных завихрите- лей (рис. 1.26, а) ^/2(dH^)( ft «к = -—п----tg Р; ^рв (1.15) для улиточных (рис. 1.26, е) "К='~7Г“ (1.16) для тангенциальных лопаточных (рис. 1.26,6) яДрв Г sin рл 1 Пк lb^ “ 180 /. , 180 \ ’ I sin --cos I рл + —— J J «л \ гл z (1.17) При числе лопаток гл > 16 Прв «к = Й^Рл. (Ы8) Равновеликий диаметр DPB, м, отно- сится к кругу, площадь которого равна проходному сечению канала: (1-19) Для горелки, включающей несколько кольцевых концентрических каналов, сум- марная крутка потока Г («zP.-a’foOpBz) пг == ---------------- (1.20) гДе DrB = V^-Dl; здесь Di) = d0 — внутренний диаметр, м (см. рис. 1.24, 1.25); n,-, р, W, DpBi — соответ- ственно параметр крутки, плотность, кг/м3, Рнс. 1.26. Конструктивные схемы закру- чивающих аппаратов: а — аксиального; б — тангенциального; в — ули- точного
46 Паровые котлы Разд. 1 Таблица 1.15. Параметры крутки первичного и вторичного воздуха для вихревых горелок [11, 20, 21] Вид топлива Параметр крутки Спо- соб шлако- уделе- ния п\ Улит- ка Лопа- точный аппа- рат АШ, ПА, Т, 2СС, ICC 3,5-4 2,0— 2,5 4-5,5 Жид- кий Каменные Г, Д, ГСШ и бурые 3,5-4 2,0- 2,5 3-3,5 То же Типа экибастуз- ского 1,5 1,5 3-3,5 Твер- дый Т, СС, неокис- ленные угли шахтной до- бычи 1,5 3,5-4 То же Бурые угли 1,5 1,5 2,5-3 скорость, м/с, н диаметр круга, эквива- лентного площади 1-го канала горелки; р — общее число кольцевых каналов. Для прямоточного подвода пылевоз- душной смеси л = 0. Численные значения рекомендуемых параметров крутки даиы в табл. 1.15. Втулочное отношение D0/Da = 0,2 ч- 0,35; для сдвоенных горелок D0/Ds = = 0,3 Ч- 0,35; при сжигании слабореакци- онных топлив марок Т, СС, окисленных уг- лей Ро/Оа = 0,2 Ч- 0,3. Во избежание обгорания лопаток на- правляющих аппаратов их заглубляют внутрь горелки на величину L = (0,3 ч- 0,4) Ра. В топках с жидким шлакоудалением амбразуры выполняют цилиндрическими, при твердом шлакоудалении и сжигании углей с Уг > 30 % (кузнецкие Г, Д, ГСШ) канал первичного воздуха может быть пря- моточным, а выходная часть иметь диф- фузорный участок с углом раскрытия 15— 20° и длиной до 300 мм. Горелки изготавливают из СтЗ; улит- ки по первичному воздуху могут быть ЛИ- ТЫМИ; выходную часть амбразуры во из- бежание обгорания насадков выполняют из листовых сталей 03Х25Н2510Т нли 20Х23Н18. Прямоточные горелки классифициру- ются по способу ввода первичного и вто- ричного воздуха. Различают горелки с од- носторонним вводом (ГПО), а также с че- редующимися (Ч) по высоте вводами пыли и воздуха по горизонтальным (ГПЧг) и вертикальным каналам (ГПЧв). Конструктивные схемы указанных вы- ше горелок приведены иа рис. 1.27. Реко- мендуемые значения скоростей даны в табл. 1.14. Горелки типа ГПО применяют для сжигания как слабо-, так и сильнореакци- онных топлив, ГПЧг и ГПЧв — для ка- менных (Рг > 30 %) и бурых углей [18, 19]. Подвод вторичного воздуха к горелке может быть одно- и двусторонним, а пы- левоздушной смеси — по одному или не- скольким пылепроводам. Число горелок выбирают по табл. 1.13. При проектировании горелок с пери- ферийной подачей пылевоздушной смеси (рис. 1.27, а) по технологическим сообра- жениям ширина каналов первичного воз- духа должна быть больше 45 мм. При высоте горелки h > 1,5 м рекомендуется подвод вторичного воздуха с двух сторон, а деление пыли по каналам осуществля- ется пыледелителем слоистого типа. В це- лях равномерной раздачи воздуха по вы- соте горелки в каналах устанавливают направляющие перегородки. Предельно до- пускаемое значение h/bo sg 3,5 Ч- 4. Для исключения отложения пыли в каналах ар sS 9 ч- 10°. Плоскофакельные горелки (ГПЦ пф) с центральным (Ц) вводом первичного воздуха применяют для сжигания АШ, ПА, Т, каменных и бурых углей. Конструкция горелки зависит от степени реакционной способности топлива (рис. 1.28). Угол встречи струй вторичного возду- ха 50—60°. Расстояние между соплами вторичного воздуха и расстояние от иих до точки пересечения струй находится в пределах 2,2—2,8 диаметров их выходной части. Меньшие значения, включая и угол встречи, принимают для слабореакционных топлив (АШ, ПА, Т, СС). Горелки двух- поточиые — по вторичному воздуху и одно- или двухпоточные — по первичному. Рекомендуемые значения скоростей в этих горелках приведены в табл. 1.14. По принципу действия к плоскофа- кельным горелкам может быть отнесена горелка ударного типа МЭИ. Под углом «2 = 20 ч- 50° здесь ориентированы только каналы вторичного воздуха. Меньшие зна- чения «2 рекомендуются для слабореакци- онных топлив. Область их применения — бурые и каменные угли с Уг 5= 28 %. Горелки с плоскопараллельными струя- ми применяют на котлах, укомплектован- ных системами пылеприготовления прямого вдувания с молотковыми мельницами и гравитационными сепараторами при сжига- нии фрезерного торфа, бурых, а в ряде случаев и каменных углей марок Г и Д [20, 23]. Различают системы с одной и двумя горелками на мельницу (рис. 1.29). Пер- вую из них применяют при расположении оси ротора мельниц под углом (до 20°) или перпендикулярно фронту котла.
§ 1.4 Горелочные и топочные устройства 47 Видя Вид Е IL А-А И П Я П А-А горелки с цент- Ьц/2 Рис. 1.27. Прямоточные ральным (а), периферийным (б) и од- носторонним (в) вводами вторичного воздуха и с чередующимися по высоте вводами пылн н воздуха ГПЧг (г) и ГПЧв (<Э): 1 — канал вторичного воздуха; 2 — обмуров- ка; 3 — канал первичного воздуха; 4 — на- правляющий аппарат; 5 — подвод первичного воздуха; 6 — труба экрана; 7 — элемент креп- ления; 8 — фланцы соединительные; 7 и II — см. рис. 1.24 а) Iff Горелки имеют камеру предварительного смешения, длина которой к,с^ 0,141г, (1+ц) (1-21) где Gi, Он — расходы первичного и вто. рнчиого воздуха, кг/с; Гь Тг— температу. ры сушильного агента за мельницей и вто. ричного воздуха, К; цв. п, Ц — концентра- ции водяных паров и топлива в сушильном агенте, кг/кг. Выполнение условия (1.21) исключает возможность загораний из-за возникновения в камере смешения обрат- ных токов. Длина прямого участка камеры смешения обычно принимается равной 0,4— 0,5 м; скорости: первичного воздуха — Wt— IO-т- 12 м/с, аэросмеси на выходе из горелки — на основании рекомендаций табл. 1.16.
48 Паровые котлы Разд. 1 Рис. 1.28. Плоскофакельные го- релки для низкореакционных (а) и высокореакционных (б) топ- лив и горелка ударного типа (в): 1 — ввод вторичного воздуха; 2 — ввод пылевоздушной смеси; 3 — газообраз- ное топлиао; 4 — обмуровка; 5 — тру- ба экрана; 6 — ЗЗУ; 7 — ввод форсун- ки; 8 —- лючок; 9 — направляющие ло- патки; / и If — см. рис. 1.24 Значение скорости вторичного воздуха рассчитывается из условия равенства количества движения в сечении 0-0 и на выходе из горелок I-I. На установленных топках котлов D = 50 -j- 320 т/ч, = = 40 70 м/с. Таблица 1.16. Скорость аэросмеси на выходе из амбразуры горелки топок с ППС waM6> м/с [20{ Топливо Паропроизводительность котла D, т/ч 30 — 75 75-100 160-210 320 Фрезторф и сланцы Бурые и камен- ные угли 16-20 15-18 20-25 18-22 25-30 22—26 30-35 26-30 Газомазутные горелки подразделяют по вводу топлива, аэродинамической орга- низации факела, количеству воздушных по- токов, типу завихрителей, способу ввода газа в поток воздуха, характеру подвода воздуха к горелке, месту ввода газов ре- циркуляции. Конструктивные схемы основ- ных типов горелок приведены на рис. 1.30. Для котлов паропроизводительностью D 100 т/ч с давлением пара рпе 9,8 МПа ОСТ 108836.06.82 устанавли- вает унифицированный ряд вихревых горе- лок с номинальной тепловой мощностью, кратной 15 МВт; 15, 30, 45, 60, 90 МВт (допускаемое отклонение ±15 %). Данные горелки (рис. 1.31) предназначены для сжигания газа с теплотой сгорания = = 34,8 — 44 МДж/м3 и мазута марок М40 — Ml00-по ГОСТ 10585-75. Давление, температура и вязкость мазута перед фор- сунками определяются ГОСТ 23689-79.
§ 14 Горелочкые и топочные устройства 49 Рис. 1.29. Горелки с пло- ско-параллельными струями: а—двухструйная; 5 —одно- струйная; 1 — подвод вто- ричного воздуха; 2 — рассе- катель; 3 — каналы первич- ного воздуха; 4 — обмуров- ка; 5 — труба экрана; 6 — камера смешения; 7 — на- правляющие лопатки Рис. 1.30. Конструктивные схемы вихревых горелок для сжигания газа и мазута: п — унифицированная газомазутная горелка (ГМУ); б — горелка для сжигания природного и кок- сового газов и мазута; в — газовая горелка; /—форсунка мазутная; 2—коллектор газовый; 3, 4 — завихритель соответственно внешнего и внутреннего каналов; 5 — короб воздушный; 6 — запальник, запально-защитное устройство
50 Паровые котлы Разд. 1 Горелки комплектуются паромеханиче- скими форсунками по ОСТ 108.836.03.80. При уменьшении коэффициента рабочего регулирования до 1,5 допускается при- менение механических форсунок по ОСТ 108.836.04.80 [12. 17]. В соответствии с [12] унифицированные горелки имеют коэффициент регулирования по тепловоз мощности не менее 3,3, а ко- эффициент гидравлического сопротивле- ния— не выше 4 при общем перепаде дав- ления в пределах 2500 Па. На номинальной нагрузке и расчетных коэффициентах избытка воздуха химиче- ский недожог не превышает 0,1 %, а ме- ханический--0,2 %, скорость воздуха в уз- ком сечении амбразуры при этом ном = = 33 4- 55 м/с. На нижнем пределе на- грузки ЖЯ11 > 18 м/с. При нок = -= 35 м/с условие шв. мя„ > 18 м/с дости- гается подачей газов рециркуляции через горелку (рис. 1.32). На 100%-ной нагруз- ке котла степень рециркуляции газов г = = 54-20% (в среднем 12—15%). При минимальной нагрузке предельно допусти- мое значение гП1!РД определяется условия- ми устойчивости процесса горения. Темпе- ратура горячего воздуха /г. в = 150 4- 350 °C, газон рециркуляции, отбираемых перед воздухоподогревателем, 6Р = 300 4- 400 °C. При числе горелок на котел гг % 8 предпочтительным является индивидуаль- ный подвод воздуха к горелке (см. рис. 1.31, а), а при а, > 8 — от общего ко- роба (см. рис. 1.31,6). В последнем случае скорость воздуха в коробе не должна пре- вышать Ю м/с. Отношение количества воздуха, пода- ваемого в топку через периферийный (внешний) канал горелки, к количеству воздуха во внутреннем ее канале К при- нимается равным одному-двум. Доля воз- духа, проходящая через центральный ка- нал, g:1 — 0,03 4-0,05, а через внутренний gt = —д-— gu- Скорость воздуха на выходе из периферийного канала и>2 = = 35 4- 55 м/с, из внутреннего ш, = = (0,5 4- 0,7) wp, скорость газов рециркуля- ции wp = u>2, а газа в газоподводящем кольцевом канале шг 60 м/с. Рис. 1.32. Газомазутная унифицированная горелка с каналом ввода газов рецирку- ляции: 1—6 —см. рис. 1.30; 7 — короб газов рециркуля- ции
§ 1.4 Горелочные и топочные устройства 51 Таблица 1.17. Размеры унифицированных газомазутных (ГМУ) горелок [12] Горелка Di О2 В3 D4 L 4 ГМУ 15 510 520 325 150 89 700 420 ГМУ 30 640 730 530 325 245 815/1415 820/590 ГМУ 45 840 970 730 325 245 1000/1730 1040/800 ГМУ 60 950 1080 730 325 245 1400/2000 1040/800 ГМУ 90 1080 1220 730 325 245 1800/2450 1040/800 Горелка L2 li 1*г ^3 b ГМУ 15 1660 250 340 350 450 270 920 ГМУ 30 2225/2945 380/610 510/930/780 435 450 315/495 1300 ГМУ 45 2610/3545 520/760 700/1140/990 480 450 380/605 1600 ГМУ 60 3000/3815 620/760 700/1140/990 850 450 545/700 1700 ГМУ 90 3400/4285 620/800 700/1140/990 1060 450 760/855 2100 * В дроби первая цифра относится к индивидуальному подводу воздуха, вторая —к подаче воздуха от общего короба и вводу рециркуляции газов вместе с воздухом, третья —к вводу рециркуляции через канал горелкн. Примечания: I. Горелки с подводом воздуха от общего короба выполняются, начиная с еди- ничной мощности 30 МВт. 2. В числителе дроби для размеров L, Lj, £2 и т. д. даны значения размеров для горелок с подво дом воздуха по индивидуальным коробам, в знаменателе —при подводе воздуха от общего короба» Параметр крутки горелки пг опреде- ляется из уравнения Vi/VQ = 0,18 4- + 0.6 (1.22) где Z/Da «2 — относительное расстояние от амбразуры, на котором осевая скорость составляет 30 % максимального значения на выходе из горелкн; V./Vo — относитель- ное количество эжектируемых струей газов. Обычно V'r/V'o — 1 4-2, большие значения характерны для горелок с тепловой мощ- ностью, равной или более 60 МВт. Параметр крутки потока во внутрен- нем канале с лопаточным завихрителем nt — (1,25 4- 1,5)ггг; при осевом завихрите- ле его значение рассчитывается по (1.15). Для периферийного канала с тангенциаль- но-лопаточным завихрителем параметр крутки 8* «2 = «Г I (Fi + Fz) I ~7~—+ ”~ L V &i P2 (1.23) где F2 и Ft — площади периферийного и внутреннего кольцевых каналов, м2; g2, gi — доли воздуха в периферийном и внут- реннем каналах от общего расхода воз- духа. Величина д2 является отправной прн выборе конструктивных характеристик за- вихрителя. Принятые значения W2, m, п2 долж- ны обеспечивать расхождение между рас- четными коэффициентами сопротивления внешнего и внутреннего каналов, не пре- вышающее 10 %. Расчет сопротивлений каналов, выбор числа и диаметров газораздающих отвер- стий проводят по рекомендациям [12]. Раз- меры горелок унифицированного ряда при- ведены в табл. 1.17. Комбинированные горелки устанавли- ваются на котлах, сжигающих поперемен- но или совместно твердое топливо и ре- зервное (газ, мазут). При работе одновре- менно на основном и резервном топливах во избежание больших потерь с механиче- ским недожогом рекомендуется подачу различных топлив осуществлять в разные ярусы горелок [12]. 1.4.2. ТОПОЧНЫЕ УСТРОЙСТВА По виду сжигаемого топлива разли- чают топки для сжигания твердых, жидких и газообразных топлив. Твердое топливо сжигается в слое или в пылевидном состоянии. Слоевые топки делятся на топки с неподвижным, высоко- или низкотемпературным кипящим (псев- доожиженным) и циркулирующим слоем, пылеугольные — на топки с твердым н жидким шлакоудалением (ТШУ н ЖШУ).
52 Паровые котлы Разд. 1 В крупных энергетических котлах при- менение находят пылеугольные и газома- зутные топки, где реализуется факельный способ сжигания топлива. Область приме- нения слоевых топок ограничивается кот- лами D 35 т/ч и топливами с Q„ > > 14,6 МДж/кг, с кипящим слоем — котла- ми D s- 420 т/ч (за рубежом £>=700 т/ч). Независимо от вида сжигаемого топ- лива конструкция топочных устройств дол- жна отвечать следующим требованиям [12, 20, 21]: быть технологичной в изготовлении, удовлетворять требованиям блочности по- ставки и монтажа, ремонта, эксплуатации и техники безопасности; обеспечивать экономическую и надеж- ную работу в заданном диапазоне нагру- зок для топок с ЖШУ 60—100 % для ка- менных и бурых углей, 70—100 % для АШ, ПЛ, Т; для топок с ТШУ 50—100 %, а в схемах прямого вдувания без отключения мельниц 60—100 %, для газа и мазута 40-100 %. давать выбросы оксидов азота и дру- гих токсичных соединений на уровне, не превышающем установленные нормы; исключать по условиям организации процесса горения возможность высокотем- пературной коррозии металлов при обяза- тельном обеспечении избытка воздуха в го- релках на всех нагрузках не ниже агор=1 для газа, мазута и агор = 1,05 для твер- дого топлива; иметь по возможности равномерное распределение тепловых потоков по пери- метру топки, особенно в котлах с мембран- ными цельносварными панелями; допускать растопку, кратковременную работу, а в необходимых случаях и работу па резервном топливе (для пылеугольных топок — совместное сжигание твердого топ- лива с газом или мазутом); гарантировать безаварийную работу между установленными сроками капиталь- ных ремонтов. Помимо этого, топки с ТШУ должны обеспечивать бесшлаковочную работу ра- диационных и конвективных поверхностей нагрева котла. Пылеугольиые топки. Способ шлако- удаления выбирают, исходя из реакцион- ных свойств топлива (выход летучих), теп- лоты сгорания (QP), физико-химических свойств золы (плавкость, вязкость). В настоящее время топки с ЖШУ при- меняют для сжигания малореакционных топлив типов АШ, Т, ПА, СС, а в ряде случаев — бурых и каменных углей типов назаровского, ирша-бородинского, донец- кого ГСШ, кузнецкого, имеющих «основ- ной» состав шлака [(5Ю2+А12Оз)/(Ре2О3+ +СаО + MgO)] < 1 и температуру нор- мального жидкого шлакоудалеиня /„ ж si 1450 °C [21]. Топки с твердым шлакоудалением при- меняют для сжигания бурых, каменных уг- лей, фрезерного торфа и сланцев. Эти топ- ки в подавляющем большинстве случаев имеют призматическую форму (рис. 1.33). В нижней части — «холодной воронке», где происходит охлаждение и грануляция шла- h(Ba) Рис. 1.33. Схемы компоновки горелок топок с ТШУ: а — фронтальная; б—боковая; в — встречная; г — встречно-смещенная; д — тангенциальная с одним вихрем; е — то же с двумя вихрями; ж, з — то же прн расположении в ярусе восьми и шести горелок
Горелочные и топочные устройства 53 Таблица 1.18. Рекомендуемые конструкции топок с твердым шлакоудалением [20] Расположение горелок Рекомендуемое топливо Мощнос-'ь топочного устройства, МВт Однофронтальное с вихревыми и плоскофакельными горел- Каменные угли с выхо- дом летучих > 12 % Для нсшлакующих углей до 370 ками То же с прямоточными горел- Фрезерный торф, сланцы До 235 ками ППС То же с прямоточными крупно- сопловыми горелками при Бурые угли, фрезерный торф До 810 прямом вдувании аэросмеси с газовой сушкой Встречное с вихревыми или Тощие, бурые, каменные Для каменных и бурых углей плоскофакельными горел- угли до 3100 ками Тангенциальное с прямотой- Тощие каменные угли С плоскофакельиыми горел- ными и плоскофакельными горелками (Тг> 12 %) ками до 235; с прямоточными до 3100 Встречно-смещенное с прямо- Каменные угли (Уг До 170 при схемах лылеприго- точными горелками ^20 %), бурые угли, сланцы товлення с прямым вдува- нием и 810 при схемах с пром- бункером пыли Встречное с крупносопловыми горелками Каменные угли (Уг^20°), бурые угли До 810 С тангенциальным расположе- нием прямоточных горелок при использовании пылекон- центраторов Бурые влажные угли с Vr 50 %, окислен- ные бурые угли с по- н ижеиной теплотой сго- рания летучих (типа бакинских) До 2100 ка, скаты выполняют с наклоном 50—52° к горизонту. Глубина устья холодной во- ронки йв = 1 -г- 1,2 м. Крупные котлы (D 1600 т/ч) могут иметь две воронки. В последнем случае расстояние от устья воронки до места пересечения осей ниж- него яруса горелок с осью топки должно быть не менее 10 м. Через холодную воронку удаляется около 5 % золы, содержащейся в продук- тах сгорания. Горелки располагают на стенах топки в несколько ярусов (от одного до четырех) по фронтальной, встречной, встречно-сме- щенной или тангенциальной схемам компо- новки (рис. 1.33). Рекомендации по выбору типа горе- лок й способ их компоновки в зависимости от вида сжигаемого топлива и тепловой мощности топочного устройства даны в табл. 1.18. Надежная работа топок с ТШУ во многом определяется отсутствием шлако- вания экранных поверхностей. Одним из определяющих в этом отношении парамет- ров является предельное значение теплд- напряжения лучистой поверхности экранов в зоне активного горения q„. г, МВт/м2 (табл. 1.19). По допускаемому значению [?л. г] определяют высоту зоны активного горения /ia. 7 (рис. 1.33). В общем случае ^а. г ~ гярАяр, (1-24) где гяр — число ярусов горелок; h„p — рас- стояние (по осям) между ярусами горе- Таблица 1.19. Тепловое напряжение лучистой поверхности [?л. г] в зоне активного горения, МВт [20] Расположение горелок Топливо одно- фронталь- । ное 1 встречное танген- циальное Бурые шлакую- щие угли (бе- резовские, кан- ско-ачииские, подмосковные) 0,7 0,8-0,87 0,8-0,87 Каменные угли типа ГСШ * 0,8-0,9 0,9-1,0 0,9-1,0 То же СС 1,15 1,15 1,15 То же типа эки- бастузского 1,15 1,23 1,23 I Меньшая цифра —дли шлакующих углей.
54 Паровые котлы Разд. 1 Таблица 1.20. Температуры в конце активного горения 03 г, °C [20] Топливо ^ном °-5Л,КОМ Бурые угли (канско- ачииские, подмо- сковные) * 1250-1300 1150 Каменные угли ти- пов Г, Д, ГСШ 2 Экибастузский уголь типа СС 1400-1500 1300-1400 1550 1400-1450 I Меньшее значение “Для березовскнх углей. 2 Меньшее значение — для шлакующих углей. лок. Для одноярусной компоновки (гяр = == I) Ла. г — ЗРа, ИЛИ /1а. г = ЗЛ, Где Ра и h— соответственно диаметр амбразуры вихревой и высота прямоточной горелок. Высота зоны активного горения Ла. г >. г] (1 ~Н Ч1 /'Фер) ат^т + 2г^г 2 («т Д- Лт) (1.25) Здесь В — расход топлива на котел, кг/с; QP — теплота сгорания топлива. МДж/кг; ф', фер — коэффициенты тепловой эффек- тивности экранов со стороны факела и хо- лодной воронки (ф'-=0,1 для бурых уг- лей при прямом вдувании и ф' — 0,2 — для остальных топлив, фср принимают по табл. 1.36 § 1.53); ат. 6Т — ширина и глу- бина топки, м; гг — число горелок; fr — площадь амбразуры горелки, м2. Таблица 1.21. Механический недожог в конце зоны активного горения [20] Топливо Коэффи- циент поли- дисперс- ностн п ’а. г, % Тощий уголь: /?9о=10% Каменные угли: 0,9 10 Ег — 24 %; «90=12 15 1,0 7 Гг = 40 %; /?90=25 ч- 30 1,0 8 Бурые угли: = 55; /?тооо < 1>5 1,0 5 Ограничивается и уровень температур газов на выходе из активной зоны как по условиям отсутствия шлакования (макси- мальная нагрузка), так и по устойчивости горения иа сниженных нагрузках (до 60 %). Рекомендуемые значения Оа. г при- ведены в табл. 1.20. Температуру г в общем случае опре- деляют на основании позонного теплового расчета топки [25, 28]. В первом прибли- жении = а. г q₽ + Qb + ятл + гн - q6 “ (Рс)г + г (Vc)r. рц 5.67-10-4(71^ ВР[(Ис)г + г(ГС)г.рц] • Здесь механический недожог в конце зоны активного горения (qa, г) определяется по табл. 1.21, а в топке (?4)—по табл. 1.22. ТШУ [20, 28J Таблица 1.22. Расчетные характеристики топок с Топливо Коэффициент избытка воздуха в топке ат Допустимое значение ду, МВт Потеря теплоты от недожога, % Доля золы, уносимой газами, д» ун химического Ч механиче- ского АШ, ПА, Т, 2СС 1,2-1,25 1 0,14 0 6—42 0,95 Т, 2СС 1,2-1,25* 0,16 0 2 0,95 Каменные угли 1,2 0,175 0 1,0—1.53 0,95 Отходы углеобогащения 1,2 0,160 0 2—З3 0,95 Бурые угли 1,2 0,19 0 0,5-13 0,95 Фрезерный торф 1,2 0,16 0 0,5-13 0,95 Сланцы 1,2 0,115 0 0,5-1 0,96 I Большие значения —при транспортировке пылн горячим воздухом. 2 Меньшие значения —для ПА. з Меньшие значения —при приведенной зольности Ап<1,43. Примечание. Уменьшение производительности до 70 % не снижает экономичности горения, при 50 %-ной нагрузке q* возрастает в 1,5 раза для всех топлив, кроме торфа и сланцев.
§ 1.4 Горелочные и топочные устройства 55 Теплота QB, вносимая с воздухом в топку, кДж/кг, определяется по (1.47), а топливо //тл — по (1.42). Потеря теплоты со шла- ком, кДж/кг, Q6 = ?6QS (1-27) учитывается в топках с ТШУ только при Др < Q^/бЗО; значение ?6 рассчитывают по (1.41); коэффициент теплового изучения ет топки рассчитывается по (1.53); г, Н— доля и энтальпия газов рециркуляции, вво- димых в топку; (Ус)г, (Ус)—средние сум- марные теплоемкости газов, определяемые по (1.48) при ,& = '&а г и избытке воздуха а"г = ат + Дат. Значения ат даны в табл. 1.22, а присосы в топку принимают равными нулю для газоплотных котлов н 0,05 для котлов с натрубной обмуровкой. Величина •ф/7 » фср^ст. а. г + + 1) oT6Tj, (1.28) где Fct. а. г — площадь поверхности стеи, ограничивающих зону активного горения, м2. Для выполнения рекомендаций табл. 1.20 можно варьировать как значе- ния величии йа. г и 9л. г, так и долей газов рециркуляции г. По условиям устойчивости горения твердых топлив рециркуляция га- зов в горелки целесообразна при содержа- нии летучих Уг > 35 % и Qp > 13,5 МДж/кг. Выполнение условий 9Л.Г<[9ЛГ], &а. г< < *^а. г. макс и *^а. г > *^а. г. мни необходимо, ио недостаточно для отсутствия шлакования. Необходимо, чтобы плотность тепловыде- ления в поперечном сечении топки FT — — arbT, МВт/м2, 9f = BQ₽/FT (1.29) и на ярус горелок, МВт/м2, 9 F яр = W2«p 0-30) находились в пределах, указанных в табл. 1.23. По условиям выжига топлива ограни- чивается и объем топки Ут. Предельно до- пустимые значения теплонапряжения объ- ема, МВт/м3, 9v = BQP/Kt (1.31) приведены в табл. 1.22. Расчет высоты (объема) топки с учетом выгорания при- водится в [20]. Рекомендации по размещению горелок даны в табл. 1.18 и 1.24. Топки с жидким шлакоудалеиием включают зоны активного горения и рас- плава шлака и охлаждения газов. Для обеспечения высокого температурного уров- ня газов экраны топок в зоне активного горения ошиповываются и покрываются ог- неупорной обмазкой. В советской энергетике наибольшее распространение получили однокамерные открытые и полуоткрытые топки (рис. 1.34, а, б), в меньшей степени — двух- камерные вихревого типа (рис. 1.34, г, е). Циклонные топки (рис. 1.34, ж, з) в силу конструктивной сложности нашли ограни- ченное применение. Топки с ЖШУ оборудуются вихревы- ми, плоскофакельиыми и прямоточными Таблица 1.23. Допустимые зиачеиия теплового наприжеиия сечения топок и яруса горелок при сжигании пылевидных топлив [20, 21, 28] Число ярусов горелок Способ шлакоуда- леиня Топливо МВт <7*?»”мГ' 1гкал/(м2.ч)1 1 ТШУ Шлакующие каменные и бурые угли 2,3 (2,0) Нешлакующие угли (типа эки- бастузского) 3,5 (3,0) 1-2 ЖШУ АШ, ПА, Т, 2СС 5,2 (4,5) Каменные угли Г, Д, ГСШ, 6,4 (5,5) ICC, бурые угли 2-4 ТШУ Нешлакующие типа экибастуз- ского 6,4 (5,5) Шлакующие каменные и бурые угли 3,5 (3) D < 1000 т/ч; 4 (3,5) D < 1650 т/ч; 4—4,6 (3,5—4,0) £> > 1650 т/ч
56 Паровые котлы Разд. 1 Таблица 1.24. Компоновочные размеры горелок в топке в зависимости от способа шлакоудаления [1, 20, 21] Наименование ТШУ ЖШУ Вихревые горелки при встреч- ном или однофронтальном рас- положении Расстояние между осями го- релок Sr, м: [(1,8-2)+ 0,35гаг]Ра при одноярусном располо- жении (1,8 + 0,2пГ) Da при многоярусном распо- ложении ((2,0—2,4) + 0,35/гг] Оа (1,8 + 0,35nr) Da Расстояние между ярусами по вертикали йяр, м* Не менее Sr (0,7-1,0) Sr Расстояние от оси крайних го- релок до примыкающих стен Ser, м Расстояние от оси горелок нижнего яруса до начала ската холодной воронки й,-. х, м: Sr 0,7Sr при коридорном располо- жении; (2,0-2,5) Z?a (1,8-2,0) Da при расположении тре- угольником вниз на боко- вых стенах Прямоточные горелки при тангенциальном или блочном расположении 2 (0,8-1,0) Da (0,8—1,0) Z?a Ширина амбразуры Ьо, м Расстояние от нижней кромки амбразуры иижнего яруса горелок дб начала ската хо- лодной воронки или начала пода й„. к, м: (0,07-0,08) ат для котлов D < 4000 т/ч и (0,05-0,06) аг для Ь < 1600 т/ч прн поворотных горелках 460 — при неподвижных Зйо ( 2 4- 2,8) bo Высота горелки или горелоч- ного блока h (или йбл), м 4Ь0 4b0 Условный диаметр крутки dy, м (0,08—0,10)ат 3 (0,14-0,18) аг Расстояние между горелками Й1, м Угол наклона горелок к экра- > 2,5Ь0 > 2,5£>'o Не менее 40° He менее 40° ИУ Расхождение между наибольг шими и наименьшими угла- ми наклона осей горелок (2гор. яр 2^ 6) Прямоточные крупносопловые горелки при встречном или однофронталъном расположе- нии 1 Не более 10° He более 10° Расстояние между осями го- релок по горизонтали Sr, м (3-3,5) Ьо —
§ 1.4 Горелочные и топочные устройства 57 Продолжение табл. 1.24 Наименование ТШУ ЖШУ Расстояние от нижней кромки амбразуры горелкн до на- чала ската холодной ворон- ки, м Плоскофакелъные горелки 2,5&о — Расстояние между осями го- релок Sr, м (4-6) bQ (4-6) Ьо Расстояние от оси крайних го- релок до примыкающих стен Ser, М (4-6) ba (4-6) Ьо Глубина топки 6Т, м — (12—14)60 Относительная высота горелок h/b0 3—5 3-5 расстояние от нижнего среза горелкн до начала ската хо- лодной воронки или пода Лн. Ki м (3—4) Ьд (3-4) Ь„ Расстояние между ярусами1 Встречно-смещенная компонов- ка прямоточных горелок J Не менее 860 Простенок между горелками Н — Sr — 6о, м (0,12-0,16) 6Т (0,18-0,22) Ь-г Расстояние между осями го- релок Sr, м >3,550 4,05о Расстояние от крайних горе- лок до прилегающих степ Sct, м 1,7Н Sr Относительная высота горелок Й/&0 2-5 2-5 Расстояние от горелок нижне- го яруса до середины холод- ной воронки или начала по- да Лв, ^-б, м Плоскопараллельные прямоточ- ные горелки 4Й 2ft Калибр горелки Ьо, м . D, т/ч: 75 160-210 210-320 0,35 0,32-0,4 0,4 - 0,45 — Расстояние между горелками по осям Sr> м ЗЬо + 0,4, но не менее 1 м — Относительная высота горелок h/b0 4-6 —• Расстояние от пижией кромки амбразуры до начала ската холодной воронки hr. х, м 1-1,5 — Угол наклона горелок к го- ризонту а, град 0-10 10-15 Угол наклона осей горелок крайних мельниц к центру топки Р, град 12-18 15-20 Расстояние от оси крайней го- релки до боковой стены SCT, м4 >0,8; > 1,5 > 1,5 1 Расстояние между осями ярусов горелок должно удовлетворять условию цЛ г]« 2 Горелкн ТШУ компонуются воздушными каналами к стенам топки, а при ЖШУ-внутрь топки. 3 Для ВСС число ярусов горелок не более 2. 4 Меньшие значения при двух горелках на мельницу.
58 Паровые котлы Разд. 1 Рис. 1.34. Конструктивные схемы топок с ЖШУ: а — открытая; б — полуоткрытая с встречным расположением горелок; в — то же с v-факелом; г — двухкамерная вихревая НПО ЦКТИ; д — двухкамерная с тангенциальной компоновкой горелок; е — двухкамерная МЭИ с пересекающимися струями; ж, з — с горизонтальным и вертикальным цикло- нами; /—горелка; 2 — граница ошнловкн камеры сгорания (б—е) илн активной зоны; <3—камера охлаждения; 4 — ввод первичного воздуха; 5 — то же вторичного; 6 — шлакоулавливающий пучок; 7 — циклон горелками, располагаемыми в один илн два яруса. Расчетные характеристики топок даны в табл. 1.25, рекомендации по типам топок, горелок, схемам пылеприготовления и тонкости помола в зависимости от вида сжигаемого топлива приведены в табл. 1.26. Значения теплового напряжения сече- ния топки определяются по (1.29), а объема топки qv— по (1.31). Теплонапря- жеиие (или высота активного горения) для открытых топок определяется пр (1.25). При расчете теплонапряжеиия объема ка- меры горения qVY в знаменатель (1.31) подставляется значение объема камеры го- рения и расплава 14. г. Размеры зоны активного горения вы- бирают из условий обеспечения необходи- мой температуры факела г иа выходе из зоны в расчетном диапазоне нагрузок; обычно 1,О8Го,где Го— температура истинно жидкого состояния шлака, К (см. [18]). Число горелок и скорости по первич- ному и вторичному воздуху выбирают по табл. 1.13 и 1.14. По [21] для сжигания углей типов АШ, ПА, Т, 2СС, 1СС в топках с вихре- выми горелками рекомендуются при проек- тировании горелки типа ГЛЛ, а для ка- менных углей типов Г, Д, ГСШ и бурых — типа ГПЛ. Параметры крутки по первич- ному и вторичному воздуху даны в табл. 1.20. Тангенциальная схема компонов- ки горелок с односторонней подачей топ- ливовоздушиой смеси рекомендуется при сжигании АШ, ПА и Т в топках с тепло- вой мощностью до 810, а каменных и бу- рых до 2050 МВт; для плоскофакельных горелок эти цифры соответственно равны 3100 и 3070 МВт. Рекомендации по размещению горелок в топке (камере горения) приведены в табл. 1.24. Под в топках с ЖШУ выполняют со слабым наклоном к горизонту. Для пря- моточных котлов он равен 8°, а для бара- банных— не менее 15°. Количество и диаметр шлаковых ле- ток определяют из условий предельной удельной нагрузки периметра летки: ВАрашл ялп</л. 100 < (L32) где В — расход топлива, кг/ч; Ар — золь- ность топлива, %; ашл — коэффициент шла- коулавливания (табл. 1.25); пл — число ле- ток; <1Л—диаметр летки (обычно 0,5—1м). Для однокамерной топки [рл] —500 кг/(м>< X ч), для двухкамерных, циклонных и дру- гих форсированных топок [рл] — — 2500 кг/(м'Ч). Возможность применения жидкого шла- коудаления, равно как и возможность по- лучения жидкого шлака иа сниженной на- грузке или при переходе иа сжигание нерасчетного топлива, определяется иа ос- новании методики, изложенной в [21]. Газомазутиые топки в большинстве случаев' выполняются призматическими от- крытого типа (рис. 1.35). Под имеет на- клон к горизонту от 8 до 15° дли примо- точных и не менее 15° для барабанных котлов.
§ 1.4 Горелочные и топочные устройства 59 Таблица 1.25. Расчетные характеристики топок с ЖШУ {21] Тнп топки Топливо Коэффи- циент избытка воздуха в топке “т Тепловое напряжение Недожог, % Доля- уносимой золы аун объема топки qy, МВт камеры горения <7 VK МВт «з Открытые АШ, ПА 1,2-1,25 0,145 0,58-0.7 0 3-4 0,85 Т, 2СС 1,2-1,25 0,185 0,58-0,7 0 1,5 0,8 Каменные угли 1,2 0,185 0,75-0,87 0 0,5 0,8 Бурые угли 1,2 0,210 0,75-0,87 0 0,5 0,5—0,8 Полуоткрытые АШ, ПА 1,2-1,25 0,170 0,58-0,7 0 3-4 0,85 с пережимом Т, 2СС 1,2-1,25 0,200 0,58-0,7 0 1,0 0,8 Бурые угли 1,2 0,230 0,70-0,93 0 0,5 0,6-0,8 Каменные угли 1,2 0,200 0,75-0,87 0 0,5 0,6—0,7 С горизонталь- Каменные и бу- 1,1-1,2 0,35 1,3 0,5 2—5 * 0,1-0,15 ными цикло- рые угли, Ас > 5-10 нами > 8 %: дробленка, ^н. ж < 1400 С С вертикаль- АШ, QS > 5,1 1,1-1,2 0,30-0,35 0,53-0,87 0 — 0,2—0,4 ** иыми цикло- нами МДж/кг, Ар < 5; каменные и бурые угли, Ас > 8 % Двухкамерные Каменные угли 1,15-1,2 0,20 0,7-0,8 — 0,5 0,3-0,6 топки Бурые угли 0,23 • В числителе и знаменателе первая цифра отвечает грубой пыли бурых и каменных углей, вторая — дробление тех же топлив. *• Большие значения— для АШ. Таблица 1.26. Рекомендуемые типы топочных устройств, мельниц и схем пылеприготовления для котлов с ЖШУ [21] Топливо Топка Схема пылеприготовления /?90* % Кюоо % АШ, ПА, Кг < 8 % Однокамерная с встречным расположением вихревых или плоскофакельных горе- лок Полуоткрытая с встречным расположением вихревых или плоскофакельных горе- лок Полуоткрытая с восьмигран- ными предтопками ПО «Сиб- энергомаш», с тангенциаль- ным расположением горелок, с односторонним вводом воз- духа Полуразомкнутая или ра- зомкнутая с промежуточ- ным бункером, с подачей пыли горячим воздухом (ШБМ) Для сжигания шламов — разомкнутая схема пыле- приготовления (ШБМ) То же 7-8 7—8 0 0 Т, V 2СС, = 8+ 17%; Уг= 17 + 25 % То же Полуразомкнутая с про- межуточным бункером, с подачей пыли горячим воздухом или ПВК (ШБМ) 10-12 0
60 Паровые котлы Разд. 1 Продолжение табл. 1.26 Топливо Топка Схема пылеприготовлеиия /?9П, % R1 000> % Каменные угли ма- рок Г, Д, ГСШ. ICC, V’ = 25-МО % Бурые угли Однокамерная с встречным расположением вихревых или плоскофакельных горе- лок, с тангенциальным рас- положением горелок Полуоткрытая с восьмигран- ными прсдтопками ПО «Сиб- энергомаш» н тан1 социаль- ным расположением горелок То же Однокамерная с встречным расположением вихревых или плоскофакельных горе- лок. с тангенциальным рас- положением горелок С промежуточным бун- кером и подачей пыли мельничным воздухом или ПВК (ШБМ) То же Полуразомкнутая или разомкнутая с промежу- точным бункером, газо- вой сушкой и подачей пыли горячим воздухом или ПВК (ШБМ) Полуразомкнутая с пыле- коннентратором (ММ) 15—20 15-20 55 55 0 0 1.5 1.5 Наиболее распространенным способом компоновок газомазутпых вихревых горе- лок являются однофронтальиая, встречная (рис. 1.35. а, б). Известна подовая компо- новка (рис. 1.35, г). Кроме вихревых горелок возможно при- менение прямоточных с организацией сжи- гания в двухкамерных топках (рис. 1.34, г, е) при одностороннем расположении горе- лок. К достоинствам схем, изображенных на рис. 1.34,г и д, следует отнести пони- женный выброс оксидов МО, в атмосферу по сравнению с допускаемым \'ОЛ = = 600 мг/м’ (ат=1,03, г — 15 %, s£7 МВт/м2). По нормативным методам [12, 28] зна- чения допускаемого теплового напряжения сечения топки qp и на один ярус горе- лок qFafJ не должны превышать для бара- банных котлов 4 и 2 МВт/м2. Т а б л и ц а 1.27. Компоновка газомазутных горелок в топочной камере [12| Компоновочный размер Типы горелок Вихревые, унифицированные Прямоточные Одиофронтальное расположение Встречное расположение Одиофронтальное расположение (рис. 1.34, е) Расстояние между осями горе- лок Sr, м (2.5 -3)Оо (2,5-3)Da (3,5 — 4) Ьо Расстояние от осей крайних го- релок до ограждающих по верхностей S,, м >3D„ ^3,3DO 0,5Sr Расстояние от пода до осей нижнего яруса hr м >2,50 ^3Da HKr-~h Глубина топки Ь,, м >7О„ (12-I5)fto Угол наклона горелок а, град — Равен углу наклона ската камеры горения Тепловое напряжение объема топки qv, МВт/м’ До 0,3 До 0,3 До 0,3 То же камеры горения qVK г, MBt/mj — — 0,7
§1-4 Горелочные и топочные устройства б; Рис. 1.35. Конструктивные схемы газомазутных топок: <7 — с односторонним расположением горелок (возможно размеще- ние горелок на задней стене); б — встречное расположение горе- лок; в — с горизонтальными циклонами; г — подовое расположение горелок Тепловое напряжение топочного объ- ема qv = 0,25 -4- 0,35 МВт/м3. Рекомендации по компоновке горелок даны в табл. 1.27. 1.4.3. РАБОТА ТОПОК НА ПЕРЕМЕННЫХ РЕЖИМАХ В систему оперативного регулирова- ния при сжигании твердого топлива вхо- дят: регулирование нагрузки и качества по- даваемого топлива в топку. Контрольный показатель—нагрузка котла; регулирование избытка подаваемого воздуха. Контрольный показатель — сред- нее содержание кислорода в дымовых га- зах (определяемое по кислородомеру). Вспомогательными показателями являются расход или давление воздуха в общем воз- духопроводе перед или за воздухоподогре- вателем, сопротивление воздухоподогрева- теля по воздушной стороне; регулирование расхода первичного воз- духа. Для схем с прямым вдуванием кон- трольные показатели — расход сушильного агента на мельницу, давление в распреде- лительном коробе за сепаратором. Для схем с промежуточным бункером кон- троль осуществляют по давлению в распре- делительном коробе первичного воздуха или по общему расходу первичного воз- духа. При наличии ПВК расход первич- ного воздуха изменяется вместе со вто- ричным; регулирование загрузки топливом и вентиляции мельничных систем. Контроль- ные показатели: для схем с прямым вдуванием — сте- пень загрузки мельницы топливом по по- требляемой мощности, а для СМ — до- полнительно ее аэродинамическое сопро- тивление; расход сушильного агента; температура сушильного агента перед и за мельницей; для схем с промежуточным бунке- ром — аэродинамическое сопротивление мельницы при ее неизменной вентиляции; расход отработанного сушильного агента за циклоном; температура за мельницей; при газовой и газовоздушной сушке — еще и перед мельницей; оперативная коррек- тировка режимных показателей (включе- ние, отключение ярусов, блоков, отдельных горелок, использование растопочного топ- лива н ,т. д.). К наладочному регулированию и кон- тролю относят: настройку равномерного распределения первичного, вторичного н сбросного воз- духа по горелкам, контроль по показаниям предварительно оттарированных расходо- меров; настройку равномерного распределения пыли по горелкам, контроль частоты вра- щения пылепитателей (в схемах с проме- жуточным бункером), перепада давления в расходомерных соплах (аэропитателях), температуры аэросмеси перед горелкой (по- дача пыли горячим воздухом). Надежность работы топки при пере- менных режимах должна быть подтверж- дена расчетной оценкой ее надежности по устойчивости процесса горения [20], выходу жидкого шлака (для топок с ЖШУ) [21] во всех рабочих диапазонах котла н си- стемы пылеприготовления. В газомазутных топках в систему ре- гулирования входят: обеспечение разверки коэффициентов избытка воздуха по горелкам на уров- не, не превышающем ±5 % среднего по топке, при ведении режима горения у границы появления химического не- дожога, контроль показаний кислородо- мера; регулирование расхода воздуха, кон- троль давления в воздушном коробе или сопротивления по воздушной стороне воз- духоподогревателя, регулирование расхода топлива — по давлению в газовой маги-
62 Паровые котлы Разд. 1 страли или давлению в тракте мазутопро- вода. Вспомогательный показатель — указа- тель расхода топлива — мощность на пе- рекачку мазута; регулирование тонкости распыла — по давлению пара и мазута. К наладочному регулированию относят тарировку воздухопровода, горелок, расхо- домеров газа и мазута, определение кор- невого угла распыла форсунок, нахож- дение тарировочных характеристик форсу- нок. 1.4.4. ТОКСИЧНЫЕ ВЫБРОСЫ В АТМОСФЕРУ К наиболее распространенным токсич- ным соединениям, выбрасываемым в атмо- сферу при сжигании топлив в котлах, от- носятся оксиды азота NOX и сернистый ангидрид SO2. Однонаправленное воздей- ствие на организм человека указанных со- единений делает необходимым соблюдение условия CSO, пдк^7+ ПДК^1’ (,-33) где ^sOj и — максимальные концен- трации оксидов SO2 и NOX в приземном слое воздуха, рассчитываемые по [30]; пре- дельно допустимые концентрации ПДКзо2= = 0,5 мг/м3, ПДКМО =0,085 мг/м3. Выбросы оксидов серы и азота под- считываются по уравнениям AfSo2 e 20BSp 0 — ’IsOj) (1 ~ ’IsOj): (1-34) AfNox =* bQh&nox (1.35) T а блица 1.28. Доля SO2, связанная с летучей золой [21] Топливо ’’sOs Экибастузский уголь 0,02 Эстонские сланцы 0,8 Остальные сланцы 0,5 Торф Каиско-ачинские угли: 0,15 березовский Б 0,5/0,2 остальные 0,2/0,05 * Другие топлива 0,1 * В числителе для твердого, а в знаменателе для жидкого шлакоудаления. В (1.34) и (1.35) В — расход топлива, кг/с; 5₽ _ содержание серы в рабочей массе топ- лива, %; 1)SO2 и 1)SO2 — доли оксидов серы, связанных с летучей золой и улавливаемых в мокром золоуловителе; Qp — теплота сго- рания топлива, МДж/кг; kNO — удельный выброс оксидов азота NOX в пересчете иа NOj, г/МДж. Численные значения T)so2 даны в табл. 1.28; значение TJso2 принимается равным 0,8-0,9. Удельные выбросы оксидов азота для всех азотсодержащих топлив складываются из топливных и воздушных й“о2 удель- ных выбросов оксидов азота: + *££,. (1-36) Таблица 1.29. Удельные выбросы оксидов азота, кг/ГДж Параметры котла Вид топлива Мазут Газ Каменные угли Бурые угли D, т/ч Рпе' МПа ^пе’ “С рг>22 % УГ < 22 % Экиба- стуз- ский HZn < 3,8 %/(МДжкг-1) 3,8 < МУП<6 %/(МДж-кг-1) 160-220 9,8 560 0,25 — — 0,22 0,2 0,12 — 210-820 13,8 560 0,25 __ 0,25 0,22 0,2 0,12 — 640-670 13,8 545 545 0.28 0,28 0,25 0,22 0,2 0,13 0,13 950-2650 25,5 545 545 0,28 0,28 0,25 0,25 0,2 0,13 0,13 Независимо от пара- 0.23 0,23 0,25 0,2 0,2 0,13 0,13 метров котла Примечание. Для углей с > 0,5 %/(МДж-кг выбросы увеличиваются иа 0,05 кг/ГДж.
§ 1.4 Горелочные и топочные устройства 63 В табл. 1.29 приведены значения /гХОг> кг/ГДж, рекомендуемые ГОСТ 26943—86 для различных котлов, выпускаемых до и после 01.01.91 г. Значение Т^длятопоксТШУ определяется по (1.26), а для топок с ЖШУ в первом приближении может быть взято равным т" г = 1,О8Го, где То — температура истинно жидкого состояния шлака. На рис. 1.36 приведены номограммы для приближенной оценки количества вы- бросов топливных и воздушных оксидов азота, а также их концентраций и Ско2 в пересчете на коэффициент избыт- ка воздуха а = 1,4. Номограммы построе- ны в зависимости от типа горелки, избыт- ка воздуха в пылевоздушной смеси (Хь степени рециркуляции газов г, температу- ры газов на выходе из зоны горения Г а г, соотношения скоростей ио первичному и вторичному воздуху (а,2/а.'|). Связь между и устанавли- вается соотношением k —с —— fiNO2-l-NO2 ор < (1-37) где — объем дымовых газов при коэф- фициенте избытка воздуха сх. м”/кг; — см. (1.25). Путями снижения КОД являются сни- жение коэффициента избытка возтухй в горелке и в первичном воздухе, увеличение рециркуляции газов, снижение температур- ного уровня факела, уменьшение единич- ной мощности горелок, затягивание про- цесса перемешивания вторичного поздуха и пылевоздушной смеси, интенсивный под- вод газов к корню факела в их перемеши- вание с топливовоздушной смесью на эта- пе воспламенения топлива. = 0у9(зки.дастузски.и СС) Рис. 1.36. Номограммы приближенной оценки количества выбросов топливных (а, б) и воздушных оксидов азота (в) для вихревых (а) и прямоточных горелок (б): 1 — бикинский уголь БЗ; 2 — подмосковный Б2; 3 — каиско-ачинскИй; 4 — азейскнй, торф; 5—-АП1. ГСШ, кузнецкие Г, Д, СС, экнбастузский СС, иеллонгринский, карагандинские К, ПП, гуенноозер- ский БЗ; 6—“Кузнецкие Ж, К, ОС, ПП; N“— приведенное содержание азота в топливе
64 Паровые котлы Разд. 1 '0р5 0,35 0,25 0,15_ 1900 1500 1800 2000 2100 0,9 0,8 0,1 0,6 0.5 г ыо2, ^УТ1 V 0,1 0 0 к TnJ1 к no2 ^/^•/^кг/мдж 0,2 0,5 0,6 0,8 1,0 1,2 1,4 1,6 1,8 2,0 -----------~-------------------------------^30 1,20 1,15 1,10 1,05 1,00 0,95 0,90 0,85 0,80 4г Л' б) 0,05 0,10 0,15 0,20 0,25 0,30 Nn,Kf-103%/f«,№ кДж 0ри.мер:^п=0,05;<х.г=1,05-)<х.1=0,3; Tv = 1800K;t^0%; кг”^ =0,15 кг/НДж (зки.<5а.стузски.й. СО) - Cr^QZ = 0,39 с/гР Рис. 1.36. Продолжение Рис. 1.36, Продолжение
§ 1.5 Тепловой и аэродинамический расчеты котла С5 1.5. ТЕПОВОИ и аэродинамический РАСЧЕТЫ КОТЛА 1.5.1. ТЕПЛОВАЯ СХЕМА И ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ТЕПЛОВОГО РАСЧЕТА КОТЛА Тепловая схема котла — совокупность проектных решений по последовательности и взаимному расположению поверхностей нагрева в его газовом тракте, организации движения в них среды (пара, воны, воз- духа) и способу регулирования температу- ры пара. На тепловую схему оказывают влияние тип котла, его паропроизводитель- ность, параметры пара, вид топлива и его характеристики, наличие промежуточного перегрева пара, способ сжигания топлива. Пример тепловой схемы котла П-67 дан на рис. 1.37. Паропроизводительность кот- ла D, т/ч, параметры свежего пара: дав- ление рпе, МПа, и температура /пе, °C, а также температура промежуточного пере- грева пара определяются по ГОСТ 3619-82 Рис. 1.37. Тепловая схема котла Пп-2650-25-545 БТ (П-67) для энергоблока 800 МВт: ВП — воздухоподогреватель; ПВ — питательная вода; ВЭ — экономайзер; ПТ — подвесные трубы; HP4f и НРЧ11 — нижние радиационные части 1иП хода; ВРЧ — верхняя радиационная часть; ФБЭ — фестон боковых экранов; ПОТ — потолочный экран; ЭФ — экраны фронтовой и задней стен горизонтального газохода; ЭКГ — экраны конвективной шахты; ППТО — теплообменник паровой; Ш1—ШШ — пер- вая — третья ступени ширм соответственно; Bnpl. BnplI — впрыскивающие пароохладители I и II; А/7/7 — конвективный пакет пароперегревателя; ШНД — ширма низкого давлении; КПНД — конвек- тивные пакеты низкого давления 3 Под ред. Григорьева
66 Паровые котлы. Разд. 1 Т а б лица 1.30. Значения параметров среды в характерных точках пароводяного и газовоздушного трактов котла [29] Расчетные параметры в характерных точках Рекомендуемое значение выбираемой величины Причины ограничений и обеспечиваемые условия Пароводяной тракт котлов сверхкритического давления Энтальпия среды на выходе из НРЧ /»нрч’ КДЖ/КГ Суммарный расход впрыска Двпр> % Впрыск перед выходным па- кетом перегревателя, % (меньшие значения для газа и мазута) Приращение энтальпии в вы- ходном пакете перегрева- теля пара высокого давле- ния ДЛвых, кДж/кг Суммарное приращение эн- тальпии пара в поверхно- стях после встроенной, за- движки Дй, кДж/кг Приращение энтальпии в па- кете промежуточного пе- регревателя, включенного после ППТО Приращение энтальпии пара низкого давления в ППТО А^ппто’ кДж/кг Д:р. макс (40 60) 6-8 2-3 160-200 545-630 50 % общего тепло- восприятия перегрева- теля с учетом при- ращения энтальпии в ППТО 120-160 Пароводяной тракт прямоточных Степень сухости пара на вы- ходе из НРЧ х, % Энтальпия пара на выходе из выносной переходной зоны hn з , кДж/кг Впрыск £>впр, % Энтальпия воды на выходе из экономайзера h", кДж/кг Предупреждение пережога труб вы- ходных панелей НРЧ Надежность регулирования темпера- туры перегрева при снижении на- грузки, а также прн подаче на котел топлива с нерасчетным составом Снижение теплогидравлической раз- верки в зоне высоких температур пара и уменьшение инерционности регулирования выходной температуры пара Надежность пусковых режимов и ре- гулирования температуры пара Стабильность регулирования темпе- ратуры промежуточного перегрева- теля Обеспечение температуры промежу- точного пара при сниженных нагруз- ках котлов высокого давления 70-80 <ач +(62-85) 6-8 й'ае-(130-165) Отсутствие пережога труб выходной части НРЧ Отсутствие попадания влаги в пере- гревательную зону ВРЧ при снижен- ной нагрузке котла См. рекомендации по котлам СКД настоящей таблицы Отсутствие двухфазной среды на вхо- де в коллектор НРЧ Пароводяной тракт барабанного котла Допустимый процент кипе- ния воды на выходе из экономайзера, % Снижение энтальпии пара в регуляторах перегрева Дйрег, кДж/кг Энтальпия воды на выходе нз первой ступени эконо- майзера йэ1, кДж/кг Не более 15 65-85 <ас-(165-210) Гидродинамическая устойчивость в выходных витках экономайзера Надежность регулирования темпера- туры пара при снижении нагрузки или работе на нерасчетном топливе Равномерная раздача водьг по змее- викам второй ступени, снижение те- пловой разверки
Теплоеой и аэродинамический расчеты котла Продолжение табл. 1.30 Расчетные параметры в характерных точках Рекомендуемое значение выбираемой величины Причины ограничений и обеспечиваемые условия Газовоздушный тракт Температура горячего воз- духа /г. в, °C См. табл. 1.31 Надежность процесса горения, орга- низация сушки топлива, рациональ- ность компоновки конвективной шахты Температура воздуха па Не ниже температуры Отсутствие низкотемпературной кор- входе в воздухоподогре- конденсации водяных розии несменяемой горячей части ватель /вп, °C паров. Принимается по условиям обеспе- чения /ст. мин > 1р воздухоподогревателя; общее сниже- ние коррозии холодной части Температура воздуха на вы- ходе из первой ступени двухступенчатого возду- хоподогревателя Температура газа на выходе из топки f>T, °C: ta. в + (30-40) Обеспечение минимально допустимого температурного напора на холодном конце экономайзера первой ступени твердые топлива газ, мазут Температура газа перед вы- См. табл. 1.32 1250-1330 Из услопмя предотвращения шлако- вания полурадиацнонных или конвек- тивных перегревателей Не более 800—850 для Из условия обеспечения надежности ходной частью проме- жуточного перегревателя а' °C VnpOM’ ъ обеспечения выполне- ния условия /«<[/„] работы металла труб Температура газа перед первой поверхностью, рас- положенной в опускном газоходе, Оп к, °C См. табл. 1.33 Предотвращение загрязнений липкими отложениями поверхностей нагрева. Температура газов перед второй ступенью воздухо- подогревателя ОЕП и, °C Не более 515—530 Отсутствие окалннообразования труб- ной доски Температура уходящих га- зов 0уХ, °C См. табл. 1.34 Экономичность работы котла и от- сутствие низкотемпературной кор- розии Примечания: I. В таблице приняты следующие обозначения: йср макс”знтальпия среды, отве- чающая максимальной теплоемкости, кДжГкг; h uh" —соответственно энтальпия воды, нагретой нас нас до температуры кипения, и энтальпия сухого насыщенного пара, кДж/кг; <ст. мин —минимальная темпе- ратура стенки металла, “С; [*ст] — допустимое значение температуры металла; tp—температура точки росы, °C. 2. При выполнении в барабанном котле кипящего экономайзера необходимо обеспечить плавное регулирование подачи питательной воды в экономайзер, 3. Максимально допустимое значение впрыска определяется из условия прочности металла труб по- верхности нагрева перед впрыском, 4. Температура уходящих газов котла должна выбираться на базе результатов технико-экономиче- ского расчета с учетом обеспечения минимальных суммарных затрат на топливо, металл воздухоподогре- вателя, тягу, дутье н защиту металла воздухоподогревателя от низкотемпературной коррозии. (см. табл. 1.1), а параметры промежуточ- ного пара на выходе из турбины — по данным раздела. В целях снижения металлоемкости, по- вышения экономичности и надежности ра- боты поверхностей нагрева котла темпера- туры газов, рабочей среды (воды и пара), воздуха в определенных местах пароводя- ного и газовоздушного трактов должны 3* поддерживаться в пределах, указанных в табл. 1.30. Тепловой расчет котла проводится по методике (28] н может быть конструктив- ным и поверочным. Задача конструктивного расчета заклю- чается в определении размера радиацион- ных, полурадиацнонных и конвективных поверхностей нагрева, обеспечивающих но-
68 Паровые котлы Разд. I Таблица 1.31. Рекомендуемые значения температуры горячего воздуха 120, 21] Схема пылеприготовления Топливо * Температура горячего воздуха, °C ЖШУ ТШУ Топки с замкнутой схемой Каменные, СС и тощие 350-400 ** 300-400 *♦* пылеприготовления и воз- душной сушкой Топки с разомкнутой схемой угли АШ, ПА, Т, 2СС Бурые угли, фрезерный торф *4 Сланцы АШ, ПА, Т, 2СС 400 -450 400—420 350—400 250-300 350 пылеприготовления Топки с замкнутой н полу- разомкнутой схемами пыле- приготовлеиия и сушкой топлива газами Г, А, ГСШ, ICC Бурые угли 350-400 *5 350—400 350-400 *« Все топлива 300-350 *г * Классификация топлива дана в кн. 2, разд. 7; см. также (22, 28, 311. ** Для ЖШУ такие же значения в принимаются и для полуразомкиутых схем с воздушной* сушкой. *** Большие значения—для окисленных и тощих углей. Для торфа с >50% /г< в = 400 °C. *8 Большие значения—для углей кузнецких месторождений. *в Только для иолуразомкнутых схем. *7 Большие значения —при высокой влажности топлива. Таблица 1.32. Допускаемые средние значения температур газов, °C, перед ширмами и вертикальными пароперегревателями, расположенными в соединительном газоходе 1 [20] Топливо Характеристика первичных отложений Перед ширмами (иа уровне середины выходного окна) Перед конвективной частью перегревателя Цельносвар- ные ширмы Гладкотруб- ные ширмы Донецкие угли: АШ, ПА, Т Рыхлые 1200 1150 1000 Г, Д Прочные 1100 1100 950 Подмосковный Б 1100 1100 1000 Кизеловскнй Г 1100 1100 1000 Экибастузскнй: Ас — 45 50 % Рыхлые 1200 1200 1100 Ас < 45 % Отсутствуют 1250 1250 1100 Назаровский, ирша-бородин- Прочные 1050 1050 900 ский, березовский Кузиецкие Г, Т, СС Рыхлые 1200 1150 1000 Ангреиский Б Прочные 1050 1050 900 Фрезерный торф » 1000 1000 900 Сланцы северо-западных ме- 1000 1000 900 сторождений 1 Для твердых топлиа, не указанных в таблице, где ^ — температура начала деформации ми- неральной части топлива.
§ 1.5 Тепловой и аэродинамичесьиа расчеты котла f>'j Таблица 1.33. Допускаемые значения температур газов, °C, перед первой по ходу газа поверхностью нагрева в опускном газоходе котла [28] Топливо Расположение труб шахмат- ное коридор- ное Шлакующие угли 800 * 850 Нешлакующие угли 900 950 -Сланцы северо-запад- ного месторождения 600 700 ' * Прн S; —d > 100 мм и Sj — d = 100 мм допу- скается увеличение в" до 850 °C; S н S —co- ll, к 12 ответственно поперечный н продольный шаги между трубами, мм; d —диаметр труб, мм. Таблица 1.34. Ориентировочные значения температуры уходящих газов за котлом [28] Топливо Темпе- ратура, °C Газ Мазут: 120-130 малосернистый (Sp < 0,5 %) 140 сернистый (Sp = 0,5 -4- 2 %) 140-160 высокосерннстый (Sp > 2 %) Твердое топливо с приведенной Л..п Wp-103 влажностью W = —X k Q» X 4,186, кг • %/кДж): > 160 Wn<3 120-130 W" = 4 ~ 10 140-150 W" = 10 -н 20 150-170 W" > 20 170—180 Фрезерный торф 170-190 мнпальпую паропроизводительность прн за- данных параметрах пара в соответствии с принятой тепловой схемой. Исходными данными для конструктор- ского расчета являются тнп котла, паро- пронзводнтельность, параметры перегрева первичного и вторичного пара, температура питательной воды, марка энергетического топлива н его месторождение, способ сжи- гания. Поверочный расчет проводят для опре- деления условий работы котла при пере- ходе на сжигание другого топлива, изме- нении паропроизводительиости, параметров лара, проведении реконструкции поверхно- стей нагрева. Прн поверочном расчете известны (илн определяются из чертежа) характеристики всех поверхностей нагрева: диаметры н число труб, нх шаги, площади поверхно- стей, проходных сечений по газам н рабо- чему веществу. Результаты поверочного расчета позво- ляют оценить помимо экономичности так- же степень надежности работы топкн по условиям шлакования, недостаток илн из- быток площади поверхности нагрева паро- перегревателя, опасность появления низко- температурной коррозии. Особенностью поверочного расчета кот- ла является неизвестность промежуточных температур как по газам, так и по рабо- чему телу, включая значения по темпера- турам уходящих газов и горячего воздуха; Расчет ведется методом последователь- ных приближений. Прн расчете котла за- даются температурой уходящих газов Оух, °C, с последующей проверкой принятого значения. Отклонение в принятом и уточ- ненном значении Оух не должно превышать ±10°С. 1.5.2. ТЕПЛОВОЙ БАЛАНС КОТЛА Коэффициент полезного действия кот- ла т)к характеризует полезно использован- ную теплоту, %, пк = 100 - £ qt = 100 - q2 - q3- q^-q^-q^ (1-38) и учитывает потери с уходящими газами qt, химический и механический недожоги топ- лива <?з и qt (см. табл. 1.22, 1.25), потери в окружающую среду <75 и с теплотой шла- ка <?6. Потери с уходящими газами <72 = _(гс^отб+(1~гс) Яух~аух^.в) (ЮО-<74) QP (1.39) где гс — доля газов, отобранных на сушку топлива (учитывается только в разомкну- тых схемах пылеприготовления); Яотб, — энтальпии в точке отбора, ухо- дящих газов и холодного воздуха (7Х. в = = 30 °C). Значения Нотб и Нух определя- ются по уравнению Н = Н°т + (а-1)Н°в + Нзл, (1.40)
70 Паровые котлы Разд. I где Н^., Н®, Нзл — энтальпии газа, воздуха п .золы при соответствующих температурах Оот6 и Оух; а — коэффициент избытка воз- духа в рассчитываемом месте газохода. Значения Я®, Я® и Нзл определяются по данным кн. 2, разд. 7, Нзл учитывается при 4,186 • 103ayBAp/Qp<8. Потери <?5 выбираются в зависимости от паропроизводителыюстн котла: D, кг/с 55,6 83,3 138,9 194,4 250 250 <75, % . . 0,6 0,5 0,38 0,25 0,2 0,2 Потери с физической теплотой шла- ка, %, ?6 = ашлсшл^шлАР/фр’ (1.41) где ашл — 1 — аун — доля золы в шлаке (см. табл. 1.22, 1.25); сшл=0,8324-0,00167^шл— теплоемкость шлака, кДж/кг; при твердом шлакоудалении /шл = 600 °C, при жидком /Шл = 4- ЮО °C (значения /3 — см. [28] и кн. 2, разд. 7). При ApCQ£/70ayll <75 для ТШУ не учитывается. Располагаемая теплота сгорания Qp 1 кг твердого или 1 м3 газообразного топ- лива, вносимого в топку, кДж/кг (кДж/м3), с?==с5 + Сви + ^тл + ^ф-> о-42) Q? = Qh + QbH + ^ (1-43) где Qp, Qp — соответственно низшая теплота сгорания твердого (жидкого) и газообраз- ного топлива. Теплота, внесенная с возду- хом QBH, учитывается только при подогре- ве последнего вне агрегата. Физическая теплота топлива, кДж/кг (кДж/м3), Дтл ” стл^тл- Для твердого топлива температура tTJI при- нимается равной 20 °C, а теплоемкость, кДж/(кг-°С), стл = 0,042Wp 4- сРл (1 - 0,01 Wp). Теплоемкость сухой массы топлива срл составляет для бурых углей 1,13, камен- ных 1,09, углей марок А, ПА, Т 0,92 кДж/(кг-К). При сжигании мазута <“л = 90 4- 130 °C, а теплоемкость, кДж/(кг-°С), с”л = 1,74 4- 0,0025/“л. Теплота, вносимая в топку с паром при распыле мазута, кДж/кг, Q ф == Сф (Лф г), где бф = 0,3 4- 0,35 кг/кг — удельный рас- ход пара при распыле мазута; и г — энтальпия пара и скрытая теплота парооб- разования воды (г = 2510 кДж/кг). Расход топлива, подаваемого в топоч- ную камеру, кг/с, определяется по фор- муле Q~^~^пром(^пром ^пром)+^пр(^кип ^п.в), <3РрПк (1.44) где D, £>Пром = (0,85 4- 0,9) D — расходы све- жего пара и пара промперегрева, кг/с; /гпер, лп.в> Сом- Сом- йкип - энтальпия пере- гретого пара, питательной воды, пара на входе и выходе промежуточного перегрева- теля, кипящей воды, кДж/кг; £>пр= (0,014- 0,02)D — расход продувочной воды (учи- тывается только для барабанных котлов), кг/с. Расчет суммарных объемов продуктов сгорания, энтальпий воздуха и теплоты, переданной продуктами сгорания в поверх- ностях нагрева котла, ведется на 1 кг рас- четного расхода топлива: Вр=В(100-?4)/100. (1.45) 1.5.3. ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ ТОПКИ В поверочном расчете искомой величи- ной является температура на выходе из топки, °C, &" ------------------------------ 273, Г 5,67FC ф в Т3 I®'6 М --------ст^ср_г а I ! L Ю’^рУсср J (1.46) где Га— адиабатная температура сгорания топлива. К; FCT— площадь поверхности стен топочной камеры, м2; фср—среднее значение коэффициента тепловой эффектив- ности экранов; ет — тепловой коэффициент излучения экранов топки; Усср— средняя суммарная теплоемкость продуктов сгора- ния 1 кг топлива, кДж/(кг-К); М —пара- метр, учитывающий характер распределе- ния температур по высоте топки. Адиабатная температура '0а = 7’а— 273 определяется по полезному тепловыделе- нию в топке QT, равному энтальпии про- дуктов сгорания при избытке воздуха в конце топки ат: QT = QPP 100 — <7з — <74 — <7е , 100-<7< + Qa + г Дотб — Qbh- (I-47) где QB = (ат - Дат - Дапл) н" 4- (Дат -|- 4- Дапл) Н°х в — теплота, вносимая воздухом в топку, кДж/кг; ат, Дат, Дапл — соответ- ственно коэффициент избытка воздуха в топ-
§ 1 !' валовой и аэродинамический расчеты котла 71 ке (см. табл. 1.22, 1.25), присосы воздуха в топке н системе пылеприготовления (табл. 1.35); Н&, /7°. в и Нтй — энтальпия горячего, холодного воздуха и рециркулирующих про- дуктов сгорания, кДж/кг. Средняя теплоемкость, кДж/(кг-К), Игер QT-< - О" (1.48) Так как в поверочном расчете 8,т яв- ляется искомой величиной, то для определе- ния Vccp значением задаются с после- дующим уточнением. При различии в значе- ниях 8'т, принятой в расчете Vccp и полу- ченной по (1.46), в 30 °C и менее повторный л" расчет 0'т не производится. Площадь поверхности стен топки FCT вычисляется по размерам площадей поверх- ностей, ограничивающих объем топочной камеры. Площадь поверхности ширм, вклю- ченных в объем топки, и двусветных экра- нов определяется как удвоенное произве- дение расстояния между осями крайних труб этих экранов на освещенную факелом длину труб. Коэффициент тепловой эффективности зависит от углового коэффициента излуче- ния экранов и степени их загрязнения, учи- тываемой величиной £: 4> = <р£. (1.49) Значение углового коэффициента <р для ошипованных и плавниковых экранов, а также для поверхности, проходящей через первый ряд труб котельного пучка, фесто- на и ширм, расположенных в выходном окне топки, равно единице. Для различных типов гладкотрубных экранов зависимость <р = (p(Si/d) приведена на рис. 1.38. Рис. 1.38. Угловой коэффициент одного гладкотрубного экрана: Г —с учетом излучения обмуровки при е> 1.4Щ 2— то же при e=0,8d; а —то же при е=»0.5Д; 4—то же прн e=0,5d; 5—то же без излучения обмуровки при е >О,БЦ Таблица 1.35. Расчетные присосы холодного воздуха в котлах и в системах пылеприготовления [28] Поверхность нагрева или характеристика иылеенстемы Топочная камера с современ- ной подвесной или щитовой обмуровкой, гидравлическим уплотнением шлаковой шах- ты, а также при жидком шлакоудалепии или сжига- нии газа и мазута То же при наличии металли- ческой наружной обшивки агрегата Фестоны, ширмовый перегре- ватель на выходе из топки Пароперегреватель конвектив- ный или ширмовый в гори- зонтальном газоходе Первичный или вторичный пе- регреватель в опускной кон- вективной шахте Переходная зона (один или два пакета) Экономайзер при одноступен- чатом выполнении То же при двухступенчатом выполнении иа каждую сту- пень Трубчатые воздухоподогревате- ли па каждую ступень Регенеративные вращающиеся воздухоподогреватели Шаровые барабанные мельни- цы: с промбункером прн суш- ке горячим воздухом с промбункером при суш- ке смесью воздуха п то- почных газов с прямым вдуванием Молотковые мельницы: при работе под разреже- нием при работе под давлением горячего воздуха Среднеходпые валковые мель- ницы при работе под разре- жением Мелышцы-веитиляторы с под- сушивающей трубой 0,08 0,05 0 0,03 0,03 0,03 0,02 0,02 0,03 0,20 0,1 0,12 0,04 0,04 0 0,04 0,2—0,25 * * Верхний предел—для высоковлажных топлив.
72 Перовые котлы Разд. 1 Таблица 1.36. Коэффициент загрязнения лучевосприиимающих поверхностей топки [29] Типы экранов Топливо Коэффициент загрязнения с Открытые гладкотрубные и мембран- Газ 0,65 ные Мазут 0,55 Шлакующие каменные и бурые угли, фрезерный торф 0,45* Нешлакующие каменные угли (типа экибастузского) при /?90 20 % 0,45 То же при /?эо = 12 4- 15 % АШ и ПА при ГуН^ 12 % 0,42 ** Тощий уголь прн Гу„ >8 % 0,45 Ошипованные экраны, покрытые ог- неупорной массой, с твердым шлакоудалением Горючие сланцы Северо-Западного месторождения 0,25 *** Все виды топлива 0,2 Экраны, закрытые шамотным кир- пичом То же 0,1 * Рекомендуемые значения действительны при ’Г^.л/Т Т =1750 К. При отличающихся зиаче- ф V fl т виях Гф вводится поправка Д£==—0,035Тф/1000. Максимальное значение £ ограничено значением 0,55, минимальное 0,4. ** При уменьшении скорости газов в сечении топки (определяемой О*) оу -<6 м/с, коэффициент £ уменьшается пропорционально до уровня £=0,35 п»ри шг=4м/с. *** Рекомендуемые значения при 110-0 ®С. При отличающихся значениях 0* вводится поправка т т ДЕ=0,1 ДО"/100. Коэффициент £ выбирается по табл. 1.36. Для двусветных экранов и ширм, входящих в объем топки, значение t, уменьшается иа 0,1, а для цельносварных экранов и ширм — на 0,05 по сравнению с его значениями для настенных экранов. При ошипованных экранах g = b (0,53 - 0,5 • 10-3G), где tz — температура плавления шлака; b — эмпирический коэффициент, равный 1,0 для однокамерных н двухкамерных то- пок и 1,2 для полуоткрытых. Прн закрытии стен топки экранами с различными угловыми коэффициентами Фср = 2>ЛтАг <1-50) Для неэкраннроваиных участков стен (горелки, лазы, лючки) ф = 0(<р = 0). Параметр М зависит от вида сжигае- мого топлива, типа топочной камеры и расположения горелок. В общем случае М => А - В (хг + Дх). (1.51) Значения А и В выбираются по табл. 1.37. Величина xr = hT/H? представляет со- бой отношение высоты расположения го- релок /ir, м, к общей высоте топки Пт (рис. 1.39). Для многоярусного расположе- Таблица 1.37. Значения коэффициентов А и В в уравнении (1.51) [28] Топливо Открытая топка Полуот- крытая топка А В А Газ, мазут Высокореакцион- ные твердые топлива 0,54 0,59 0,2 0,5 0,48 0,48 Угли марок А, Т Высокозольные углн типа эки- бастузского 0,56 0,56 0,5 0,5 0,46
§ 1.5 Тепловой и аэродинамический расчет ьотла 73 Рис. 1.39. К определению границ топочного объема и горелок: а, б — топки с ТШУ; в, г — газомазутиые топки; среднего уровня расположения д— двухкамерная топка Таблица 1.38. Коэффициенты теплового излучении факела Сф и ослабления лучей fez, 1/(МПа>м) Вид топлива Величина Формула Газообраз- ное и жидкое Твердое Коэффициент теплового излучения: факела светящегося пла- мени неСветящнхся трех- атомных газов Коэффициент ослабле- ния лучей: трехатомными га- зами сажистыми части- цами Коэффициент теплового излучения факела Коэффициент ослабле- ния потока Коэффициент ослабления лучей золовым потоком еф=ОТесв + <[ -«) ег е = 1 - .-I4+W св kTra = ( 7,8 - 1) (1 - 0,37Г^/1000) гп г п к зле V₽n$ / v kc = 0,3 (2 - а") (1,6Г" - 0,5) Ср/Нр е. =1 — e-ftpS ф k — krr п 4- ЛзлЦзл 4" х t 55 900 «ал — з ~ Примечание. Обозначения: т — коэффициент усреднения, равный при сжигании жидких топ- лив 0,55, газа 0,1; S—эффективная толщина излучающего слоя, м; г^20, гп==г^о2 4-гщо — объемная доли водяных паров и трехатомных газов; а*—коэффициент избытка воздуха; Г*—температура газов в конце топки; СР, HP—содержание углерода н водорода в топливе, %; р—давление, МПа; 4ЗЛ—диа- метр золовых частиц, в среднем равный при размоле угля в ШБМ 13 мкм, в СМ и ММ 16 мкм (для торфа 24 мкм).
Нароем кегль'. Разд. Таблица 1.39. Эффективная толщина излучающего слоя S, м Вид поверхности Расчетная формула Гладкотруб- ный пучок S = 0,9d (4^- — - 1) 1.8 Ширмовая 7 1/А + 1/Д+1/С Воздухоподог- S = 0,9dBH реватель трубчатый Топка s = 3,6 -Дс * СТ Примечание, Обозначения: И — объем топки, м3; F —площадь поверхности стен топки, м3; d и dBH —наружный и внутренний диаметры, м; Sj и Sa —поперечный и продольный шаги пучка, м; Л, В, С — соответственно высота, ширина и глу- бина единичной камеры, образованной двумя сосед- ними ширмами, м. ния горелок h (1.52) где п, — количество горелок; — расход топлива через горелку, кг/с, — высота расположения горелок но яруса (/= = 1, 2,3), м. Поправкой Дх учитывается несовпаде- ние области максимальных температур с уровнем горелок. Для фронтальной и встречной компоновок горелок Дх = 0,1 для котлов D < 420 т/ч и Дх = 0,05 при D > 420 т/ч. При получении значения М > 0,5 в формулу (1.51) подставляется М — 0,5. Коэффициент теплового излучения эк- ранов топки ет =--------—---------. (1.53) 8ф + (1 — 6ф) фср Формулы для расчета коэффициента теплового излучения факела приведены в табл. 1.38. Значение эффективной толщины излучающего слоя S определяется по табл. 1.39. Объемные доли водяных паров гНгО и трехатомных газов rRO3 — см. кн. 2, § 2.2. Концентрация золы в газах при сжи- гании твердого топлива Мзл = “у,Л7(100Ог), где Ар — зольность топлива, %; Gr = 1 — Ар ---100* b0161pOBaV° — масса дымовых газов, кг/кг; здесь рОв = 1,285— плотность воздуха, кг/м3, коэффициент 0,0161рОв учи- тывает объем водяных паров, вносимый теоретически необходимым количеством воз- духа. Значение V'0. м3/кг, определяется по составу топлива. Полученная расчетом по (1.46) темпе- ратура в конце топки должна гарантиро- вать отсутствие шлакования последующих поверхностен нагрева и не превышать до- пускаемых значений, указанных в табл. 1.32. Для топлив, не представленных в табл. 1.32, &'' принимают равной температуре начала деформации золы t\. Наличие в верхней части топки ширм л" позволяет увеличить и,т до значении, ука- занных в табл. 1 32. При выполнении поверочного расчета необходима оценка надежности работы топки но тепловым напряжениям сечения и объема топки с последующим сравнением полученных значений с допускаемыми (см. табл. 1.22, 1.23, 1.25). При расхождении в сторону увеличе- ния полученных п допускаемых значений л." vT, (1р> Яу- Ял. г конструктивными сред- ствами. направляемыми па улучшение ра- боты котла, могут являться изменение су- ществующей компоновки горелок, переход на сжигание топлива в горелках иной кон- струкции, установка шнрмовых поверхно- стей нагрева, если их не было ранее, и др. Общее количество теплоты, переданное экраном при сжигании 1 кг топлива в топ- ке, кДж/кг, (?Л = ФТ((2Т-//"), (1.54) где фт ~ 1>/(Нк + дъ) ~ коэффициент, учи- тывающий долю теплоты, переданной га- зами поверхностям нагрева. Теплота Оль воспринимаемая отдельны- ми участками экранов топки, ширмами или фестоном, потолочным и настенным (если он имеется) пароперегревателями, опреде- ляется по уравнению ^рОл = ---F Ч (1.55) где гр — коэффициент неравномерности пе- редачи теплоты но высоте топкн (рис. 1.40); X {F{<f>{) — общая площадь лучевоспринпмаюшей поверхности топкн, м2; Лф,- — площадь лучевосприпнмающей поверхности рассчитываемого участка, м2. Приращение энтальпии рабочей среды, кДж/кг, 4 = <WDr (1.56) Средняя плотность лучистого потока теплоты в топке, кВт/м2, Ял — ВрФл/АСт. П-57)
§ 1.5 Тепловой и аэродинамический расчеты, котла Рис. 1.40. Коэффициент неравномерности передачи теплоты по высоте топки: а — газ, мазут; б — топки с ЖШУ; в — топки с ТШУ: / — АШ; 2 — бурые, каменные угли; г — камера охлаждения двухкамерных топок Специфика конструкторского расчета топки состоит в определении по принятой температуре ft" (см. табл, 1.32) площади поверхности стен топочной камеры и вы- боре габаритов топочной камеры (глубины, ширины, высоты): СТ 5,67.10-11М8тМ>срГ;г’ (1.58) Расчет по (1.58) требует знания тол- щины излучающего слоя н значения хг, ко- торые являются неизвестными вследствие неопределенности значений объема топки VT н ее высоты Нт. В качестве первого приближения объ- ем топки, м3, можно определить по фор- муле Гт= ^3 7qq J Гт. мии, (1.59) где VT, мин — минимально допустимый объ- ем топки, определяемый по формуле (1.31) н табл. 1.22 и 1.25. Используя рекомендации по конструк- тивному оформлению топки (см. п. 1.4.2) н размещению горелок (см. табл. 1.24), проводят оценку Нт, hr и определяют по рнс. 1.39 площадь Гст. Расхождение между полученным значением Fcr и рассчитанным по (1.58) не должно превышать ±2 %. Расчет двухкамерных топок и методи- ка позонного расчета однокамерных и по- луоткрытых топок подробно изложены в [21, 28]. 1.5.4. РАСЧЕТ ТЕПЛООБМЕНА В ПОВЕРХНОСТЯХ НАГРЕВА Уравнения теплового баланса по га- зам, восприятия теплоты обогреваемой сре- дой и теплообмена для i-й поверхности составляются на 1 кг расчетного топлива Вр (табл. 1.40). В поверочном расчете эн- тальпии рабочего тела и газа известны лишь на одном конце поверхности (И', h' или Н", h"). Задаваясь одним значением неизвестной температуры или энтальпии рабочего тела {h' или h"), из условия Q6i = Q; находят (табл. 1.40) значение Н' (или Н"). Определяя затем по полученным параметрам газа и рабочего вещества тем- пературный напор Д/ (см. кн. 2, разд. 3) и коэффициент теплопередачи k, находят значение Q,,. Если предварительно приня- тое количество теплоты Qot отличается от значения QT, не более чем на 2 %, расчет поверхности считается законченным. При невыполнении указанного условия расчет повторяется, Если во втором прибли- жении температура по газам отлича- ется от первого не более чем на 50 °C, значение коэффициента теплопередачи k не уточняется. В конструкторском расчете искомым значением является площадь поверхности нагрева F. Значения энтальпий газов на- ходят из условия Q6, = Qi. Значения h" и h' выбирают на основании рекомендаций п. 1,5,1. Рекомендации по конструкции по- верхностей нагрева, скоростям газов и ра- бочего тела приведены в п. 1.21, 1.22, табл, 1.49, 1.50. При расчете ширмы теп- лота, переданная излучением из топки и воспринимаемая ширмой, кДж/кг, опреде- ляется по формуле Qa. Ш ~ PQjT. ВХ Q.I. ВЫХ, (1 -50) где Р—коэффициент, учитывающий взаим- ный теплообмен между тонкой и ширмами (рис. 1.41); Q.n. вх — теплота излучения на Рнс. 1.41. Коэффициент взаимного тепло- обмена между ширмой н топкой: 1 — твердое топливо; 2 — мазут; 3 — газ
76 Паровые котлы Разд. I Т а б л и ц а 1.40. Уравнения расчета конвективных поверхностей нагрева Уравнение Поверхность нагрева формула Теплового ба- Все поверхности & е -ч 1 л +' > й. л"© □ ланса по газам Восприятия теп- Пароперегреватели вы- О ^пе (h" h' Y лоты обогревав- сокого и сверхкрнти- ^пе £ \ппе лпе/» мой средой ческого давления ч О’ 1 а? ч с 1 ч ё| а II с О’ Фпе — (^пе ^пе "Ь А^ППТо) ^л. пе Промежуточный пере- q ^пром /.«• . / \ греватель ^Пром Вр Хопром лпром^ Экономайзер •с II tel = Is z—ч >• ж N 1 >• Ip ч я Воздухоподогреватель <?вп = (0ср + и «-О Теплопередачи Все поверхности нагрева = k_btF_ Ю3Др Примечание. В формулах приняты обозначения: н'. и н".— энтальпии газов илн воздуха до н после поверхности нагрева, кДж/кг; Ла—присос холодного воздуха; Н О пр — энтальпия холодного воздуха, кДж/кг; для всех поверхностей иагрева, кроме воздухоподогревателя, она находится по темпе- ратуре холодного воздуха /=30°С; для воздухоподогревателя вычисляется по средней температуре воздуха /=0,5 + *'п)’ и ''1"_'энтальпин паРа и воды на входе-выходе поверхности нагрева, кДж/кг; А/1ППТО“количесггво теплоты, отбираемое от перегретого пара при регулировании температуры пере- грева или в выносном паро-иаровом теплообменнике, кДж/кг; Рл пе —теплота, полученная поверхностью за счет излучения из тонки; 0ср=ат—Дат + Дапп/2 —Дапл; 0рц—доля рециркуляции горячего воздуха в воздухоподогревателе; k — коэффициент теплопередачи, Вт/(м2«К); Д/— температурный напор, °C; F — расчетная площадь поверхности иагрева, м’. входе, находится по (1.55): Фл. ВЫХ = QЛ. ВХ (1 — 8) Фш + 5,67.10-l’eF ВЫХГ4|П +------------ л-вых Sn . (161) Др Здесь е — коэффициент теплового излучения газов в ширмах, определяемый по табл. 1.38, 1.39; <pm = VU/S1)2+ 1 - llSt — угловой коэффициент с входного на выходное се- чение ширмы (S| — поперечный шаг ширм, м; / — длина ширмы по ходу газов); Гл. вых — площадь лучевоспринимающей по- верхности нагрева, находящейся за шир- мами, м2; Т — средняя температура газов, К; £п — поправочный коэффициент, завися- щий от рода топлива (для углей, мазута £п = 0,5, для сланцев 0,2, для газов 0,7). Прн наличии в области ширм приле- гающих поверхностей нагрева (экраны, по- толочный пароперегреватель) теплота из- лучения Q„, ш в первом приближении рас- пределяется между ними пропорционально площади их поверхности. Для расчета поверхностей нагрева фес- тонов и котельных пучков используют уравнения теплового баланса по газам и теплопередачи. Прн числе рядов пучка более пяти из- лучение, падающее на поверхность нз топ- ки, воспринимается ею полностью. Для числа рядов менее пяти расчет теплоты излучения, воспринятой поверхностью, опре- деляется по (1.61). При расчете фестона, стоящего за ширмой, Qn. ф = [1 (1 ф)”1 Qa. ВЫХ. (1-62) где п — число рядов фестона по ходу газов, Для конвективного перегревателя, стоя- щего за ширмой и фестоном, Qji. пе = Фл. вых Q.i. ф> (1.63) за фестоном Qn. пе ~ Qa. вх Qa. ф- (1-64) Значения углового коэффициента <р берут равными значению для одного ряда труб (см. рис. 1.38).
§ 1.5 Тепловой и аэродинамический расчеты котла 77 Таблица 1.41. Коэффициент теплопередачи в поверхностях нагрева котла kt, Вт/(м2-К) Расположе- ние труб Топливо Поверхность нагрева Формула Шахматное Твердое Шахматное и' кори- дорное Коридорное Мазут, газ Твердое, мазут, газ Гладкотрубные, испа- рительные и конвек- тивные: экономайзе- ры, выносные пере- ходные зоны и па- роперегреватели сверхкрнтического давления Пароперегреватели вы- ского и среднего давления Гладкотрубные пучки Испарительные пучки, фестоны, переходные выносные зоны и экономайзеры Ширмы Плавниковые эконо- майзеры Воздухоподогреватели: трубчатые регенеративные (прн 1,5 об/мин) а. 1 + (£ + U«2) «1 X. .с а1а2 К = ф-----:--- Я, + «2 k = фЯ] Oj 1 +(1 + Qam/Q)(g+ l/a2)ai k = фЯПр й —&исп а1-|_а!( £ __________£исп______ l/xrHj -|- 1/хва2 k Примечание. и ив—доли сечений для прохода газов и воздуха; апр — приведенный коэф- фициент теплоотдачи с наружной стороны, Вт/(м2-К) (см. ки. 2, разд. 3); для ширм СКД 0. Коэффициент теплопередачи ki, Вт/(м2-К), поверхностей нагрева рассчиты- вается в соответствии с данными табл. 1.41. Прн записи формул для k учтены особен- ности теплообмена на поверхностях нагре- ва котла: пренебрежимо малое термическое сопротивление стенки прн теплообмене между газом и воздухом, отсутствие при нормальной эксплуатации накипи на внут- ренней поверхности труб, незначительное термическое сопротивление при передаче теплоты от стенки к воде, а также к пару сверхкрнтического давления. Влияние на- ружного загрязнения труб золой на про- цесс теплопередачи учтено коэффициентом загрязнения £ и коэффициентом тепловой эффективности ф, представляющим отно- шение коэффициентов теплопередачи за- грязненных и чистых труб (табл. 1.42, 1.43). Коэффициент использования |исп учитывает изменение восприятия теплоты поверхно- стью вследствие неравномерности ее омы- вания дымовыми газами (табл. 1.44). Для ширм значение коэффициента использова- ния принимается в зависимости от скоро- сти газа: wr, м/с........ 2,2 2,6 3,0 3,4 £исп........... 0,7 0,76 0,8 0,825 wr, м/с........ 3,8 4,2 4,6 5 £исп........... 0,84 0,85 0,855 0,855 Коэффициент загрязнения, м2-К/Вт, ^=с4?о+Л^ о-65) где go — исходный коэффициент загрязне- ния (рис. 1.42). Поправка на влияние диаметра труб Cd приведена на рис. 1.42, фракционного состава золы СфР принимается равной 1 дли углей и сланцев и 0,7 для торфа. Зна- чения поправки А£, м2-К/Вт, на влияние температуры газов, поверхности нагрева н вида топлива даны в табл. 1.45.
17 W к<:тли Таблица 1.42. Коэффициент тепловой эффективности ф для фестонов, перегревателей и экономайзеров с коридорным расположением труб при сжигании мазута («т > 1,03) [28] Поверхность нагрева t»r, м/с Ф Первые и вторые ступе- ни экономайзеров и переходные зоны с очисткой поверхностей нагрева дробью 4—12 12—20 0,7-0,65 0,65—0,6 Перегреватели, располо- женные в конвектив- ной шахте при очист- ке дробью, а также коридорные в горизон- тальном газоходе без очистки, фестоны 4—12 12—20 0,65—0,6 0,6 Примечания: I. Большее значение ф относится к меньшей скорости газа. 2. При сжигании газа 0'-<400 0C, при ф'>400 ®С ^==0.85. Таблица 1.44. Коэффициент использовании |исп трубчатых и регенеративных воздухоподогревателей [28] Топливо Трубчатые воздухоподо- греватели без промежу- точных трубных досок 1 Регеиератичныл воздухоподогре- ватели 2 Ниж- ние сту- пени Верх- ние сту- пени АШ, фре- зерный торф 0,80 0,75 При перетечке воз- духа Да — 0,2 -г- 0,2с; £;icn = 0,8 Мазут 2 0,80 0.85 Осталь- ные топ- лива 0,85 0,85 При перетечке воз- духа Да = 0,15; эИС!'. = 0,9 I При наличии промежуточных трубных досок между отдельными ходами воздуха коэффи- циент ( уменьшается на 0,1 при одной доске и на 0.15 при двух досках. 2 Прп сжигании мазута а >1,03 и t <60 °C т г. в коэффициент &нсп уменьшается иа 0,1. Таблица 1.43. Коэффициент тепловой эффективности ф для фестонов, перегревателей и экономайзеров с коридорным расположением труб при сжигании твердых топлив [28] Топливо ф АШ и тощие угли 0,6 Каменные и бурые угли, кроме перечисленных ниже, про- мышленные продукты камен- ных углей 0,65 Подмосковный бурый уголь 0,7 Бурые угли Канско-Ачинского месторождения, фрезерный торф 0,6 Горючие сланцы (северо-за- падны , каширские) 0,5 Примечание. Значения ф для всех топлив, кроме подмосковного бурого угля, приведены при наличии очистки поверхности нагрева. Коэффициенты теплоотдачи от газа к стенке аь конвекцией ак и излучением приведены в табл, 1.46 н 1.47. Влияние на процесс теплопередачи чис- ла рядов труб z параметров геометриче- ской компоновки пучка S\/d, S-Jd, средних температур газа Т и стенки труб Гст, от- носительной длины трубы l/d учитывается введением поправочных коэффициентов Сг, С„ Ct и Са (табл. 1.46). При поперечном омывании коридорных пучков н ширм Сг = 0,91 + 0,0125 (z2 — 2) при z2 < 10; С2= 1 при Zj^lO; Cs = [1 + (ZStjd - 3) (1 - 0,5S2/d)3]-2. При Ss/d 2, а также при St/d < <1,5 Сг = 1, при Si/d <2 и St/d > 3 в формулу для Cs следует подставить St/d = 3. При поперечном омываннн шахматных пучков Сг = 3,12г”’03 — 2,5 при z2 < 10 и 5,/d < 3,0; Cz = 4z2’02 — 3,2 при z2 < 10 и Sj/d 2г 3; Сг = 1,0 при z2 > 10.
§ 1.5 Тепловой и аэродинамический расчеты котла 79 Т аблица 1.45. Поправки к коэффициенту загрязнения, м2 • К/Вт {28] Поверхность Топлива, дающие сыпучие отложения (в том числе АШ) приГун20%) Антрацитовый штыб Угли Канско- Ачииского бассейна и горючие сланцы при наличии очистки, фрезерный торф без очистки с очисткой дробью без очистки Первые ступени экономайзе- ров, а также одноступенча- тые экономайзеры н другие поверхности нагрева при Г 400 °C 0 0 0,0017 0 Вторые ступени экономайзе- ров, одноступенчатые эконо- майзеры при й7 > 400 °C и переходные зоны прямоточ- ных котлов 0,0017 0,0017 0.0043 0,0026 Шахматные пучки телей перегрева- 0,0026 0,0026 0,0043 0,0035 Примечание гун —содержг ние горючего у носе, %. Т а б л н ц а 1.46. Расчетные зависимости коэффициентов а/ Вт/(м2 • К) Поверхность нагрева Рабочая среда Вид омывания средой Располо- жение труб Расчетная формула Змеевиковые по- верхности Газы — — = £исп (ак “Ь ал) Ширмовые поверх- ности » — — «I — £исп , nd , \ “к+ 2S2q> + “л) Гладкотрубные пучки Газы или воздух Попереч- ный Коридор- ное ct к = 0,20/7 Л (®dy.65 proi33 То же Шахмат- ное Газы, пар, вода, воз- дух Продоль- ный То же X ( wd^v \0»8. . aK-0,023 djK( v ) X х PT^ctctcd Плавниковые пучки Газы Попереч- ный «к-о.,4С1фг4(4Г Вращающийся ре- генеративный воз- духоподогреватель Газы, воз- дух Продоль- ный ак = Я-|~(^у,8Х К d9K \ V J X Рг°-4С С Примечание станционирующих лис Л — коэффици гов 4=0.027, из ент, зависящий гладких и дне от типа набивки; для иабнБки из волнистых и ди танционирующнх А-«0,021; Рг—число Прандтля.
80 Парм-мь котлы Рис. 1.42. Коэффициент загрязнения: а — пучков труб с поперечными ребрами; б —шахматных пучков; в — поправка на диаметр труб; г—коэффициент загрязнения ширмовых пароперегревателей; / — нешлакующее топливо; 2 — умерен- но шлакующее топливо с очисткой; 3 — умеренно шлакующее топливо без очистки и сильно шла- кующее (типа фрезерного торфа) с очисткой; 4— горючие сланцы Северо-Западного месторождения; д — коэффициент использования ширмы Поправочный коэффициент Cs рассчи- тывается по параметру Si/d—1 Фа» _____ =------, VO,25 (Sl/d)1+(S2/dy-\ где подкоренные выражения в знаменателе представляют собой средний относительный шаг труб: С, = 0,34ф°’* С, = 0,275ф®’5 С, = 0,34ф°о’* при 0,1 < <fg < 1,7; прн 1,7<фа<4,5 и Sl/d<3; при 1,7<фа<4,5 и SJd^3. Поправочный коэффициент Ct = = (7/Тст)0,5 для дымовых газов и воздуха прн продольном омывании вводится толь- ко при их нагревании. При охлаждении газов и воздуха и течении по трубам пара и воды Ct — I. Поправка на относительную длину тру- бы Ci вводится для труб с l/d < 50 [28]. Практически для всех случаев в котле, за исключением фестона, Ci =1,0. Коэффициент Cd характерен только для кольцевых каналов при односторон- нем обогреве [5]. Для двустороннего обогрева и поверхностей нагрева котла Си = 1. Таблица 1.47. Коэффициент теплоотдачи излучением ал, Вт/(м2 • К) Состояние излучающей среды Расчетная формула Запыленный золовой поток ал = 5,67 • 1(Г8 -^±1 еТ3 -1 Газовый поток (прн отсутствии золы) 2 1 — 1 З/1 Излучение потока с учетом излучения газовых камер , Г / Т \0,25 / \0,071 “л — ал[1 + Л1 ( 1000 ) ( /п ) ] Примечание. Обозначения: е3— коэффициент теплового излучения загрязненных стенок(е3«» = 0,8); Г3—температура загрязненной наружной поверхности, К; —коэффициент, равный 0,3 при сжига- нии газа и мазута, 0,4 при сжигании каменных углей н АШ, 0,5 при сжигаинн бурых углей, горючих сланцев и фрезерного торфа; /п и /^ — глубина (по ходу газов) рассчитываемого пучка н газового объема, м.
§ 1-5 Тепловой ii аэродинамический расчеты котла 81 Таблица 1.48. Температура наружных загрязнений труб t3, °C Топливе Поверхность нагрева Формула Твердое и Ширмовые поверхности, кон- '.='«40^^ /з — ^ср + 60 1з — ^ср + 60 G = ^ср + 25 жидкое вективные пучки пароперегре- вателей и настенные поверхно- сти Фестоны Одноступенчатые экономайзе- ры при 'О1' > 400 °C, вторые ступени экономайзеров при шахматном н коридорном рас- положении труб Первые ступени экономайзеров н одноступенчатые экономай- зеры при fr7 С 400 еС при шахматном и коридорном рас- положении труб Газообраз- ное Все поверхности иагрева котла /з = *ср + 25 Все виды топлива Вторые ступени воздухоподо- гревателей G 0,5 (0ср + ^ср) Примечание. В формулах приняты следующие обозначения: 0ср и 1ср—средние значения темпе- ратуры потока газов и рабочей среды, °C; Qg и <2Л—тепловоспрнятие поверхности, определяемое по урав- нению баланса теплоты, кДж/кг; £ —коэффициент загрязнения, м2-К/Вт; аг—коэффициент теплоотдачи со стороны рабочей среды, Вт/(м2-К): F— площадь поверхности, м2. Значения кинематической вязкости v, м2/с, теплопроводности Л, Вт/(м-К), чис- ла Прандтля Рг определяются при средней температуре (см. кн. 2, разд. 3). Коэффициенты теплоотдачи а2, Вт/(м2-К), от стенки к рабочему веществу (пару, воде, газам, воздуху) также могут быть рассчитаны по формулам табл. 1.46. Например, для воздухоподогревателя зна- чение ак для газов берется по пятой, а а2— по третьей формуле табл. 1.46. При расчете коэффициентов теплоотда- чи излучением ал значения коэффициентов излучения потока газов е определяются при средней температуре потока Т, К. по формулам табл. 1.38. Для светящегося пламени е = есв, для несветящегося е = ег. Толщина излучающего слоя принимается по табл, 1.39, Входящее в расчетные соотношения для ал значение температуры загрязнения наружной стенки труб Т3 рассчитывается по формулам табл. 1.48. Излучение газовых объемов, располо- женных перед конвективными пучками или между ними, учитывается приближенно пу- тем увеличения расчетного коэффициента теплоотдачи излучением (см. формулу для ал в табл. 1.48). Скорости газа, воздуха, воды и пара. Скорость газа и воздуха, м/с, определяется по формулам ВРКГ 273 + 0 Wr = ~Tr 273 ' (1‘ ВрК0 273 -(-Г гав = —273~”Рср’ где V, и V0 — соответственно объем газа на 1 кг топлива, рассчитываемый по сред- нему избытку воздуха в газоходе, н тео- ретически необходимый объем для сгора- ния воздуха (определяется при давлении 0,1013 МПа и 0сС), м3/кг; fr и fB —пло- щади сечении по газу н воздуху, м2; 0, t — средние температуры газа н воздуха, °C; Рср = йт Д«г Дйпл"! 2 Средний избыток воздуха где а,- — избыток воздуха перед i-й поверх- ностью; Да,- — присосы воздуха в i-ю по- верхность (см, табл. 1.35). Площадь живого сечения для попереч- но омываемых гладкотрубных пучков, м2, f = ab — ztlTd, (1.68) где а и Ь — размеры газохода в расчетном сеченин, м; z, — число труб в ряду; d и
82 Паровые котлы Разд. 1 /г — диаметр и длина труб, м (при изогну- тых трубах за /г принимается проекция труб иа плоскость, в которой определяется скорость). Площадь проходного сечения при продольном омывании и течении сре- ды внутри труб, м2, (1-69) при течении между трубами И г/2 f=ab-z^-, (1.70) где г — число труб в пучке. Прн различных площадях входного [' и выходного j" сечений 7 = 2/7'717' + П. Площадь живого сечения для прохода газа и воздуха в регенеративных воздухо- подогревателях (РВВ), м2, f о-7» где £>„в — внутренний диаметр ротора, м; х—часть общего сечения, омываемая га- зами (х = «г) или воздухом (х = хв); /СР — коэффициент, учитывающий загромож- дение площади сечения ротора ступицей и перегородками; Кл — коэффициент, учиты- вающий загромождение ротора листами; Zpbb — число воздухоподогревателей. Зависимости Кр от £>„„ и Ал от толщи- ны листа 6- и эквивалентного диаметра набивки d,K, мм, определяются по следую- щим данным: Рвн,м ... 3,5 5 6.5 8 9,5 11 Ар .... 0,86 0,887 0,91 0,022 0,331 0,934 d3K, мм . . 9,6 7,8 9,8 дл, мм . . . 0,63 0,63 1,2 Ал - • • 0,89 0,86 0,81 Количество воздухоподогревателей прн конструировании новою котла принимается равным: при D 88,9 кг/с Zpbb = 2; ири 116,7 < D < 177.8 кг/с грвв = 3 4-4; прн D > 177,8 кг/с ?рвч = 4. При выполнении расчета следует обра- тить внимание на, то, чтобы полученные значения скоростей газов ш- во избежание абразивного износа золой труб были не больше значений, приведенных в табл. 1.49. Минимальное значение скорости и’г по условиям отсутствия заноса золой поверх- ностей нагрева должно составлять ие ме- иее 50 % рекомендованного для расчета. Значения pw должны находиться в пределах, указанных в табл. 1.50. Повыше- ние верхнего предела может привести к увеличению гидравлического сопротивле- ния, а уменьшение — к опасности пережога труб из-за недостаточного их охлаждения. В экономайзере кипящего типа нижний Таблица 1.49. Предельно допустимые скорости газов wr , м/с, на входе в первый пакет конвективной шахты [28] Топливо Относительный продольный шаг Si/d=2.5 S|/d=4 Подмосковный бурый 8,8 7,8 уголь гХнтрацит 11,5 10,8 Донецкий каменный 12,0 10,5 уголь Челябинский бурый 10,0 9,0 уголь Экибастузскии ка.мен- 7,0 6,0 иый уголь КизелоЕский каменный 10,5 9,5 уголь Таблица 1.50. Рекомендуемые значения массовой скорости pw рабочего тела [5] Поверхность нагрева pay. кг/(м2«с) Конвективный экономайзер; иекипящий 500-600 кипящий 800 Конвективный промежуточный 250-350 пароперегреватель Нижняя радиационная часть котла СКД при сжигании: мазута 2500—2800 твердого топлива 2000-2200 газа 1500-1800 Верхняя радиационная часть котла СКД при сжигании; 1500-1800 твердого топлива мазута 1000-1500 газа 1000 Ширмы 1400-1500 Пароперегреватель СКД 1500-1600 Перегреватель высокого дав- ления: конвективный 900-1000 ширмовый 800-1100 радиационный 1000—1500 Примечания. I. При использовании ре- циркуляции рабочей среды скорость может быть уменьшена на 25 %. 2. Рбльшне значения скоростей выбираются для пакетов с температурой стенкн, близкой к пре- дельной. 3. Выбор массовых скоростей в отдельных по- верхностях нагрева производится по условиям на- дежной работы металла труб. При этом расчет про- водится из условия работы котла при максимальной н минимальной нагрузках с учетом возможного (нормативного) отклонения его от номинального режима работы.
Тепловой k аерсдинамический расчеты котла 83 предел pw определяется условиями отсут- ствия внутренней коррозии. При конструктивном расчете значения- ми wr и pw задаются (табл. 1.49 и 1.50). Искомыми значениями в этом случае яв- ляются площади проходных сечений для указанных сред. Задаваясь диаметрами труб и шагами их размещения (см. § 1.24), находят число труб г [(1.69) или (1.70)] и число труб в ряду (1.68). Количество параллельно подключенных ниток труб определяют по формуле (1.3). Для пароперегревателей, расположен- ных в соединительном газоходе котла, /г равно средней высоте газохода. При распо- ложении поверхности нагрева (пароперегре- ватель, переходная зона, экономайзер) в опускном газоходе и размещении труб па- раллельно фронту котла 1Т — а ~ ат. Для компоновки с расположением труб перпен- дикулярно фронту котла 1Т — Ь [см. (1.68)]. Скорость воздуха в трубчатом воз- духоподогревателе, м/с, принимается рав- ной (0,4—0,6) а)г, а скорость газа юг — = 11 ±2 м/с. В РВВ ачг = 9-4- 10 м/с, a wB — 6 4- 9 м/с. При принятом числе РВВ его внутренний диаметр и значение х подбирают таким образом, чтобы удовлет- ворить требованиям по значениям wr и и>в. Определение площадей поверхности на- грева, м2, проводят по ее характеристикам: змеевиковая трубчатая поверхность F = nd Z (/, z)f; (1.72) мембранная цельносварная поверхность К = [nd - 26 + 2&пр] S (/г); (1.73) К = [ltd - 26 + 46пл] S (/?); (1.74) площадь поверхности регенеративного воздухоподогревателя F = adcp2lz‘, (1.75) площадь поверхности регенеративного воздухоподогревателя F = 0,95-J^BKpCA, (1.76) где d и d,H — наружный и средний диамет- ры трубы, м; г — число змеевиков или труб [см. (1.69), (1.70)]; /—-длина трубы или змеевика, м; 0,95 — коэффициент степени заполнения ротора листами поверхности нагрева; ЬПр, ЬП1 — размеры металлической проставки и плавника, м; С — удельная площадь поверхности 1 мэ набивки ротора, м2/м3; h—высота набивки, м; остальные обозначения аналогичны (1.71). Зависимость С от толщины листа на- бивки и эквивалентного диаметра dSK сле- дующая: d9K, мм............ 9,6 7,8 9,8 С, м2/м3 ........... 365 440 325 6Л, мм............. 0,63 0,63 1,2 Прн выполнении поверочного расчета может оказаться, что имеющаяся площадь поверхности перегревателя не обеспечивает необходимой температуры нагрева. В этом случае площадь поверхности следует умень- шить (или увеличить) за счет изменения числа петель пароперегревателя при сохра- нении значения АЛрег = 45 4- 63 кДж/кг. В экономайзере энтальпии воды на вы- ходе пзк должны находиться в пределах рекомендованных значений (см. табл. 1.30). В воздухоподогревателе во избежание низкотемпературной коррозии минимальная температура стенки металла /ст. мин долж- на превышать /р +10, где /Р— температу- ра точки росы, °C: 200 $ SP — ^конл Ч--------—— • (1.77) а 1,23 ун Здесь /К0Нд — температура конденсации во- дяных паров, °C; SBp, Л₽р — приведенные сернистость и зольность топлива, % кг/МДж; аун — доля золы в уносе. Для трубчатого воздухоподогревателя 0,8а^" + а®/' 1 ' П A Oil * СТ. МИЭ--------о 0,95ав + а® для регенеративного хга!1У' 4- х_а°/' • __ 1 А ИА 011 ГСТ. МНИ------------------- хгак + хвак (1.78) (1.79) где а® н а® — коэффициенты теплоотдачи со стороны соответственно газа и воздуха, Вт/(м2-К) (табл. 1.46); О", /вп — темпера- туры воздуха на входе и газов на выходе из воздухоподогревателя, °C; хв н хг — доли сечения для прохода воздуха н газа. 1.5.5. АЭРОДИНАМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ КОТЛА Целью аэродинамического расчета яв- ляется выбор тягодутьевых машин на ос- нове определения производительности тя- говой и дутьевой систем н перепада пол- ных давлений в газовом и воздушном трактах. В котлах е уравновешенной тягой раз- дельно рассчитываются перепады давлений в воздушном тракте от места забора воз- духа из окружающей атмосферы до нхода воздуха в топку и в газовом тракте от топки до выхода газов из дымовой трубы. Основная часть воздушного тракта от вен- тилятора до входа в топку находится под давлением, а газовый тракт—под разре- жением. В топке поддерживается давле- ние, близкое к атмосферному.
84 Паровые котлы Разд. 1 В котлах с наддувом весь газовоздуш- ный тракт рассчитывается совместно; от вентилятора до дымовой трубы он нахо- дится под давлением. Подача дутьевого вентилятора, м3/с (ат Аат Аапл+Давп) 273 ' Объемный расход газов перед дымо- сосом, м3/с г „ П1 д п + 273 ^Д = Вр[^ + («Д-1)И-а27Г”- где ВР — расчетный расход топлива, кг/с; V0 — теоретическое количество воздуха (при давлении 0,1013 МПа и 0°С), необходимое 1 3/ , 1 /0 для сгорания 1 кг топлива, м/кг» vr — теоретический объем продуктов сгорания (при давлении 0,1013 МПа и 0°С) на 1 кг топлива при избытке воздуха а — 1, м3/кг; ат и ад— соответственно избытки воздуха в топке и перед дымососом; Да, и Дапд — соответственно присосы воздуха в топке и в системе пылеприготовлеиия; AaDn — перетечки воздуха в воздухоподогревателе; tx. g, 'Од — соответственно температура хо- лодного воздуха и газов у дымососа, °C. Перепад полных давлений по газовому тракту при уравновешенной тяге, Па, А₽п Ар ] 293 ~ ^Рс ’ где Ар — суммарное сопротивление без по- правки на сжимаемость иа участке «топ- ка — выход» из дымовой трубы, Па; У Дрг — суммарная самотя!а газового тракта, включая дымовую трубу, Па; р" — разрежение на выходе из топки, обычно принимается р" — 20 Па. Перепад полных давлений в воздуш- ном тракте, Па Арц = Ар — Рс “ р'т, где Др — суммарное сопротивление на участке забора воздуха и выхода из го- релки, Па; рс — суммарная самотяга воз- душного тракта, Па; рт = р" 4- pgb' — разрежение в топке на уровне ввода воз- духа, Па; Ь’ — разность отметок между выходом газа из топки и вводом воздуха в топку, м. Самотяга при температуре наружного воздуха 20 °C на любом участке газовоз- душного тракта, включая дымовую трубу, Па, Ape = ± b (рв — р) g, где b — разность высот концов рассчиты- ваемого участка, м; р — средняя по вы- соте участка плотность среды, кг/м3. При движении потока вверх значение Аре берется со знаком плюс, при движении вниз — со знаком минус. При работе с над- дувом перепад полных давлений во всем тракте, воздушном и газовом, Арпщ (Ар Рс)возд 4" (Ар Рс)газ 0,95£z. Индексы «возд» и «газ» относятся к воздушной и газовой частям тракта. Все сопротивления Др при выполнении расчета разделяют на следующие: 1) трения — возникает при движении потока вдоль поверхностей, в том числе при продольном омывании пучков труб; 2) местные—вызываются резкими из- менениями конфигурации канала или на- правления движения потока канала, в гом числе поперечно омываемых трубных пучков; 3) самотяги и ускорения. Значения указанных выше сопротивле- ний определяют по зависимостям, приве- денным в [2]. Расчетная подача тягодутьевой маши- ны, м3/с, Qp-p.V/z. Расчетное давление тягодутьевой ма- шины, Па, Рр ~ Ра АРп> где V — расход газов или воздуха, м3/с; Арп — перепад полных давлений, Па; г — число тягодутьевых машин иа котле; и Рг— коэффициенты запаса по подаче и давлению, принимаемые соответственно равными 1,10 и 1,20. Для определения соответствия тяго- дутьевой машины требуемым значениям рр и Qp необходимо привести значение рр к плотности среды, для которой заводом- изготовителем дается характеристика ма- шины. Для этой цели можно воспользовать- ся следующим выражением: РрР = Р _ Рзав Рр> где р — плотность среды проходящей че- рез тягодутьевую машину, кг/м3; рзав — плотность воздуха, указанная в заводской характеристике, кг/м3. Установленная мощность электродвига- телей тягодутьевых машин, кВт, QpPp 10-3, — Рз где ₽з — коэффициент запаса мощности электродвигателя, принимаемый равным 1,1; ^—•эксплуатационный КПД тягодутьевой машины при расчетном режиме. Как правило, на одни котел устанав- ливают два вентилятора и два дымососа (в случае наддува — только два вентили-
§ 1.6 Гидродинамики пароводяного тракта котла 85 тора). Для мощных котлов (£>>2500 т/ч) допускается установка трех-четырех ма- шин. Для котлов производительностью 950 т/ч и более применяют осевые дымо- сосы, а при производительности более 1500 т/ч — также и осевые вентиляторы. В остальных случаях устанавливаются вы- сокоэкономичные радиальные (центробеж- ные) тягодутьевые машины с сильно загну- тыми крыловидными лопатками. 1.6. ГИДРОДИНАМИКА ПАРОВОДЯНОГО ТРАКТА КОТЛА 1.6.1. ПОКАЗАТЕЛИ НАДЕЖНОСТИ РАБОТЫ ЦИРКУЛЯЦИОННЫХ КОНТУРОВ Основное требование надежности ра- боты котлов — обеспечение условий, исклю- чающих работу металла труб в нерасчет- ных температурных режимах. Для оценки отклонений тепловосприятий, расходов сре- ды, гидравлических сопротивлений и т. п. в отдельных трубах от средних значений вводятся следующие величины: 1) коэффициент температурной развер- ки — отношение температуры среды на вы- ходе <вых из разверениой трубы (т. е. тру- бы, находящейся в наиболее опасных тем- пературных условиях работы) к средней температуре /в“х на выходе из элемента: /ВЫХ //сых, "т ‘т /*ср ’ 2) коэффициент тепловой разверки — отношение приращения энтальпии среды в отдельной трубе (витке) к среднему при- ращению ее в элементе: Pq ==== ДЛт/ АЛср» 3) коэффициент гидравлической развер- ки — отношение расходов среды в отдель- ной трубе £>т к среднему расходу в тру- бах элемента £)ср: Рг “ ^т/^ср! 4) коэффициент неравномерности теп- ловосприятия в элементе — отношение сред- него удельного тепловосприятия разверен- ной трубы ут к среднему удельному теп- ловосприятию элемента <jcp: Лт ~ Ут/Уср- Значение цт меняется в пределах от ц”нн = = 0,25 до Ч“акс= 1,5; 5) коэффициент гидравлической нерав- номерности — отношение полного коэффи- циента гидравлического сопротивления раз- веренной трубы zTp к полному среднему коэффициенту гидравлического сопротивле- ния элемента zcp: Т)г = гтр/йср> 6) коэффициент конструктивной нетож- дественности — отношение площади обог- реваемой поверхности отдельной трубы Гтр к площади обогреваемой поверхности трубы элемента FCP со средним обогре- вом: Лк. н — Fтр/FСр. Коэффициенты рт н i)K. в, а и цг связаны между собой НИЯМИ Рт = Лк. нЛт/р<?> ( 1 Г Рг--< ---- I 1 I nr L также рт соотноше- (1.80) А -НИВ д „НИВ I д —КОЛ Т т Ч 0,5 Арт — Арср +Ьр р ) Рср где Др“нв и Ар“р* В — нивелирные перепады давления для разверенных труб и труб со средним обогревом, Па (см. кн. 2, разд. 1); Дркол — разность суммарных потерь давле- ния в коллекторах между сечением присо- единения разверенных труб и средним ме- стом присоединения остальных труб со средним обогревом, Па; р и рср—средние плотности среды в разверениой трубе и в элементе, кг/м3; = дРгр + s ДРМ ~ п0" тери давления в трубах со средним обогре- вом, Па; Артр и 2Дрм — потери давления на трение и в местных сопротивлениях, Па (см. кн. 2, разд. 1). В котлах с естественной циркуляцией в наиболее тяжелых температурных усло- виях работает металл слабо обогреваемых труб, а в котлах с принудительным движе- нием— наиболее обогреваемых труб и труб с малым расходом среды, т. е когда (рт)? <' (pai)cp. Повышение температуры металла в указанных трубах связано с на- рушением нормального гидравлического режима в топочных экранах, а именно с возникновением таких явлений, как за- стой — медленное движение воды и пара, при котором имеет место застой отдельных паровых пузырей на некоторых участках обогреваемой трубы, опрокидывание — из- менение направления движения воды в трубе, сопровождаемое ее запариванием из-за скопления поднимающегося вверх пара в медленно опускающей воде, обра- зование свободного уровня — прекращение движения воды в трубе, выведенной в па- ровое пространство барабана, с медлен- ным движением пара выше уровня воды в ней. Для предотвращения появления застоя и опрокидывания, а также образования свободного уровня в трубах контуров с ес- тественной циркуляцией необходимо, чтобы при всех нагрузках котла выполнялись
86 Паровые котлы Разд. 1 Рис. 1.43. Номограммы для проверки отсутствия застоя и опрокидывания циркуляции: а — в необогрсваемых трубах; б — в обогреваемых трубах;
§ l.G 'ih.'i.i пика apt; iud'iitc-го тракта котла 87 Рис. 1.43. Продолжение в — для проверки отсутствия опрокидывания циркуля- ции; г — гидравлическая поправка к приведенной ско- рости пара при опрокидывании (1-82) (1.82а) (1.826) соответственно следующие условия: ^з/^пол^ 1,1 (1,2); ^опр/^пол 1,1 (1,2); S3 Арву ----с----->1,1 (1,2), ° пол где S3 = (Ьобф3 + Ьпо<рз) (р' — р") g — дав- ление при застое, Па; здесь Ьоб и &по — соответственно высоты паросодержащих участков обогреваемой части трубы и ее части после обогрева, м; ф3 и ф3 — напорные паросодержания застоя среднее по трубе и на участке после обогрева, определяемые для наименее обогреваемой трубы по номо- грамме рис. 1.43, а и б, при Ьпо<0,15Ьоб Фз = фз‘> 5ПОЛ — полезное движущее давле- ние, Па [(см. 1.93)]; Sonp = S”p (b - Ьпо) - давление опрокидывания на 1 м высоты трубы, Па/м (см. рис. 1.43, в); Ь — общая высота трубы, м; Дрв. у — gb (1 ~ Фз) (Р' — —р") — потеря давления на подъем смеси иа высоту выше уровня воды в барабане ^в. у» Па. Значение 1,2 в соотношениях (1.82) принимается при отклонении условий ра- боты котла от расчетных или при наличии наклонных участков с общей высотой бо- лее 20 % обогреваемой высоты трубы. Проверка на возможность образования свободного уровня делается только для труб, введенных в барабан и в выносные циклоны выше уровня воды. Для осталь- ных труб контуров с естественной цирку- ляцией выполняется проверка на застой и опрокидывание. Во всех случаях возможность образо- вания свободного уровня, застоя и опро- кидывания должна быть исключена. До- стичь этого можно, например, снижением скорости в опускных трубах контура пу- тем увеличения их числа или диаметра. Средняя приведенная скорость пара в трубе с наименьшим обогревом рассчиты- вается по формуле Ш-'о Лт^к. и^О ср b’ п где и-'оср — средняя приведенная скорость пара в трубе со средним обогревом, м/с; Ди>0 —уменьшение приведенной скорости пара вследствие аккумуляции теплоты на
88 Паровые котлы Разд. 1 1 м высоты трубы (определяется с помощью рис. 1.43, г). В элементах котлов с принудительным движением при докрнтнческом давлении производится проверка иа опрокидывание и застой, а в элементах при сверхкритиче- ском давлении — только на опрокидывание потока. Застой и опрокидывание в элементе котла докритического давления с принуди- тельным движением среды отсутствуют, если соблюдаются соответственно условия Др9Л/Лра> 1.1 (1>2); {bp'g-S~) > 1Д где Дрэл = Дртр + 2&рм + Дрнив + Друск + + ДРкол — перепад давления в трубном эле- менте котла, Па; здесь Лртр, 2Дрм, Дрнм, Друск и Дрхол — соответственно потери дав- ления на трение, в местных сопротивле- ниях, нивелирная составляющая перепада давления, перепад давления вследствие ускорения потока и суммарное изменение статического давления в коллекторах, Па, определяемые по зависимостям, приведен- ным в кн. 2, разд. 1 и [5]; Др3 = &?[р' — — Фз(Р' — Р")! — перепад давления при за- стое, Па. Оценка возможности опрокидывания потока в топочных панелях с различной навивкой прн СКД производится по их гидравлическим характеристикам (см. п. 1.6.3). 1.6.2. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ КОТЛА С ЕСТЕСТВЕННОЙ ЦИРКУЛЯЦИЕЙ Цели расчета — выбор оптимальной компоновки контуров котла, оценка надеж- ности их работы и разработка мероприя- тий для повышения надежности. Как пра- вило, расчет циркуляции выполняется для всех контуров котла. При расчете определяются скорости воды, кратность циркуляции, запасы на- дежности по застою и опрокидыванию цир- куляции. Для расчета составляют эскизы (рис. 1.44) контуров и таблицы их кон- структивных данных с указанием общей высоты контура 6, высот и длин участков bit Ц, участков до и после обогрева Ьд. 0, Ьп. о и значений тепловоспрнятий обогре- ваемых труб. Последние определяются по данным теплового расчета (см. п. 1.5.3) путем распределения радиационного и кон- вективного тепловосприятия между отдель- ными контурами. Расчет контуров естественной цирку- ляции может выполняться графоаналитиче- ским методом [5] либо па ЭВМ с исполь- зованием итерационного метода. В первом случае расчет ведется для нескольких (обычно трех) предварительно задаваемых Точка закипания Рис. 1.44. Расчетная схема циркуляции в контуре барабанного котла скоростей циркуляции (щ|0); для экранов, непосредственно введенных в барабан, ско- рость принимается в пределах = 0,5 ~ 1,5 м/с; для экранов, имеющих верхние коллекторы и>0 = 0,5 ~ 1,0 м/с. Во втором случае в начале расчета следует задаться значением скорости циркуляции примерно 0,5 м/с и погрешностью ее определения (0,1 %). При этом изменение давлений це- лесообразно рассчитывать по направлению движения среды: вначале в опускной си- стеме, а затем в подъемных трубах. Расчет сводится к определению значений следую- щих величин: 1) расхода воды в контуре, кг/с, G — wap'F, где р' — плотность воды иа линии насыще- ния, кг/м3; F—площадь для прохода ра- бочей среды в подъемных трубах конту- ра, м2; 2) тепловой мошности, необходимой для подогрева воды до точки закипания, кВт, Qsk “ ^hf}G, где — недогрев воды в барабане, кДж/кг. При одноступенчатом испарении воды Л/гб = (й' — й9К)/й, где h3K — энтальпия воды на выходе из экономайзера, кДж/кг; k — кратность цир- куляции, равная 5—12, кг/кг (меиьшее зна- чение соответствует давлению в барабане 18 МПа, большее 10 МПа). В чистых от- секах котлов со ступенчатым испарением Д/1б^ h'~h^-G , л wq, Q где G и G4. о — расходы воды в котле и чистом отсеке, кг/с;
§ 1.6 Гидродинамика пароводяного тракта котла 89 3) подогрева воды в опускных трубах котла АЙоп = Qon/Gon> где QOn — тепловосприятие опускной систе- мы, кДж/с; GOn — количество проходящей по опускным трубам воды, кг/с. При от- сутствии обогрева Дйоп = 0. Сопротивление труб опускной системы определяют для принятых значений и>0 и соответствующих им значений скорости воды в опускных трубах и>Оп по формуле Ароп = Аргид + А5НИВ, где Дргид— гидравлическое сопротивление, Па (см. кн. 2, разд. 1); Д5НИв = фоп(р' — — p")bo„q— уменьшение давления столба среды в опускных трубах из-за сноса в ннх пара, Па. Высота экономайзерной части труб до точки закипания, м2 6ЭК = Ьд. о + Ъ\ + Айб Айоп Дйсн + Л {^оп йд. 0 — — &1 - [Дроп/(р'?)]} — QJG Bj/G + A (1.83) где Дйсн — подогрев воды в опускных трубах паром, снесенным в эти трубы, кДж/кг; Bj = (Q/b)f, / — иомер участка (/= 1, 2); А = • Ю-6 кДж/кг, при. ре = = 12-4-18 МПа — ~ 40 кДж/(кг • МПа); Рр Qi — тепловосприятие первого участка кДж/с. Последовательность определения зна- чения Лэк следующая. Вначале предполагая, что закипание произойдет в первом участ- ке подъемных труб (/ = 1), рассчитывает- ся значение Лэк- При этом в формуле (1.83) члены bi и Qi/G опускаются, если йЭк>Ь|- Расчет ведется с учетом всех членов при / = 2. Высота первого паросодержащего уча- стка и высота паросодержащей части кон- тура соответственно равны: ^пар 1 = Ьл, о + bi b3K} &пар — b Ьэк. Паропроизводительность первого участ- . ка, кг/ч ~ G ~~ йоп) Количество пара на выходе из участка, в который поступает пароводяная смесь, кг/ч йк = йи + (?Л где DH — количество пара на входе в рас- считываемый участок, кг/ч;. Qi — тепловос- приятие i-ro участка, кДж/ч. В дальнейшем все расчеты для выде- ленных участков ведутся по среднему рас- ходу пара в участке: В = 0,5 (D„ + DK). Средние приведенные скорости пара ш'о', массовое паросодержание х, скорости сме- си Всм, объемное н напорное паросодержа- ние р и ср определяют по зависимостям, приведенным в кн. 2, разд. 1. Движущий и полезный перепады дав- ления, Па, для каждого выделенного уча- стка рассчитывают по формулам s = Лпарф (р'- р") ) (184) •^пол ~ 5 Лрпод» J где йпар — высота паросодержащей части участка, м; <р — среднее напорное паросо- держание труб; Арпод—сопротивление подъ- емных труб, Па. Полезный движущий перепад давления всего контура, состоящего из нескольких (п) последовательно включенных участков, Па, определяется как сумма: п ^ПОЛ = 2Z ^ПОЛ { + ^ПОЛ. П. О> (1.85) «=1 где S„0JI i — полезный перепад давления i участка, Па; 5ПЛО. п. о — полезный перепад давления па участке после обогрева, Па. Затем строят циркуляционные характе- ристики контура 5„ол =f(w0) и Дроп = = f(wa) (рис. 1.45), пересечение которых позволяет определить истинное значение скорости циркуляции ш0 и расхода воды. Гидравлические характеристики сложных контуров определяются в соответствии с рекомендациями [5]. После определения действительных пе- репадов давлений и средних расходов в отдельных контурах и их элементах про- изводят проверку правильности предвари- тельно принятого значения кратности цир- куляции, а затем выполняют проверку на- дежности работы контура: по свободному уровню (для труб, выведенных в паровое пространство), застою и опрокидыванию циркуляции (для труб, выведенных в Рис. 1.45. Графическое определение усло- вий циркуляции в простом контуре
90 Паровые котлы водяной объем барабана или коллектор); по допустимому температурному режиму обогреваемых труб; по надежности цирку- ляции прн нестационарных режимах рабо- ты котла. 1.6.3. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ПРЯМОТОЧНОГО КОТЛА Задачами расчета являются оценка на- дежности работы поверхностей нагрева, выбор нх рациональной компоновки, опре- деление потерь давления в котле. Расчет выполняется для всех разно- типных контуров, при однотипных допуска- ется расчет только находящихся в наи- худших условиях по обогреву и конструк- тивным особенностям для номинальной и наименьшей, гарантированной заводом-нзго- товителем, нагрузок, а также для растопоч- ных режимов. Для выполнения расчета не- обходимо располагать как компоновочными и конструктивными данными, так н значе- ниями тепловосириятий всех элементов котла. Потери давления в пароводяном трак- те котла \рк, Па, учитываемые при выборе питательного насоса, определяются для но- минальной производительности котла по формуле ДРк = S ^Рэл+ Е ^Рарм "Ь ДРохл “Ь ^Рр. п. к> Где Дрэл> У, Драрм, Дрохл И ДРр. п. к перепады давлений соответственно в эле- ментах пароводяного тракта, арматуре, па- роохладителях и регулирующем питатель- ном клапане, Па, значения которых опре- деляются рекомендациями [5]. Прн оценке устойчивости движения, определении гидравлических и температур- ных разверок, анализе повреждений труб в контуре (элементе) с принудительным движением среды строится его гидравличе- ская характеристика, представляющая со- бой зависимость перепада давления в нем от массовой скорости среды (рис. 1.46). Гидравлическая характеристика контура определяется суммированием характеристик последовательно включенных в него эле- ментов, перепад давления в которых прн фиксированном значении массовой скоро- сти равен: дРэл = Z ДРуч> где Друч=Дрш+ДрТр+Дрм+ДрН11В+Друск— потеря давления на участке элемента, Па; л t Г d V (рИ2 “ so I -j— j —-----потеря давления \ “Ш J в дроссельных шайбах, Па; ^ — коэффици- ент сопротивления шайбы, определяемый по рекомендациям [5]; d и dm — диаметры трубы и отверстия дроссельной шайбы, м; р — плотность среды, кг/м3. Деление элемента на участки осуще- ствляется с учетом диаметра труб, поло- жения их в пространстве, направления дви- жения среды, тепловосириятий, агрегатного состояния среды и степени обогрева. Движение в контуре (элементе) устой- чиво, если его характеристика однозначна, т. е. каждому перепаду давления соответ- ствует только один расход рабочей среды [рис. 1.46, а (У), рис. 1.46,6 (/)]. Если пе- репаду давления соответствуют два или более различных расходов, то гидравличе- ская характеристика неоднозначна (много- значна) (кривая 2 на рис. J .46, а, б и кри- вые 1, 2 па рис. 1.46, в), а движение среды в контуре (элементе) может быть не- устойчивым. Вид гидравлической характе- ристики контура (элемента) зависит от соотношения нивелирных перепадов и гид- равлических потерь давления. В прямоточ- ных котлах с горизонтальной навивкой од- нозначность гидравлической характеристики может быть достигнута дросселированием (установкой дроссельных шайб в трубах) (рис. 1.46, а), а при использовании панелей с. подъемно-опускным движением среды — соответствующей их компоновкой [5]. Прн многозначной характеристике эле- мента в зависимости от его типа возможны изменения направления движения среды в отдельных (разверенных) трубах, а также значительная разверка расходов, вслед- Рис. 1.46. Гидравлические характеристики экранов: а — экран с горизонтальной навивкой: 1 — с шайбованием; 2 — без шайбования; б — панелей экра' нов с. вертикальными подъемными (/) и опускными (2) трубами; в — панелей экранов из U-образ- ных (У) и П-образных (2) труб
§ 17 Методы получения чистого пара 91 ствие чего в трубах с малыми значениями массовых скоростей или с наибольшим при- ращением энтальпии рабочей среды может возникнуть неудовлетворительный темпера- турный режим для работы металла. При оценке надежности работы этих труб вна- чале определяют истинные значения сред- них массовых скоростей и приращения энтальпии в них, а затем проверяют вероят- ность окалннообразования и удовлетворе- ния условиям прочности металла труб. Зна- чения истинных массовых скоростей могут быть найдены как путем построения гид- равлических характеристик разверенных труб, так и использованием зависимостей (1.80) и (1.81). Окалинообразование отсутствует, если /н < k" 1 ст 11ст.]окал’ где н рст]Окат ~ температура металла стенки на внешней поверхности разверен- ной трубы и допускаемое значение темпе- ратуры металла по условиям окалинообра- зовання [5, 14] соответственно, °C. Нормальная работа труб по условиям прочности обеспечивается при соблюдении условия /расч rj тнапр 1ст 11ст J ’ где /Расч — температура металла стенки на среднем радиусе трубы, °C; [?ст]нап₽ — допу- скаемое по условиям прочности и опреде- ляемое по номинальному допускаемому на- пряжению значение температуры [14], °C. Изменения расхода топлива, давления, расхода и температуры питательной воды при работе котла могут приводить к воз- никновению общекотловой и межвитковой пульсациям. Первая характеризуется коле- баниями расхода рабочей среды в отдель- ных трубных элементах н контурах котла в целом. Как правило, она является зату- хающей . и после устранения возмущений прекращается. Для межвитковой пульса- ции характерно периодическое изменение расхода в отдельных параллельных трубах парообразующей поверхности (элемента), причем пульсации расхода среды сдвинуты в них по фазе таким образом, что сум- марный расход и перепад давлений между коллекторами остаются неизменными. С по- вышением давления рабочей среды вероят- ность возникновения межвитковых пульса- ций уменьшается. В котлах СКД межвит- ковые пульсации встречаются реже, а ам- плитуда нх меньше, чем в котлах докрнти- ческого давления. Пульсации расхода так- же уменьшаются с ростом массовой ско- рости и снижением тепловоеприятия эле- мента. Эффективный способ предотвраще- ния межнитковых пульсаций — увеличение сопротивления витков путем установки в ннх дроссельных шайб. Во избежание ухудшения температур- ного режима работы труб при минималь- ных расходах рабочей среды в них, осо- бенно для труб, расположенных в ядре факела, массовые скорости потока рш должны быть не менее 750 кг/(м2-с) при р > 12 МПа. Прн сверхкритическом дав- лении в начальных участках труб, находя- щихся в условиях интенсивного обогрева (<7 Дг 200 кВт/м2), массовая скорость не должна быть меньше 700 кг/(м2-с). 1.7. МЕТОДЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЧИСТОГО ПАРА И РЕГУЛИРОВАНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ ПАРА Методы получения чистого пара. Ка- чество перегретого пара, отвечающее тре- бованиям ПТЭ электростанций и сетей [18], обеспечивается в прямоточных котлах питанием их водой высокой чистоты, а в барабанных котлах — за счет высокой чис- тоты насыщенного пара, которая достига- ется путем питания котла водой надлежа- щего качества (см. разд. 7), организацией продувки водяного объема, ступенчатым испарением, промывкой насыщенного пара высоких давлений питательной водой с по- следующим уменьшенном его влажности путем сепарации влаги. Поддержание солесодержания котло- вой воды барабанных котлов в пределах норм при их эксплуатации осуществляется с помощью продувки (периодической и не- прерывной). Периодическая продувка осу- ществляется из нижних точек барабана и коллекторов 2 раза в смену в целях вы- вода из котла твердых примесей (шлама и продуктов коррозии). Непрерывная про- дувка осуществляется из барабана или вы- носных циклопов для удаления части кот- ловой воды с повышенной концентрацией растворенных примесей. Расход продувки устанавливается на базе результатов теп- лотехнических испытаний котла. Макси- мальные его значения для котлов приве- дены в табл. 1.51. Улучшение качества пара в барабан- ных котлах без увеличения непрерывной продувки достигается организацией в них ступенчатого испарения. Ступенчатое испарение (рис. 1.47) реа- лизуется путем разделения барабана кот- ла на несколько ступеней (отсеков) с са- мостоятельными контурами циркуляции и организацией последовательного поступле- ния в них котловой воды и непрерывной продувки из последней ступени. Концентра- ция солей в котловой воде по ступеням изменяется от меньшей концентрации к большей, насыщенный пар отводится толь- ко из чистого отсека. Пар солевых отсеков поступает в паровое пространство чистого
92 Паровые коглы Разд. 1 Таблица 1.5.1. Предельные значения соле- и кремнесодержания питательной воды для тепловых схем ступенчатого испарения [18] Давле- ние в бара- бане, МПа Макси- маль- ная про- дувка р Рекомендуемые максимальные значения паро- производитель- ности ступеней испарения Коэффициент уноса кремниевой Содер- жание крем- ниевой кислоты в насы- щенном паре по ПТЭ мкг/кг Максимально допустимое содержание кремниевой кислоты в питательной воде Sin< в Предельные значения солесодержания котловой воды по ступеням испарения (по NaClh мг/кг Макси- мально допусти- мое соле- содержа- ние питатель- ной воды (по МаС[). мг/кг кислоты паром П1 п2 k. *2 | *п. р. в по ПТЭ по рас- чету Si s2 11,0 0,03 0,93 0,07 0,02 0,015 0,08 25 —- 275 600 3000 58 15,0 0,005 1,00 0,04 0,03 0,1 15 40 30 500 2,5 0,005 0,95 0,05 15 40 80 500 2000 10 0,03 0,93 0,07 25 120 190 500 2000 48 18,0 0,005 1,00 0,1 0,08 0,14 15 40 20 250 1,25 0,005 0,95 0,05 15 40 35 250 1000 5 отсека и вместе с общим потоком пара чис- того отсека проходит завершающую сту- пень сепарации. В зависимости от качества питательной воды применяются схемы как с одной, так и с двумя или тремя ступе- нями испарения. На практике чаще всего используется двухступенчатая схема испа- рения с выносной второй ступенью (рис. 1.47). Выбор производительности каж- дой ступени испарения осуществляется из условия обеспечения минимального соле- и кремнесодержания пара до промывочного устройства с использованием уравнений со- левых балансов. Для схемы двухступенча- того испарения котлов высокого давления, когда общее солесодержание пара в основ- ном определяется уносом кремниевой кис- Рис. 1.47. Схемы двухступенчатого испа- рения в барабанных котлах: I, II— соответственно первая и вторая ступени испарения; 1 — подъемные трубы; 2 — опускные трубы; 3 — подвод питательной воды; 4 — бара- бан; 5 — пароотводищие трубы; 6 — пароперепуск- иые трубы; 7 — выносной циклон; 8 — коллек- тор; 9 —продувка; 10 — водоперепускиые трубы лоты, эти уравнения имеют вид Sin. с (1 + р) == S izp + Sin. д. п*> Sii (raj + р) — S12 + Sijp; Sin. д. п “ Sij kj^i + S12 1 = raj + П2, где Sin. c, Sin. д. n, Sii и Si£ — кремнесодер- жание питательной воды первой ступени испарения, пара до промывочного устрой- ства, котловой воды в первой и второй ступенях испарения соответственно, мг/кг; k{ и kz— коэффициенты уноса кремниевой кислоты паром в первой и второй ступенях испарения; п.\ и га2 — относительные произ- водительности первой и второй ступеней испарения в долях паропроизводительности котла; р — продувка в долях паропроизво- дительности. Кремнесодержание питательной воды первой ступени испарения Sin. с за- висит от способа подачи питательной воды в барабан. При отсутствии паропромывоч- ного устройства Sin. с = Sin. в, где Sin. в — кремнесодержание питательной воды котла. При подаче всей питательной воды на паропромывочное устройство Sin.eO+p—0*5kn.p.B)“hSii rai-J- e. ______________Я~ Si2&gra2__________ n’c 1 + P + 0»5£п. p. в где kn_ p. в — коэффициент уноса кремние- вой кислоты паром в паропромывочном устройстве. Численные значения коэффициентов уноса кремниевой кислоты, характеризую- щие относительное загрязнение пара, а так- же предельные значения соле- и кремне- содержания питательной воды для типо-
§ 1-7 Методы получения чистого пара 93 Рис. 1.48. Схемы типовых внутрибарабанных устройств котлов высокого (а), среднего (б) и низкого (в) давления: а — для котлов высокого давления с внутрибараб энными циклонами; б и в — для котлов среднего давления с отбойными щитками и погруженным дырчатым щнтом соответственно; 1 — барабан; 2 — ввод пароводяной смеси; 3 — короб; 4 — циклон; 5 — сливиой короб; 6— крышка: 7 —дырчатый лист промывочного устройства; 8 — пароприемный потолок; ’ — раздающий короб питательной воды; 10 — пароотводящие трубы; II — подвод питательной воды; 12 — опускные трубы: 13 — труба ава- рийного слива воды; 14 — жалюзийный сепаратор; 1,5 — затопленный дырчатый щит; 16 — отбойные подушки вых схем ступенчатого испарения приведе- ны в табл. 1.51. Допустимое значение влажности пара на выходе из барабана определяется дав- лением и наличием промывки. При отсут- ствии последней влажность пара должна быть ие более 0,02 %. При высоких давле- ниях, когда необходимое качество пара достигается промывкой его питательной во- дой, влажность может быть выше, но ие более 0,1 %. Необходимый уровень влажности пара достигается с помощью внутрибарабанных устройств за счет снижения кинетической энергии пароводяных струй, истекающих из парообразующих труб, начального разделе- ния пароводяной смеси, равномерной раз- дачи пара по зеркалу испарения и полной его осушки. Тип и конструктивное оформление при- меняемых в барабане устройств зависят от единичной мощности котла и параметров пара. Гашение кинетической энергии струй пароводяной смеси и начальное разделение последней в барабанах котлов среднего давления осуществляются с помощью от- бойных щитков, жалюзийнодроссельиых стенок с горизонтальным расположением пластин и других устройств, а в котлах высокого давления — внутрибарабанных цик- лонов (рис. 1.48). Равномерное распределение пара по сечению барабана и пароотводящим тру- бам обеспечивается с помощью установки соответственно дроссельных щитов в водя- ном объеме (дырчатых погруженных щи- тов) и дырчатых листов в паровом объеме на выходе из барабана (пароприемных по- толков). Тонкая осушка достигается за счет осадительной сепарации в паровом объеме барабана и использования в котлах с дав- лением меньше 11 МПа жалюзийного се- паратора. Размеры барабана определяются ис- ходя из допустимой удельной паровой на- грузки (средняя массовая нагрузка на метр длины цилиндрической части) Яе, т/(ч-м). Максимальное ее значение при равномерной загрузке зеркала испарения для давлений 10,7—18,44 МПа примерно равно: (аб)макс 80 б(б^б» где d6 — внутренний диаметр барабана, м; kr, — критерий Кутателадзе, характеризую- щий скорость легкой фазы, соответствую- щую возникновению кризисных явлений в двухфазных потоках. Для котлов без промывки пара при высоком качестве питательной воды /гв (0,4 -i- 0,6), с барботажной промывкой k6 ^(0.29 4- 0,32). Схемы типовых внутрибарабанных уст- ройств, проверенных в эксплуатации и освоенных в производстве, показаны на рис. 1.48. Погруженный дырчатый щит (рис. 1.48, в) располагают на 50—75 мм ниже наинизшего массового уровня в ба- рабане с расстоянием до его стенок, не менее 150 мм для стока воды. Отверстия в погруженном щите выполняют диамет- ром не менее 10 мм для предотвращения забивания их шламом. Щит снабжают закраинами высотой не менее 50 мм, чтобы предотвратить прорыв пара помимо щита. Питательную воду подают поверх дырчатого щита со скоростью ие менее I, ио не более 4 м/с во избежание по- падания относительно холодной воды на противоположную стенку корпуса бара- бана.
94 г/ilpouw.' КчГЛЫ '•'’азд. Таблица 1.52. Рекомендуемые значения скоростей пара и воды в потолочных дырчатых листах н паропромывочных устройствах [15] Давление в барабане» МПа Минимальная скорость пара в отверстиях паропром ыаочных листов, обеспечивающая беспровальный режим их работы *, м/с Минимальная скорость пара в отверстиях потолочного дырчатого листа, м/с Рекомендуемая скорость пара в отверстиях потолочного дырчатого листа, м/с Максимальная скорость пара» приведенная к полезной площади паропромывочных листов, м/с ** Максимальная скорость воды в сливных коробах, м/с 11,0 1,1 2,0 4,0—7,0 0,15 0,10 15,0 1,0 2,3 3,0-6,0 0,14 0,09 18,0 0,6 1,2 2,5-5,0 0,09 0,08 * Эту скорость рекомендуется принимать при 100 %-ной нагрузке. Прн этом обеспечивается беспро- вальный режим работы паропромывочиых листов в диапазоне нагрузок от 50 до 100 %. ** Полезнаи площадь каждого паропромывочного листа ограничивается осями крайних рядов отвер- стий перфорированной части листа. В паровом пространстве барабана пе- ред пароотводящими трубами на макси-’ мальной конструктивно выполнимой высоте устанавливается потолочный дырчатый лист (пароприемный потолок). Диаметр отвер- стий 5 мм. Степень перфорации определя- ется из условия обеспечения рекомендуе- мых значений скорости пара в отверстиях потолочного дырчатого листа (табл. 1.52). Для тонкой очистки пара от капель воды в барабанах с давлением меньше 11,3 МПа используют жалюзийный сепара- тор (рис. 1.49). Отделение капель воды в нем происходит за счет изменения на- правления движения пароводяного потока при прохождении криволинейных каналов, образуемых волнистыми пластинами, уста- новленными с шагом 10 мм. Капли влаги, попадая на пластины, смачивают их по- верхность и стекают в виде струек, захват влаги из которых невозможен, так как ско- рости пара малы, а капли влаги укруп- нены. По расположению в паровом простран- стве пакеты жалюзи подразделяются на Рис. 1.49. Горизонтальный жалюзийный сепаратор: 1 — дырчатый щит; 2 — жалюзийный сепаратор горизонтальные (рис. 1.49) и наклонные, устанавливаемые под углом 10—30° к вер- тикали. Наклонные пакеты жалюзи обес- печивают относительно большую эффектив- ность сепарации и работают при более вы- соких допустимых скоростях набегания среды. Поэтому их целесообразнее всего применять при высоких удельных нагруз- ках барабана. Значения рекомендуемых скоростей набегания пара на жалюзи с, м/с, определяются из зависимости ®ж. с м ^ж. с^> где /гж. г — коэффициент пропорционально- сти, равный для горизонтальных пакетов 0,35—0,45, для вертикальных 1,0—1,3; л 4 / ло (р' — р") А = л / ——к - --------вспомогательный V (Р )2 параметр, м/с; здесь о — коэффициент по- верхностного натяжения воды, кг/с2; р" и р' — плотности пара и воды на линии на- сыщения, кг/м3. При рекомендуемых скоростях пара и начальных влажностях не более 20 % жа- люзийный сепаратор обеспечивает конеч- ную влажность на уровне 0,01—0,06 %. Снижение уноса кремниевой кислоты в котлах высокого давления достигается за счет промывки пара питательной воды в паропромывочном устройстве барабана (рис. 1.48, а). Оно состоит из барботажных дырчатых листов, устройств подачи пита- тельной воды на них и сливных коробов. Конкретные рекомендации по выбору кон- струкции, размеров барботажных листов и скоростей в характерных сечениях приве- дены в табл. 1.52, а методика расчета — в [15]. Начальное разделение пароводянон смеси, гашение кинетической энергии двух- фазного потока, а также двухступенчатая сепарация пара в барабанах котлов высо-
§ 1.7 Методы получения чистого пара 95 Рис. 1.50. Впутрибарабанный циклон: 1 — крышка; 2 — подводящий патрубок; .? — ци- лнидрнческий корпус; 4 — направляющие лопат- ки; 5 — донышко кого давления осуществляются во внутри- барабанных циклопах (рис. 1.50). Эти уст- ройства, кроме того, позволяют снизить ценообразование котловой воды, устранить захват пара в опускные трубы. Первая сту- пень сепарации — центробежная, она со- здается за счет тангенциальной подачи пароводяной смеси п циклон, вторая—оса- дительная. Кризис процесса сепарации, ха- рактеризующийся резким увеличением влаж- ности на выходе из циклопа, наступает при значениях осевой скорости пара в цилин- дрической части о)ц, м/с, выше 1,7Д. По- этому важно обеспечить равномерное рас- пределение потека по сечению циклона для получения возможно меньших скоростей. Это достигается установкой в верхней ча- сти циклона жалюзийного сепаратора. Уро- вень воды в барабане должен быть не выше середины подводящего патрубка. Для предотвращения прорыва пара через цик- лоп он перекрывается донышком, образую- щим кольцевое Сечение, с расположенными в нем направляющими лопатками. Послед- ние дают возможность осуществить спокой- ный сток воды. Внутркбарабаиные цикло- ны обеспечивают равномерную выдачу пара в паровой объем барабана по его длине и являются хорошими сепараторами. Однако установка их сложна, особенно монтаж всех соединительных коробов. Конструкция, размеры и составные эле- менты внутрибарабанных циклонов выби- раются в соответствии с требованиями [13]. Ширина патрубка выбирается на основа- нии результатов гидравлического расчета каждого контура, включающего впутриба- рабапные циклопы, исходя из условий обес- печения их сопротивления в пределах по надежности циркуляции. Данные по компоновке и допустимой паровой нагрузке типовых внутрибарабаи- ных циклонов приведены в табл. 1.53, а схема использования внутрибарабанных циклонов для котлов с давлением в бара- бане 15,2 МПа с промывкой пара питатель- ной водой показана на рис. 1.48, а. При ступенчатом испарении пар послед- ней ступени, как правило, осушается в вы- носных циклонах (рис. 1.51). Для разде- ления пароводяной смеси на воду и пар в них устанавливается внутренняя направ- ляющая лопасть, которая вместе с при- варенными к ней донышками образует с внутренней поверхностью криволинейный канал, ширину которого рекомендуется при- Таблица 1.53. Данные по компоновке и допустимой паровой нагрузке типовых внутрибарабанных циклонов [13] Диаметр циклона D. мм Высота циклона Н, мм Вид крышки * Количество циклонов на I м длины барабана Давление пара в барабане. МПа 1.4 2,4 4.0—5,0 11.3 15.2 16,2 18,1 Паровая нагрузка на циклон, т/ч 290 492 Жалюзи Колпак 5,60 5,08 2,1 3,2 4,2 7,0 8.2 8,3 7,7 315 517 Жалюзи Колпак 5,20 4,76 2,5 3,7 5,0 8,2 9,7 9,8 9,1 350 647 Колпак 4,36 3,1 4,6 6,2 10,2 12,0 12,2 11,3 * Жалюзийные крышки устанавливаются в случае отсутствия в барабане паропромывочиого устрой- ства; в остальных случаях устанавливаются колпаки.
96 Паровые котлы Разд. I Рис. 1.51. Выносной циклон: 1 — штуцер для трубопровода, подводящего кот- ловую воду; 2 — штуцер для трубопровода не- прерывной продувки; 3 — штуцер для воздушни- ка; 4 — штуцер для пароотводящего трубопрово- да; 5 — пароприемиый дырчатый щит; S — корпус; 7 — штуцера для трубопровода пароводяной смеси; 8 — крестовина; 9--штуцер для водо- опускной трубы; 10 — вставка для образования улитки нимать 15—25 мм. Высота щели определя- ется конструктивно. При расстоянии меж- ду штуцерами, подводящими пароводяную смесь, 290 мм высоту щели рекомендуется принимать равной 420 мм. Выравнивание поля скоростей пара по сечению циклона достигается за счет дыр- чатого листа, располагаемого в верхней ча- сти циклона. Суммарная площадь отвер- стий дырчатого листа принимается равной 10—20 % площади поперечного сечення цик- лона. Диаметр отверстий 6—10 мм. Высота активного сепарационного объема от верх- него штуцера ввода пароводяной смеси до дырчатого листа принимается ие менее 1200 мм. Высота водяного объема в цик- лоне при номинальной нагрузке и мини- мальном уровне не менее 1800 мм. В ниж- ней части водяного объема устанавливается крестовина, препятствующая вороикообра- зованию и захвату пара в опускные трубы. Подвод пароводяной смеси к циклонам осуществляется выше уровня воды в бара- бане на 200—500 мм, считая от нижнего Т а б т и ц а 1.54. Допустимые паровые нагрузки на выносной циклон [16] Параметр Давление в барабане, МПа 11,5 16.5 Паровая нагрузка, т/ч, не более 12 16 Приведенная скорость пара на выходе из улитки (при ширине щелн улитки 20 мм), м/с, не более 6.1 4,9 Коэффициент гидравли- ческого сопротивления на входе в циклон (из труб, подводящих па- роводяную смесь) 1,1 1,1 1,1 Коэффициент гидравли- ческого сопротивления на выходе из улитки 1,1 штуцера. Циклоны изготовляются в оди- ночном исполнении и в виде блока, со- стоящего из двух, в отдельных случаях из трех циклонов. Конструкция и ос- новные параметры их стандартизованы (ОСТ 108.030.03-85). Суммарная производительность и ко- личество выносных циклонов выбираются, исходя из расчета схемы ступенчатого ис- парения с учетом допустимых нагрузок на циклон (табл. 1.54). Регулирование температуры перегре- того пара. В барабанных котлах регули- рование температуры перегретого пара осу- ществляют поверхностными пароохладите- лями (рпе < 10,8 МПа) и впрыском соб- ственного конденсата (рпе 10,8 МПа), получаемого за счет конденсации насыщен- ного пара. В прямоточных котлах поддержание температуры перегрева в тракте высокого давления достигается соблюдением посто- янства между количеством переданной пару теплоты Q и его расходом D. Сред- ством подрегулировки является впрыск пи- тательной воды. Температура промежуточного перегрева поддерживается постоянной с помощью ППТО — паро-паровых теплообменников (твердое топливо), ввода рециркуляции га- зов, через горелки (газ, мазут) или в верх- нюю часть топки (газ, мазут, твердые топ- лива), а также перераспределения количе- ства газов, проходящих через газоходы, где расположены промежуточный пароперегре- ватель и экономайзер (схема «расщеплен- ный хвост»). Пределы регулирования энтальпии пара при впрысках и применении ППТО даны в п. 1.5.1.
§ 1.8 Металлы и прочность элементов котла 97 1.8. МЕТАЛЛЫ И ПРОЧНОСТЬ ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛА для продольного ряда отверстий или коридорного поля отверстий с минималь- ным шагом t в продольном направлении 1.8.1. РАСЧЕТ ТОЛЩИНЫ СТЕНКИ ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛА ПРИ ДЕЙСТВИИ ВНУТРЕННЕГО ДАВЛЕНИЯ Ф t — d Барабаны и круглые камеры *. Номи- нальная толщина стенки барабана или пря- мой круглой камеры, мм, определяется по формулам s~ 5ПЛ+7 + с~ (186) или 5 = -—^2------+С, (1.86а) 2qp [ст] — р где £)н и Ов — наружный и внутренний диа- метры, мм; р — расчетное давление, МПа; [ст] — допускаемое напряжение, МПа; <р — минимальный коэффициент прочности бара- бана или камеры, ослабленных сварными швами и (или) отверстиями; С — прибавка к расчетной толщине стенки, мм. Формулы (1.86) и (1.86а) применимы для барабанов и камер, содержащих воду, пароводяную смесь или насыщенный пар, а также для камер котлов СКД с энталь- пией среды до 2500 кДж/кг при выполне- нии условий для поперечного ряда отверстий или коридорного поля отверстий с минималь- ным шагом в поперечном направлении „_2 ~d - ф_2-7—, для шахматного поля отверстий опре- деляются три коэффициента прочности: продольном направлении при t~2a\ поперечном направлении при = 25; косом направлении — по формуле — п 1 -L л./ I -4~ tn 2 в в в Ф ти2 + 7? а — минимальный шаг между отвер- S-C 0,18 или <0,28; для камер перегретого пара при условиях S _ Q —т;— < 0,28 или ‘-'я S -С <0,64. За расчетное давление р принимается номинальное давление- пара р„ом на выходе нз котла с учетом гидравлического сопро- тивления в тракте до расчетной точки У Др и давления столба жидкости над рассматриваемым элементом Нр, МПа: Р — Дном + У Ар + Нр. Коэффициент прочности <р определяет- ся по следующим соотношениям: для одиночного неукрепленного отвер- стия 2 Ф =------------2----------------, (1.87) 7-— + 1,75 V(z>h - s) (S - с) или 2 Ф=------------j-----------------, (1.87а) ~г=г---- .-...7. - + 1,75 V(PB + S) (S — с) где d — диаметр отверстия, мм; где стиями в соседних рядах в продольном на- правлении, мм; b — минимальный шаг меж- ду отверстиями в поперечном направлении, .мм; m — b/a. За минимальный коэффициент прочно- сти в соотношении (1.86) принимается наи- меньшее его значение, найденное для всех возможных направлений, указанных выше. Для барабанов и камер, имеющих про- дольные сварные швы, учитывают коэффи- циент шва (см. кн. 1, п. 9.1.3). Допускаемые напряжения [о] опреде- ляют для выбранной марки стали в соот- ветствии с температурой стенки (см. кн. 1, п. 9.2.1). Расчетная температура стенки прини- мается как среднеарифметическое значение температур наружной и внутренней по- верхностей стенки рассчитываемого эле- мента, полученных из теплового и гидрав- лического расчетов котла. Допускается оп- ределение расчетной температуры стенки по соотношениям, приведенным в табл. 1.55. Пробное давление при гидравлическом испытании, расчет труб и трубопроводов — см. кн. I, пп. 9.2.3 и 9.2.4. Эллиптические днища. Номинальная толщина эллиптического днища, мм, долж- на быть не менее С_____рРВ DB I ~ 4ф [Ст] 2ЛВ Т 1 где /iB — высота эллиптической части дни- ща, измеренная по внутренней поверхно- сти, мм. Формула верна при соблюдении сле- дующих условий: * Все расчеты данного раздела вы- полняются в соответствии с [14]. £>в S — C Рв <0,1; d Рв 4 Под род, Григорьева
98 Паровые котлы Разд. 1 Таблица 1.55. Расчетная температура стенки, °C Рассчитываемый элемент Барабаны: вынесенные из газохода или надежно изоли- рованные неизолированные, расположенные в конвек- тивных газоходах: при tr + 600 °C при 600 °C < tr < 900 °C неизолированные, подверженные облучению факелом или горящим слоем топлива Камеры: необогреваемые экономайзеров и экранов, ка- меры насыщенного пара, входные камеры эко- номайзеров прямоточных котлов необогреваемые (кроме входных) экономайзе- ров прямоточных котлов и камеры перегре- вателей (кроме камер насыщенного пара) всех типов котлов обогреваемые, содержащие жидкость нли па- роводяную смесь: прн tr 600 °C при 600 °C < tt < 900 °C Кипятильные трубы: в котлах с естественной циркуляцией и кот- лах с принудительной циркуляцией при р 16,0 МПа Пароперегревательные трубы: конвективных пароперегревателей при р sj <: 2,5 МПа и ta. „ < 425°С при расположении пароперегревателя в зоне температур газов менее 650 °C и отсутствии гидравлической разверки Экономайзерные трубы: котлов с естественной н принудительной цир- куляцией (некипящих) конвективных экономайзеров прямоточных кот- лов Расчетная формула /ст — 1ц /ст = /н + 1,25+ 10 /ст = ta + 2,55 + 20 /ст = /и + 45 + 30 /ст = /ср /ст == /ср “I" X А/раз /ст = /ср + 5 + 10 + X Д/раз /ст = /ср Ч- 25 + 20 + X А/раз /ст = /н + 60 /ст = /ср + 70 /ст в /ср + 50 /ст — /н Ч~ 30 /ст = /ср Ч” 30 Примечание. fH, Гср— температура пара нли воды при давлении насыщения и средняя темпера- тура, °C; Гп п—температура перегретого пара, °C; S —толщина стенкн. мм; <г~ температура газов, °C; X —коэффициент перемешивании среды, принимаемый равным 0,5, кроме случаев торцевого подвода среды, когда его можно принимать равным 0; ДГраэ— температурная разверка, °C. здесь d — диаметр лазового отверстия в дннще, мм. Значение прибавки С, мм, определя- ется по формуле С = 0,047625 и должно быть не менее 1 мм. Коэффициент прочности <р при наличии неукрепленного лазового отверстия опреде- ляется по формулам (1.95). Пробное давление при гидроиспыта- пиях не должно превышать г 5(s — C)tp [g20] 2ЛВ Р DB Da ’ где [с20] — допускаемое напряжение при температуре 20 °C. Плоские днища и заглушки. Толщина круглого плоского днища диаметром DB Г.е । отверстия или с одним центральным отверстием, мм, должна быть не менее 5 = КРВ Л /_Р_ Ко Л/ [а] ’ где К — коэффициент, учитывающий тип днища и изменяющийся в пределах 0,33— 0,54; Ко — коэффициент прочности днища, ослабленного отверстием. Для днища без отверстия Ко = 1. Для днища с отверстием диаметром d Ко = 1 — 0,65 при < 0,35; и в ^в Ко = 0,77 прн 0,35 < -^-<0,75. ^В
§ 1.8 Металлы и прочность элементов котла 99 Во всех случаях толщина дниша, мм, должна быть не менее толщины цилиндри- ческой части, вычисленной по формуле Конические переходы. Номинальная толщина стенки конического перехода с внутренними диаметрами большего основа- ния DB и меньшего основания Do и углом конусности а должна быть не менее опре- деленной по формуле So = -а. грДв--------+ С. 2 [a] qp cos а — р Формула верна при соблюдении усло- вий с _ р 0,005 <~_±_ <0,15; а <45* Da L Vcos а Значение коэффициента прочности <р опре- деляется так же, как и для труб. Прибав- ка С зависит от технологии изготовления, но должна быть не менее 1,0 мм. Пробное давление при гидравлическом испытании не должно превышать г__ 2,5 (S — С) [о20] <р cos а р ~ DB + (S-C) 1.8.2. УКРЕПЛЕНИЕ ОТВЕРСТИИ Наибольший допустимый диаметр не- укрепленного отверстия в цилиндрических деталях и выпуклых днищах определяется по формуле ^пред = - 1,75) VOOTSHS - С) , х Фо / (1.89) где D — номинальный диаметр ослабленно- го отверстием элемента; если за номиналь- ный принят внутренний диаметр DB, ста- вится знак плюс, если наружный (£)„) — минус; во всех случаях ^пред не должен превышать 475 мм для выпуклых днищ. При превышении диаметра отверстия предельного размера, определенного по (1.89), отверстие может быть укреплено штуцером, накладкой или обеими деталями одновременно. При этом коэффициент проч- ности укрепленного отверстия определяется по формуле Ф = ф' Г1 Н------....?________. 1, L 2S ± S) (S - С) J где ф' — коэффициент прочности неукреп- ленного отверстия, определяемый по (1.87). Сумма компенсирующих площадей f должна удовлетворять условию Г f = Гш + Гн + fee (d ^пред) So, где Гш, Гн, fcs — компенсирующие площади штуцера, накладки и наплавленного метал- ла сварных швов, мм2; d— диаметр отвер- стия, мм. Значения компенсирующих пло- щадей укрепляющих деталей определяются по соотношениям Гш — 2ЛШ [(5Ш С) 5ош]> Г и = 26 hSh’> /св = У*1, f и. м> где йш— высота штуцера, мм; 5Ш — его толщина, мм; 50ш— расчетная (по давле- нию) минимальная толщина штуцера, мм; — ширина накладки, мм; SH — высота накладки, мм; м — площадь выступаю- щих участков наплавленного металла шва, мм2. Значения So и 50ш рассчитываются по (1.88) для укрепляемого элемента и шту- цера соответственно. Максимальные значения и Ь„ огра- ничены соотношениями 6ш = 7(Йи-5ш) (5Ш —С) при -^-г-^0,14; «И йш = 2,5 (5Ш - С) при -—->0,14; “и 5h = V(£b + S)(S-C). При необходимости укрепления оди- ночного отверстия до заданного значения коэффициента прочности ф3 площадь укреп- ляющих элементов сечения может быть определена без вычисления допустимого диаметра отверстия согласно условию где qp определяется по (1.87). 1.8.3. ПОВЕРОЧНЫЙ расчет на усталость Поверочный расчет на усталость прово- дится для элементов свыше 100 мм в диа- метре в случае, когда выполняется одно из следующих условий: минимальное значение ов > 550 Мн/м2 или -/У1 + - Д?-г+ + (Mil (/Vai л/, + тГГТ>1> где Кь ^2.......... М,-число [TVf J циклов всех видов нагружения; если за- данное число N; < 1000, то расчет ведется 4*
100 Паровые котлы Разд. 1 Таблица 1.56 а б а б а б а б а б а б 1,0 540 2,6 380 6,0 280 13 210 40 150 120 115 1,2 500 2,8 370 6,5 270 15 200 45 145 150 ПО 1,4 480 3,0 360 7,0 260 17 190 50 140 200 105 1,6 460 3,5 340 8,0 250 20 180 60 135 300 100 1,8 440 4,0 320 9,0 240 25 170 70 130 400 95 2,0 420 4,5 310 10,0 230 90 160 80 125 700 92 2,2 400 5,0 300 300 220 35 165 100 120 1000 90 2,4 390 5,5 290 Примечание, а-допускаемое число цнкловХЮ—3; б —амплитуда напряжений, МПа. на 1000 циклов; [A<i], [А'2], •••, [ЛМ—до- пускаемое число циклов нагружения, опре- деляемое по табл. 1.56 в зависимости от амплитуды напряжения оа, равной сга = = ЗОпр для циклов пуск — останов, <та = о Ар , = 3—— цПр лдя колебании давления с размахом Ар, МПа (кроме пусков — оста- новов), cra = 2EaAt для температурных циклов, где Опр — приведенное напряжение, МПа; £ — модуль нормальной упругости стали, МПа; а—коэффициент линейного Расширения стали, м/(м-°С); At— темпе- ратурный размах, °C. Данная методика применима для угле- родистых сталей при tCT 400 °C, а для легированных — при t„ sg 450 °C. Расчет на усталость проводится для разных этапов эксплуатаций (пуск, рабо- чий режим, останов и т. п.) в следующем порядке: для каждой опасной точки (где ожидаются наибольшие напряжения) опре- деляют три главных напряжения а,, а2 и сг3 (см. кп. I, разд. 9) с учетом местных концентраторов. Коэффициент концентрации окружных напряжений от давления на кромках круглых отверстий с внутренней стороны’ цилиндрических деталей допуска- ется принимать равным 3,0, выпуклых днищ — 2,2 и от температурных напряже- ний для тех и других — 2,0. Для гибов коэффициент концентрации окружных напряжений следует принимать равным 3,0. Затем определяется интенсивность на- пряжений S в данной точке, равная наи- большему из трех значений (щ — <т2), (02 — сгз) и (ст, — стз), а далее — размах интенсивности напряжений AS как алге- браическая разность максимальных и ми- нимальных интенсивностей напряжений, найденных для данной точки при различ- ных режимах, т. е. AS = SMaKC SMHH. Расчетная амплитуда напряжений при- нимается равной половине размаха, т. е. _ SMaKC SMHH ГГа g * В заключение сравнивается наибольшее значение амплитуды переменных напряже- ний с допускаемым [<та], определенным по табл. 1.56, или определяется допустимое число циклов [А] при заданных амплитудах. Если температура металла отличается от 20 °C, допускаемое значение амплитуды должно быть умножено на отношение мо- дуля упругости прн 20 °C к его значению при заданной температуре (см. табл. 9.5 в [31]). В случае воздействия циклических ко- лебаний разного типа используется соот- ношение + + +-Аа_<1. [АГП + Ш +........+ [А/] Для деталей со сварными швами [Л\] принимается равным 50 % найденного по табл. 1.56. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. Айзен Б. Г., Ромашко И. Е., Сот- ников И. А. Горелочные устройства кот- лов ЗиО. ДА.: Энергоатомиздат, 1984. 2. Аэродинамический расчет котель- ных агрегатов (нормативный метод). М.г Энергия, 1973. 3. Боткачик И. А. Регенеративные воздухоподогреватели парогенераторов. М.: Машиностроение, 1978. 4. Волковицкий В, А., Роддатис К. Ф., Харламов А. А. Мельницы-вентиляторы. М.: Энергия, 1971. 5. Гидравлический расчет котельных агрегатов (нормативный метод)/Под ред. В. А. Локшина и др. М.: Энергия, 1978. 6. ГОСТ 3619-82. Котлы паровые ста- ционарные. Типы, основные параметры. Изд-во стандартов, 1983.
Список литературы 101 7. ГОСТ 23689-79. Форсунки механи- ческие и паро.механические. Общие техни- ческие требования. Изд-во стандартов, 1985. 8. Летин Л. А., Роддатис К. Ф. Срсд- пеходные и тихоходные мельницы. М.: Энергоатомиздаг, 1981. 9. Котлы большой мощности/НИИЭ- информэнергомаш. Москва, 1985. 10. Осокин В. П. Молотковые мельни- цы. М.: Энергия, 1980. 11. ОСТ 108.030.26-78. Горелки вихре- вые пылеугольные и компоновка их с топ- ками. Методы расчета и проектирования. Изд-во МПО ЦКТИ, 1978. 12. ОСТ 108.836.26-82. Горелки газо- мазутные и амбразуры стационарных па- ровых котлов. Типы, основные параметры и технические требования. Конструкция и размеры. Методы расчета и проектирова- ния. Изд-во НПО ЦКТИ, 1983. 13. ОСТ 24.838.17-74. Котлы паровые стационарные. Циклопы внутрибарабан- ные. Типы, конструкция и размеры. Тех- нические требования. Изд-во НПО ЦКТИ, 1975. 14. ОСТ 108.031.02-75. Котлы стацио- нарные паровые и водогрейные и трубо- проводы пара и горячей воды. Нормы расчета на прочность. Изд-во НПО ЦКТИ, 1977. 15. ОСТ 24.838.18.74. Устройство па- ропромывочных паровых стационарных котлов. Типы. Конструкция и размеры. Технические требования. Изд-во НПО ЦКТИ,-1975. 16. ОСТ 108.030.03-83. Циклоны вы- носные. Основные параметры. Конструкция и размеры. Технические условия. Изд-во НПО ЦКТИ, 1984. 17. ОСТ 108.836.01-80. Форсунки меха- нические стационарных паровых котлов. Изд-во НПО ЦКТИ, 1980. 18. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей.— 13-е изд. М.: Энергия, 1977. 19. Прейскурант № 19-04. Оптовые цепы на котлы, турбины и турбоустанов- ки. АТ: Прейскураптиздат, 1981. 20. Проектирование топок с твердым шлакоудалением. Руководящие указания/ Под ред. В. В. Митора и Ю. Л. Мар- шака. Л.. Изд-во МПО ЦКТИ. 1981. Вып. 42. 21. Проектирование топок с жидким шлакоудалепием/Под ред. Ю. Л. Маршака п В. В. Митора. М.: ВТИ, 1983. 22. Расчет и проектирование пылепри- готовительиых установок котельных агре- гатов (нормативные материалы). Руково- дящие указания. Л.: Изд-во НПО ЦКТИ, 1971. Вып. 32. 23. РТМ 108.030.128-78. Горелки пря- моточные пы.теугольиые пылегазовые и компоновка их с топками. Методы расчета и проектирования. Л.: Изд-во НПО ЦКТИ, 1978. 24. РТМ 108.132.02-81. Горелки уни- фицированные пылеугольные. Изд-no МПО ЦКТИ, 1982. 25. РТМ 108.030.127-78. Позонный рас- чет горения и теплообмена в топке с ис- пользованием ЭВМ. Изд-во МПО ЦКТИ, 1979. 26. РТМ 108.030.05-75. Расчет и проек- тирование внутрикотловых схем и сепара- ционных устройств барабанных котлов высокого давления. Изд-во МПО ЦКТИ. 1976. 27. Справочник по ремонту котлов и вспомогательного оборудования/Под общ. род. В. Н. Шастина. М.: Энергоиздат, 1981. 28. Тепловой расчет котельных агрега- тов (нормативный метод). М.: Энергия, 1973. 29. Тепловые и атомные электрические станции, —1-е изд./Под ред. В. А. Гри- горьева и В. М. Зорина. М.: Энергоиздат. 1982. Т. 3. 30. Указания по расчету рассеивания в атмосфере вредных веществ, содержа- щихся в выбросах предприятий. СН 369-74. М.: Стройиздат, 1975. 31. Энергетические топлива СССР. Справочник/И. И. Матвеева, Н. В. Новиц- кий и др. М.: Энергия, 1979.
РАЗДЕЛ ВТОРОЙ РЕАКТОРЫ И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ АЭС 2.1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ атомной энергетики Для электростанций с паровыми тур- бинами получение пара возможно за счет использования не только органического (ТЭС, ТЭЦ), но и ядерного топлива (АЭС) *. Пар может быть получен как в самом реакторе (одноконтурные АЭС, см. § 2.4 и 2.6), так и в парогенераторе (двух- контурные АЭС, см. § 2.5 и 2.7, и трех- контурные АЭС, см. § 2.8). В условиях существенной ограниченно- сти предельной температуры в реакторе це- лесообразно применение на АЭС насыщен- ного водяного пара. При свободе в выборе предельной температуры цикла (реакторы, охлаждаемые жидким металлом или газом с высокой температурой) возможно исполь- зование перегретого пара. В первом случае на АЭС используются специальные турби- ны насыщенного пара, во втором возмож- но применение обычных турбин ТЭС (см. разд. 3). На начало 1986 г. 38 стран развивают свою атомную энергетику. В 26 странах введены в действие и успешно эксплуати- руются более 360 АЭС общей мощностью около 260 ГВт. Широкое развитие атомной энергетики, начавшееся еще в 1970 г., ин- тенсивно продолжаете^. По установленной мощности на АЭС СССР занимает третье место в мире после США и Франции. Строительство крупных АЭС осуществляют в основном в европейской части СССР в районах, наиболее удаленных от источни- ков органического топлива. К таким АЭС относятся Ленинградская, Игналинская, Кольская на Северо-Западе, Нововоронеж- ская, Курская, Смоленская, Калининская, Балаковская в Центре, Ровенская, Черно- быльская, Южно-Украинская, Запорожская, Хмельницкая, Ростовская на Юге и Юго- Западе. Укрупнение единичной мощности реак- торов и всего оборудования ядерных паро- производящих установок (ППУ), паровых турбин и турбогенераторов осуществляется с целью снижения удельной стоимости строи- тельства, повышения надежности и безопас- * В принципе возможна и газотур- бинная электростанция при использова- нии ядерного топлива, но пока таких АЭС не существует. ности эксплуатации АЭС, ускорения темпов наращивания мощностей при значительном относительном уменьшении числа единиц оборудования. 2.2. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ О РЕАКТОРАХ 2.2.1. КЛАССИФИКАЦИЯ РЕАКТОРОВ Ядерный реактор — это установка, в которой возможно осуществление управляе- мой самоподдерживающейся цепной реак- ции деления ядер. В данном разделе рассматриваются гетерогенные энергетические реакторы, ко- торые можно классифицировать по различ- ным признакам [19]. I. По спектру нейтронов: реакторы на быстрых нейтронах — большая часть деления ядер вызывается нейтронами с энергией около десятков и сотен кэВ; реакторы на тепловых нейтронах — основная часть делений вызывается ней- тронами с энергиями, меньшими 1 эВ. II. По применяемым материалам: по используемому топливу — большин- ство существующих реакторов работает на урановом топливе; весьма перспектив- ным для реакторов на быстрых нейтронах является плутониевое топливо. В реакто- рах используется обогащенный или природ- ный уран. В настоящее время в качестве топлива в большинстве реакторов применя- ется диоксид урана 1Юг; по роду замедлителя — замедлитель применяется в реакторах на тепловых ней- тронах. В качестве замедлителей использу- ются элементы (или соединения, составлен- ные из этих элементов), расположенные в начале Периодической системы элементов Д. И. Менделеева. По значимости и рас- пространенности сюда относятся вода, гра- фит, тяжелая вода; по роду теплоносителя для охлажде- ния реакторов используются вода (кипя- щая и некипящая), газы, жидкие ме- таллы; по числу основных конструктивно раз- деленных компонентов в активной зоне: двухкомпонентные реакторы — реакто- ры без замедлителя (на быстрых нейтро- нах) и с замедлителем, который одновре- менно является и теплоносителем (напри- мер, ВВЭР, см. § 2.5);
§ 2.2 Основные понятия о реакторах 103 трехкомпонентные реакторы — реакто- ры, в которых топливо, теплоноситель и замедлитель пространственно разделены (например, РБМК, см. § 2.4). 111. По конструктивным особенностям: корпусные — теплоноситель движется одним потоком; реактор имеет герметичный корпус, рассчитанный на давление тепло- носителя. Как правило, это двухкомпонент- ные реакторы; канальные — теплоноситель движется внутри труб, проходящих через активную зону. Давление теплоносителя несут тру- бы. Как правило, это трехкомпонентные реакторы. Классификацию можно проводить так- же по агрегатному состоянию теплоносите- ля— кипящие и некипящие, по компоновке основного оборудования первого контура — с вынесенным оборудованием и интеграль- ной компоновкой и т. д. В СССР наибольшее распространение получили реакторы на тепловых нейтронах, в которых замедлителем и теплоносителем является обычная вода (водо-водяные энергетические реакторы—ВВЭР, см. §2.5) и урап-графитовые канальные реакторы с кипящим водным теплоносителем (РБМК, см. § 2.4). Развиваются реакторы на быст- рых нейтронах (см. § 2.8); действуют две станции (Шевченковская и Белоярская — III блок). Кроме этих типов реакторов в СССР ведется проектирование и строительство высокотемпературных реакторов (см. § 2.6) и атомных станций теплоснабжения (ACT) — см. § 2.7. 2.2.2. ОСНОВНЫЕ УЗЛЫ И СИСТЕМЫ РЕАКТОРНОЙ УСТАНОВКИ К реакторной установке относят сле- дующие основные конструктивные элемен- ты и системы [58]: активную зону, отра- жатель или зону воспроизводства (экран), биологическую защиту, системы управления и защиты реактора, перегрузки топлива и контроля и обеспечения безопасности. В активной зоне реактора происходит цепная реакция деления. Важнейшая ха- рактеристика цепной реакции деления — коэффициент размножения, который равен отношению числа нейтронов данного поко- ления к числу нейтронов предыдущего по- коления. Для бесконечной однородной сре- ды эта величина обозначается через Коо. Аналогом коэффициента размножения Коо для реактора служит эффективный коэф- фициент размножения Кэф- Значение Кэф зависит от состава и структуры среды, а также от величин, определяющих утечку нейтронов. Утечка нейтронов зависит от формы и размера реактора и площади миграции, м2, которая равна 1/6 среднего квадрата расстояния, проходимого нейтро- ном от места своего рождения до места поглощения. Если КЭф =1, то количество нейтро- нов в реакторе не изменяется во времени. Такое стационарное состояние реактора на- зывается критическим. Состояния с Кэф>1 и Кэф < I называются соответственно над- критическим и подкритическим. Для опре- деления состояния реактора часто исполь- зуется понятие реактивности р*= 1 ~ ’ (2Л) Дэф В критическом состоянии р* = 0, в надкритическом и подкритическом р* > 0, р* < 0. Изменения температуры и плотно- сти материалов активной зоны, а также мощности реактора приводят к изменению реактивности. Температурный коэффициент реактив- ности at определяется как приращение ре- активности, соответствующее изменению температуры всех материалов реактора на 1 °C, т. е. at = dpjdt х дКэф/Кэф dt. (2.2) Повышение температуры в реакторе при- водит к термическому расширению мате- риалов и уменьшению их плотностей р, а следовательно, и к уменьшению макроско- пических сечений (см. кн. I, § 6.8). Этот температурный эффект учитывается плот- ностным коэффициентом реактивности ар = др,/др хдКэф/Кэфдр. (2.3) Мощностные коэффициент реактивности определяется как изменение реактивности при изменении мощности N на I % aN = dp./dN. (2.4) В реакторах с кипением теплоносителя плотность последнего меняется за счет об- разования пузырьков пара. В этом случае вводится паровой коэффициент реактивно- сти, который равен изменению реактивно- сти вследствие единичного изменения па- росодержания на 1 %: a<il = dpjd<f » дКЭф1дКэфд<р. (2.5) Активная зона гетерогенного реактора состоит из тепловыделяющих элементов, замедлителя, теплоносителя и внутрикор- пусных устройств. Средние объемные плотности тепловы- деления в активной зоне реакторов раз- личных типов приведены ниже: Тип реактора qv, МВт/мЗ Водо-водяной без кипения (ВВЭР)......................... 80—110 Водо-водяной с кипением (ВК) 45—55 Уран-графитовый с кипящим водным теплоносителем (РБМК)................... 5,0-7,0 Тяжеловодный..................... 12—15 На быстрых нейтронах .... 400—800
104 Реакторы и парогенераторы АЭС Разд. 2 Тепловыделяющий элемент (твэл). Твэл представляет собой топливный сер- дечник вместе с герметичной оболочкой и концевыми деталями, окружающими его для предотвращения утечки продуктов де- ления и взаимодействия топлива с тепло- носителем. В реакторах типа ВТГР кон- струкция твэла несколько отличается от указанной выше (см. § 2.6). Большая часть энергии деления (более 90 %) превраща- ется в теплоту в твэле. Ядерное топливо обязательно содержит делящиеся и сырьевые изотопы (см. кп. 1, § 6.8). В процессе работы реактора изо- топный состав топлива непрерывно изме- няется, т. е. уменьшается количество ис- ходных изотопов, появляются новые, в том числе и делящиеся. Как правило, качество топлива ухудшается во времени, что при- водит к уменьшению Кэф реактора. Соединения урана, плутония, тория с неметаллами (кислородом, углеродом, азо- том и др.), имеющие высокую температуру плавления, значительную плотность горю- чего материала, низкое сечение захвата нейтронов и стойкость в условиях облуче- ния, объединяют в одну группу — керами- ческое ядерное топливо. Применяемые ма- териалы можно разделить па три под- группы: 1) керамика па основе оксидов урана, тория, плутония и нх смеси; 2) иеоксидные керамические материа- лы, — силициды, карбиды, нитриды и дру- гие соединения U, Th, Рц; 3) керамические материалы, дисперги- рованные в графитовой или иной матрице. Из всех материалов самое широкое распространение получил диоксид урана UO2. Он допускает высокие степени выго- рания без заметного распухания (увеличе- ния объема при облучении) и нарушения геометрических размеров твэлов. При вы- горании до 9 % распухание составляет 0,33 °/о па 1 °/о атомного содержания вы- горания и не зависит от температуры в интервале 1033—2253 К, при выгорании Рис. 2.1. Теплопроводность диоксида урана в зависимости от температуры более 9 % распухание интенсифицируется и изменение объема -составляет в среднем 0,7 % на 1 % выгорания [9]. Приведенные значения распухания невелики, и они су- щественно меньше, чем в случае металли- ческих сплавов урана. Если при облучении температура в центре превышает темпера- туру плавления диоксида урана, объемное расширение существенно возрастает. При расплавлении более 70 % поперечного се- чения стержня диоксида урана распухание достигает 5—7 °/о па 1 % выгорания. Существенным недостатком UO2 явля- ется его низкая теплопроводность X (рис. 2.1, формула (2.56)], которая уменьшается при облучении топлива [47]. Низкая теплопро- водность и обусловленные ею высокие тер- мические напряжения вследствие большого радиального градиента температуры топ- ливного сердечника могут вызвать растрес- кивание диоксида урана. Растрескивание обычно происходит в радиальном направ- лении и может сопровождаться разруше- нием таблеток UO2. Одна из важных характеристик ядер- ного топлива — совместимость с материа- лом оболочек. Данные по совместимости UO2 с различными материалами приведены в табл. 2.1. Оболочка твэла служит для изоляции ядерного топлива от теплоносителя и пре- Т аблица 2.1. Совместимость UO2 с различными материалами [9] Материал Температура материала, К Примечание Алюминий ~ 773 Относительно медленное взаимодей- ствие с -образованием UA12 и UAh Цирконий 873 Медленная реакция, цирконий охруп- чивается Нержавеющая сталь 1673 Нет взаимодействия Деаэрированная вода с ней- тральным или повышенным pH 613 Устойчива в течение 300 сут Углекислый газ 1173 Хорошая стойкость Натрий; натрий — калий 873 Хорошая стойкость высокоплотпой ио2
§ 2.2 Основные понятия о реакторах 105 Таблица 2.2. Конструкционные материалы, используемые в качестве оболочек твэлов ядериых реакторов [9] Максимальная рабочая температура материала, К Материал Область применения 673 Сплавы циркония Реакторы с водным теплоносителем 543 Сплавы алюминия Реакторы с водным теплоносителем 973 Аустенитные нержавею- щие стали Реакторы на быстрых нейтронах с натриевым теплоносителем дотвращения загрязнения его частицами топлива и продуктами деления. В качестве оболочек используются кон- струкционные материалы, представленные в табл. 2.2. Между оболочкой и сердечником предусматриваются зазоры для компенса- ции термических расширений. Свободный объем заполняется средой с высокой теп- лопроводностью (гелий, натрий и т. д.), которая должна быть инертной по отноше- нию к оболочке и сердечнику. Замедлитель. Нейтронно-физические свойства замедлителей представлены в кн. 1, табл. 6.19 и 6.22. Легкая вода имеет очень хорошие замедляющие свойства, по- этому реакторы с легководным замедлите- лем при той же мощности оказываются значительно более компактными, нежели реакторы с другими замедлителями. Недостатком легкой воды является способность поглощать тепловые нейтроны в значительно большей степени, чем графит или тяжелая вода. Это приводит к тому, что в водо-водяных реакторах используется топливо с более высоким обогащением (до 3,5—4,5 %), чем в других типах реакторов па тепловых нейтронах (кроме высокотем- пературных) . Графит имеет малое сечение поглоще- ния тепловых нейтронов. Реакторы с гра- фитовым замедлителем могут работать на природном уране. Рассеивающие и замед- ляющие свойства графита значительно ниже, чем у воды. Поэтому реакторы с графитовым замедлителем имеют суще- ственно более низкие удельные энерговы- деления по сравнению с легководными ре- акторами. Минимальным сечением поглощения из всех замедлителей обладает тяжелая вода. Однако высокая стоимость производства тяжелой воды не позволяет пока исполь- зовать ее в ядерной энергетике в широких масштабах. Теплоноситель. Теплоносители ядериых реакторов должны обладать следующими свойствами: малыми коррозионной агрес- сивностью и эрозионным воздействием по отношению ко всем материалам активной зоны; высокими теплоемкостью и теплопро- водностью, малой вязкостью; высокой тем- пературой кипения и низкой температурой плавления; высокой температурной и ра- диационной стойкостью; взрывобезопасно- стью, малой активацией. Лучше всего этим требованиям удовлетворяет вода. Един- ственный недостаток воды — сравнительно низкая температура кипения при высоком давлении паров. Жидкометаллические теплоносители имеют высокую температуру кипения при низком давлении. Вследствие хороших теп- лопередающих свойств применение жидко- металлических теплоносителей особенно- целесообразно при высоких удельных энер- говыделениях (ядерные реакторы па бы- стрых нейтронах). Однако большинство жнд- кометаллических теплоносителей прн ком- натной температуре находятся в твердом состоянии. Последнее обстоятельство тре- бует сооружения системы подогрева для плавления металлов, что усложняет кон- струкцию. Калий, натрий и эвтектика нат- рий — калий бурно реагируют с водой и воздухом, что представляет серьезную опас- ность. Жидкометаллическне теплоносители коррозионно-агрессивны. Для уменьшения коррозионной агрессивности жидкометалли- ческие теплоносители очищают от оксидов па специальных фильтрах (см. п. 2.8.2). Отражатель. Материалы, окружающие активную зону и возвращающие обратно часть уходящих из нее нейтронов, в сово- купности образуют отражатель. В реакто- рах на тепловых нейтронах в качестве отражателей используют обычно те же ма- териалы, что и для замедлителей. Пример- ные толщины боковых отражателей в ре- акторах па тепловых нейтронах приведены ниже: Тип реактора Толщина бокового отражателя, см Водо-водяной .......... Уран-графитовый с кипя- щим водным теплоноси- телем ................. Тяжеловодный .......... 12-15 100 80-100 В реакторах на быстрых нейтронах роль отражателя выполняют экраны, в ко-
106 Реакторы и парогенераторы АЭС Разд. 2 торых производится накопление нового топлива (см. § 2.8). Биологическая защита. В работающем реакторе образуются альфа (ос)-, бета (р)-, гамма (у)- и нейтронное (п)-излучения. По происхождению излучения можно разде- лить следующим образом: первичные у- и п-излучения, возникаю- щие в процессе деления; этот источник су- ществен только во время работы реактора; вторичное активационное ^-излучение, испускаемое во время распада радиоактив- ных ядер, получившихся при захвате ней- тронов. Значительно реже продуктом рас- пада бывают вторичные нейтроны. Заря- -женные частицы (а, р н др.) в силу малого пробега до поглощения обычно не играют роли при расчете защиты реактора. Активации подвергаются постоянно облу- чаемые части реактора (отражатель, кор- пус, защита, внутрикорпусные устройства), замедлитель, теплоноситель и содержащие- ся в них примеси; гамма-излучения радиоактивных про- дуктов деления, их роль особенно велика после прекращения реакции деления, ко- гда прекращается первичное излучение. Для снижения нейтронного и у-излучений до предельно допустимых уровней и ниже необходимо осуществить биологическую за- щиту от переоблучения персонала, защиту напряженных элементов конструкции от радиационных повреждений и перегревов (тепловая защита); прежде всего это отно- сится к корпусу под давлением, а также к массивным деталям внутрикорпусных уст- ройств, каналов и топливных кассет. В зависимости от назначения и типа реактора биологическая защита может быть сплошной или раздельной [10]. При сплош- ной защите реактор и его система охлаж- дения окружены со всех сторон. Раздель- ная защита состоит в том, что реактор и система охлаждения имеют отдельную за- щиту, т. е. размещены в различных поме- щениях. Это позволяет обслуживать систе- му охлаждения во время останова реак- тора. При проектировании новых АЭС раз- дельной защите отдается предпочтение. При раздельной защите различают первич- ную (защиту активной зоны реактора) и вторичную (защиту системы охлаждения контура реактора). Первичная защита предназначена для ослабления потока нейтронов из активной зоны реактора, чтобы не допустить акти- вации рабочего тела и значительной наве- денной активации в конструкции и обору- довании. Вторичная защита предназначена для снижения нейтронного и у-потоков до пре- дельно допустимых значений. При проектировании защиты реактора необходимо: выбирать для защиты недорогостоящие материалы. Чаще всего в качестве защиты применяют материалы с большим атомным номером (железо, чугун, свинец), а также такие материалы, как вода, бетон с со- ответствующими присадками, бор и др.; установить предельно допустимые уров- ни излучения на обслуживаемых и полуоб- служиваемых местах. При работающем ре- акторе предельно допустимые уровни уста- навливаются за вторичной защитой, при остановленном — за первичной; определить энергию и интенсивность излучения от различных источников (актив- ной зоны, контура первичного теплоноси- теля), от которых проектируется защита; произвести расчет первичной и вторич- ной защит, при этом необходимо учиты- вать теневую защиту — самоэкранирующие свойства оборудования и помещений, кото- рые расположены вблизи реактора. Поэто- му высокоактивные источники необходимо располагать в середине реакторного поме- щения, менее активные — от середины в направлении к периферии. Трубопроводы с первичным теплоноси- телем, имеющие большую активность, дол- жны быть по возможности короче. Расчет защиты от излучений — слож- ная и трудоемкая задача, поскольку при взаимодействии излучения с веществом воз- никают многократные рассеяния, отражения на границе раздела сред, наведенная ак- тивность и т. д. Все это необходимо учи- тывать при проектировании защиты от из- лучений [10]. Система управления и защиты реак- тора (СУЗ). Эта система служит для пуска и останова реактора, поддержания заданного уровня мощности, перехода на другой уровень мощности и аварийного от- ключения реактора. Она включает в себя исполнительные органы, приводы, систему охлаждения и ее функционирование. Орга- ны управления реактивностью реактора должны выполнять следующие основные функции: компенсацию запаса реактивно- сти, автоматическое регулирование, аварий- ную защиту, поддержание заданных нерав- номерностей энерговыделения. В соответ- ствии с этими функциями СУЗ состоит из компенсирующих, регулирующих и аварий- ных стержней. Компенсирующие стержни (КС) слу- жат для компенсации значительных изме- нений реактивности при переходе от хо- лодного состояния реактора к рабочему и изменения реактивности ввиду различного изотопного состава. Регулирующие стержни (РС) поддер- живают мощность постоянной или меняют ее по заданию оператора. Стержни ава- рийной защиты (АЗ) обеспечивают быст- рое прекращение реакции деления (оста- нов реактора) при возникновении аварий- ной ситуации. Механизм воздействия на реактивность систем КС, РС, АЗ одинаков. Кйждая из
§ 2.2 Основные понятия о реакторах 107 этих систем может выполнять и другие функции. Поэтому во многих случаях функции различных систем объединяются, и система становится универсальной. В качестве материалов стержней СУЗ используют элементы, хорошо поглощаю- щие нейтроны. К ним относятся В, Cd, Hf, In, Eu, Gd и др. В реакторах, где замедлителем слу- жит вода, поглощающее нейтроны веще- ство в виде раствора добавляется в воду. Чаще всего в качестве вещества-поглоти- теля нейтронов выбирают борную кислоту. Применение жидкого поглотителя позво- ляет существенно уменьшить количество органов СУЗ (см. § 2.5). Система перегрузки топлива. Эта си- стема служит для замены выгоревшего топлива свежим и извлечения поврежден- ных твэлов. Перегрузка бывает непрерыв- ная и периодическая. Первая, как правило, производится в канальных реакторах и в уран-графитовых реакторах с газовым теп- лоносителем. В реакторах остальных типов ежегодно производится перегрузка части топлива (как правило, 1/4 или 1/3 полной загрузки реактора). Время нахождения в реакторе загруженного топлива составляет около 20 000 ч (3—4 года). Системы контроля и обеспечения без- опасности. Для обеспечения экономичной и безопасной эксплуатации реакторной установки необходимо наличие точной и оперативной информации о распределении полей энерговыделения, температуры и других теплотехнических и ядерно-физиче- ских параметров внутри активной зоны. Эту задачу выполняют системы внутрире- акторного контроля, в состав которых, в общем случае, входят датчики линии свя- зи, электронная измерительная аппаратура, а также ЭВМ, алгоритмы и программы для обработки полученной информации. Основ- ные системы внутриреакторного контроля следующие: 1) система контроля нейтронно-физи- ческих параметров (уровень нейтронной мощности, период изменения нейтронного потока, поле энерговыделения по объему реактора и изменения его во времени И Т. д.); 2) система контроля теплотехнических параметров (распределение температуры и расхода на выходе из топливных кассет, перепад давления по активной зоне, тем- пература замедлителя в графитовых реак- торах и т. д.); 3) система контроля герметичности оболочек твэлов (КГО). Кроме того, на АЭС проводится диаг- ностика состояния основного технологиче- ского оборудования реакторной установки, которая служит для определения перво- причины его ненормальной работы, прогно- зирование вероятного появления неис- правностей, а также степени их опасности для дальнейшей эксплуатации оборудова- ния. На АЭС предусматриваются защитные системы безопасности, предназначенные для предотвращения или ограничения повреж- дений ядерного топлива, оболочек твэлов, первого контура и предотвращения ядер- ных аварий. В комплексе защитных систем должно быть предусмотрено не менее двух систем отвода теплоты от реактора, основанных на различных принципах действия и обес- печивающих требуемую эффективность при не зависимом от исходного события отказе одной из систем. Конструктивное оформле- ние систем безопасности зависит от типа реактора и рассматривается в дальнейшем (см. пп. 2.4.5, 2.5.6, 2.7.2). 2.2.3. ВЫГОРАНИЕ ТОПЛИВА В процессе управляемой цепной реак- ции деления в твэлах происходят ядерные превращения, которые условно называют процессами выгорания. Среди них важней- шие— это деление, радиационный захват нейтрона и радиоактивные превращения (см. кн. I, п. 6.8.2). Доля разделившихся ядер топлива в общем числе выгоревших, т. е. исчезнувших в результате деления и радиационного захвата, равна 1/(1+а), где а — отношение сечений радиационного захвата и деления. В реакторе происходит деление также и сырьевых изотопов (см. кн. 1, п. 6.8.2), которое учитывается коэффициентом р, рав- ным отношению числа делений сырьевых и делящихся изотопов. Поэтому отношение общего числа делений (на сырьевых и де- лящихся изотопах) к числу выгоревших ядер топлива равно (I + 0) /(1 + а). Зна- чение Р в реакторах на быстрых нейтронах составляет обычно не более десяти процен- тов; в реакторах на тепловых нейтронах это единицы процентов. Значение а суще- ственно зависит от энергии нейтронов и от вида делящегося изотопа. Так, при энергии нейуронов Е = 0,025 эВ а = 0,17 для 235U и 0,36 для 239Ри, а при Е — 0,5 МэВ — соответственно 0,13 и 0,06. Мерой выгора- ния обычно служит либо энерговыработка, кВт-ч или ГВт-сут, либо масса образовав- шихся продуктов деления т„. д, отнесенная к единице начальной массы топлива. В реакторе одновременно со сгоранием загруженного в пего топлива происходит воспроизводство нового ядерного топлива. Эффективность процесса воспроизводства определяется коэффициентом воспроизвод- ства (КВ). Коэффициентом воспроизводства назы- вают отношение скорости образования но- вого топлива к скорости выгорания топ- лива: -^-=444<кв-1)1 (2-б) дшП.Л 1 + р
108 Реакторы и парогенераторы АЭС Разд. 2 где гн, — масса ядерного топлива в реак- торе. Если КВ = 1, выгорание топлива не сопровождается изменением его массы (формула не учитывает небольшое разли- чие между массой делящегося ядра и мас- сой осколков). Если КВ < 1. что харак- терно для большинства реакторов иа теп- ловых нейтронах, то масса топлива умень- шается по мере высвобождения энергии, но тем медленнее, чем больше КВ. В реакторах па быстрых нейтронах КВ > 1, и масса топлива в них увеличи- вается. Такне реакторы называются реак- торами-размножителями (бридерами). При КВ > 1 заметная часть 238U может быть превращена в плутоний и далее в продук- ты деления. Расширенное воспроизводство возможно и в реакторах на тепловых ней- тронах, в цикле с выгоранием и воспроиз- водством 233U, по в этом случае КВ- 1 составляет всего лишь несколько сотых до- лей, тогда как в реакторах на быстрых нейтронах — несколько десятых. В зависимости от КВ, точнее от КВА — части коэффициента воспроизводства, свя- занной с образованием ноного топлива в пределах активной зоны реактора, — реак- тивность (см. п. 2.2.2) может либо увели- чиваться, либо снижаться по мере выгора- ния топлива. В реакторах на тепловых нейтронах с топливом :35П или 23sPu реак- тивность обычно снижается. Исключение составляют пеакторы с очень малым обоб- щением урана изотопом 23bU. В них па на- чальном этапе выгорания топлива реактив- ность слегка увеличивается, несмотря на то что 1\В < I. Это связано с различием свойств разных видов топлива, в данном случае 235U и 239Рп. У 239Рн сечение деле- ния выше, чем у 235U. и даже неполное замещение выбывающих ядер 235() ядрами 239Ри ведет (до некоторых пор) к увеличе- нию вероятности деления. Влияние различных факторов па КВ видаю из формулы баланса нейтронов KB=vp-l-e, (2.7) где v—число нейтронов, возникающих в результате делений ядер топлива при вы- горании одного топливного ядра; р — от- ношение числа нейтронов, возникающих (в среднем) в результате делений ядер топ- лива и сырьевых ядер, к числу нейтронов, возникающих (в среднем) в результате де- лений одних лишь ядер топлива; е— отно- шение числа радиационных и прочих вред- ных захватов нейтронов в цесырьевых и нетопливных ядрах к числу выгоревших ядер топлива; в идеальном случае е = 0, и тогда КВид = -уц— 1. Значения v. ц п е зависят от состава ядерного топлива, энергии нейтронов, уст- ройства реактора и режима его работы. При переходе от тепловых нейтронов к бы- стрым значение v возрастает примерно с 2,07 до примерно 2,2 для 2351) и с около 2,1 примерно до 2,8 для 239Ри. Величина ц в реакторах на быстрых нейтронах может достигать 1,15—1,20; в реакторах на тепловых нейтронах ц « 1,05 (ВВЭР) и ц~ 1,02 (РБМК). Поэтому в реакторах на тепловых нейтронах vp суще- ственно ниже, чем в реакторах на быстрых нейтронах. Выбор конструкционных материалов, замедлителя (в реакторах на тепловых ней- тронах), теплоносителя, размеров активной зоны существенно влияет на непроизводи- тельный захват нейтронов. В реакторах на тепловых нейтронах е ~ 0,5, в реакторах па быстрых нейтронах f ~ 0.2-:- 0,3. Глубина выгорания и режимы пере- грузок топлива. Проектная глубина выго- рания обычно измеряется отношением мас- сы продуктов деления в выгружаемых топ- ливных элементах к массе топливных элементов и варьируется чаще всего в пре- делах 10—100 кг/т. Проектную глубину вы- горания стараются сблизить с пределом живучести топливного элемента, т. е. обыч- но стремятся проектировать реактор таким образом, чтобы к моменту, когда тепло- выделяющий элемент исчерпает в значи- тельной мере ресурс работы, избыточная реактивность реактора была бы близка к нулю. Дальнейшее пребывание твэла н ре- акторе, с одной стороны, чревато наруше- нием герметичности его оболочки, а с дру- гой стороны, ведет к уменьшению реактив- ности ниже того уровня — оперативного запаса (около 1 %), при котором реакто- ром еще можно управлять. Поэтому твэл с проектным накоплением продуктов деле- ния следует извлечь из реактора, а на освободившееся место поставить свежий. Замену выгоревшего топлива свежим назы- вают перегрузкой топлива. Глубину выгорания, при которой исчер- пывается запас реактивности, можно регу- лировать. меняя концентрацию топлива в свежих топливных элементах. Для оценки необходимой начальной концентрации топ- лива в реакторах па тепловых нейтронах с топливными элементами из урана, обога- щенного изотопом 233U. полезно простое правило; глубина выгорания приблизитель- но равна обогащению. Так, при обогащении 2 %, т. е. 20 кг/т, выгорание равно 20 кг/т и т. д. Это правило пе имеет глубоких тео- ретических оснований, ио выполняется для многих реакторов. Перегрузку (замену) топлива осуще- ствляют либо крупными порциями и редко, либо малыми порциями и часто в зависи- мости от конструктивных особенностей ре- актора. В одном предельном случае каж- дый раз заменяется все топливо, т. е. ра- бота идет кампаниями, в другом перегрузку топлива можно рассматривать как неире-
§ 2.3 Теплогидравлический расчет ядерных реакторов 1 09 рывный процесс. Коэффициент воспроизвод- ства минимален при работе кампаниями и максимален в режиме непрерывных пере- грузок. При работе кампаниями в проме- жутке между перегрузками меняется ре- активность, и это изменение приходится компенсировать, изменяя количество внесен- ных в реактор специальных поглотителей. Например, в ВВЭР такими поглотителями являются борная кислота, концентрация которой в воде регулируется специальны- ми системами, и отчасти механически управ- ляемые подвижные поглотители. Реакция п — а па ядрах бора дает существенный вклад в е. Для уменьшения этого вклада используют частичные перегрузки: каждый год треть выгоревшего топлива заменяют свежим. Это приблизительно втрое умень- шает потерю нейтронов в борной кислоте по сравнению с полной заменой всего топ- лива 1 раз в три года. Так как в разных местах реактора топливо выгорает с разной скоростью, то при частичных перегрузках производят пе- рестановки и повороты топливных сборок, отработавших треть и две трети своей кам- пании. При этом стремятся к тому, чтобы окончательно извлекаемые из реактора топ- ливные элементы имели максимально близ- кие друг к другу глубины выгорания — в этом случае средняя выработка энергии топливным элементом максимальна, КВ максимально и затраты топлива на 1 кВт-ч минимальны. В режиме непрерывных перегрузок имеется целый спектр твэлов с разными глубинами выгорания, и реактивность рав- на оперативному запасу. Такое состояние реактора получается после длительной его работы н называется равновесным. В пе- реходном режиме твэлы извлекаются до исчерпания своего ресурса. Поэтому обыч- но концентрация топлива в начальной за- грузке реактора меньше, чем в догружае- мых топливных элементах. Точный расчет зависимости реактивно- сти, энерговыработки, изотопного состава топливных элементов от глубины выгора- ния выполняется на ЭВМ по достаточно сложным программам, примером которых служит УНИРАСОС [50]. В этих програм- мах для топливных и сырьевых тяжелых ядер и продуктов деления учитываются как реакции взаимодействия с нейтронами, так и самопроизвольные радиоактивные превращения. Результаты расчета исполь- зуются в других программах, определяю- щих поля тепловыделения в реакторе и глубины выгорания топливных элементов на разных этапах работы реактора, а так- же моменты исчерпания запаса реактивно- сти. требующие замены части топлива све- жим. Примером программы этого типа служит БИПР [3]. В свою очередь резуль- таты этого расчета можно использовать, с одной стороны, для проведения повероч- ных тепловых расчетов, а с другой сторо- ны, для составления графиков поступлении свежего топлива в реактор и извлечения из реактора выгоревшего топлива. Эти графики (как и изотопные составы выгру- женных топливных элементов) служат ос- нованием для технико-экономических рас- четов и для расчетов мощностей и графи- ков загрузки предприятий, поставляющих топливные сборки и перерабатывающих вы- горевшее топливо. 2.3, ТЕПЛОГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ЯДЕРНЫХ РЕАКТОРОВ 2.3.1. ЗАДАЧИ И КЛАССИФИКАЦИЯ ТЕПЛОГИДРАВЛИЧЕСКИХ РАСЧЕТОВ Теплогидравлические расчеты ядерной паропроизводящей установки проводятся с целью получить информацию о распреде- лении скоростей и давлений теплоносителя по контуру циркуляции при известных полях температур (энтальпий), геометрии контура, средствах циркуляции, о темпера- турных полях и тепловых потоках при из- вестных тепловыделениях, расходах тепло- носителя и геометрии контура. Теплогидрав- лические расчеты позволяют решать и об- ратные задачи: 1) подобрать геометрию или средства циркуляции так, чтобы обеспечить необходимые расходы и температуры тепло- носителя; 2) определить расход теплоно- сителя и поверхность теплообмена, обеспе- чивающие необходимые параметры теплоно- сителя при заданной мощности. Тепловые и гидравлические расчеты ве- дутся совместно, поскольку поля темпера- тур (энтальпий), скоростей и давлений влияют друг на друга; особенно сильно это влияние проявляется в сжимаемых и двухфазных потоках, в которых изменения энтальпий влекут за собой изменения плот- ности теплоносителя. В общем случае выполняются расчеты стационарных (на номинальной мощности и па промежуточных уровнях), нестацио- нарных (переходных с одного уровня мощ- ности на другой) и аварийных режимов (при отказах оборудования АЭС н авариях с потерей теплоносителя). Между температурным режимом реак- тора и состоянием теплоносителя, с одной стороны, и протекающими в реакторе ней- тронно-физическими процессами — с дру- гой, имеется тесная взаимосвязь особенно в реакторах с сильно изменяющимися свой- ствами теплоносителя по высоте активной зоны. Теплогидравлические расчеты долж- ны быть увязаны с нейтронно-физическими расчетами. Поэтому соответствующие про- граммные комплексы включают в себя про- граммы нейтронно-физического и теплогид- равлического расчетов реактора, работаю- щие в итерационном режиме.
по Реакторы и парогенераторы АЭС Разд. 2 2.3.2. ПРЕДЕЛЫ БЕЗОПАСНОЙ РАБОТЫ Параметры установки ограничены пре- делами ее безопасной работы. Пороговые значения параметров определяются, как правило, стоимостью и прочностью мате- риалов и элементов реактора и оборудова- ния или возникновением новой структуры (нового механизма процесса), качественно меняющей закономерность явления. В водоохлаждаемых реакторах наибо- лее важными показателями безопасной ра- боты являются: I) температура топлива Zo или линей- ная плотность теплового потока q,. Для ПО2 температура Zo не должна достигать температуры плавления, которая для необ- лученного топлива равна примерно 2800 °C при qt ~ 700 Вт/см. Максимальная линей- ная плотность теплового потока qt не должна превышать 450—500 Вт/с.м. Во из- бежание значительного выхода радиоактив- ных летучих продуктов деления (йод,бла- городные газы) из зерен диоксида урана под оболочку твэла долю UO2, находящую- ся при температуре выше температуры на- чала изменений структуры диоксида урана Zc, ограничивают 5 %. Эта температура для перехода к пористой равновесной структуре равна ZC1 = 13001400 °C, к столбчатой tc2 = 1700 -г- 1800 °C, при этом qt « 300 4- 400 Вт/см [56]; 2) температура оболочек твэлов из сплавов циркония, которая не должна дли- тельно превышать 360 °C, поскольку при более высоких температурах ускоряется наводороживание и наступает чрезмерное охрупчивание оболочек; 3) напряжения и деформации в обо- лочках твэлов и трубах каналов, несущих давление. Допускаются деформации около 1 %; 4) число, темп и диапазон циклов из- менения режима работы твэлов н установ- ки в целом (мощности, давления и темпе- ратуры). В этой связи приходится нередко ограничивать разности температур между связанными элементами (в особенности в переходных режимах), например, потоками теплоносителя, питательной воды, воды аварийной подпитки и т. д.; 5) температуры Zo6 и деформации обо- лочек твэлов и их взаимодействие с тепло- носителем (содержание гидридов н доля участия в пароциркониевой реакции) при максимальной проектной аварии с потерей теплоносителя. На основе существующего уровня знаний в этой области в настоящее время принимают Zo6^I200°C при усло- вии, что доля Zr в реакции Н2 -|- Zr со- ставляет не более 17 °/о [25]; 6) критические плотности теплового по- тока (см. кн. 2, п. 3.11.3), при которых по- верхность твэлов осушается и перегрева- ется. Минимальные запасы Кз до кризиса теплообмена обычно составляют 1,3—1,5 (см. п. 2.3.6), хотя оптимальные их значе- ния нередко лежат ниже этих значений (при «мягком» кризисе); 7) минимальные зазоры между твэла- ми определяются скоростями теплоносите- ля. при которых резко снижается критиче- ский поток или возрастает износ оболочек твэлов; они также зависят от конструкции дистапционпрующнх элементов и расстоя- ния между ними. Минимальный размер за- зора составляет около 1 мм; 8) глубина выгорания (или время кам- пании топлива тк). Величина тк ограничена в основном обшей и коррозионной стойко- стью твэлов. а также изменениями объема за счет радиации и составляет для диок- сидных твэлов с циркониевой оболочкой примерно 3--5 лет; 9) концентрации примесей в воде (pH, жесткость, хлориды, кислород, оксиды кон- струкционных материалов); они не долж- ны длительно превышать нормируемые пределы показателей водного режима (см. п. 7.2.2), чтобы избежать чрезмерных от- ложений на твэлах, коррозионного воздей- ствия и активации. Кроме того, следует также указать на ограничение таких параметров, как коэф- фициенты реактивности, влияющие на ней- тронно-физическую устойчивость работы реактора. В рабочем диапазоне не долж- но быть существенных положительных ком- понентов мощностного коэффициента реак- тивности, чтобы исключить неустойчивую работу установки (см. п. 2.2.2). Запасы, коэффициенты и изменения (эффекты) реактивности при возможных изменениях количеств, плотности и темпе- ратуры компонентов активной зоны и теп- лоносителя, а также скорость и изменения реактивности системой управления и защи- ты и ее надежность должны при всех мыс- лимых условиях гарантировать возможность гашения резной реакции и исключать рост мощности с малым периодом удвоения (увеличение мощности в е раз). В этом смысле важно иметь минималь- ные и неположительные изменения реак- тивности при уменьшении количества теп- лоносителя, росте его температуры и уве- личении мощности. 2.3.3. ТЕПЛОВЫДЕЛЕНИЕ В РЕАКТОРНЫХ МАТЕРИАЛАХ Распределение энерговыделения во времени. На рис. 2.2 показан закон вы- свобождения энергии деления во времени (т — время от момента деления 23ЬП). Имеющаяся информация достоверна лишь при т > 0,1. Подъем кривой связан с по- степенным высвобождением энергии радио- активного распада продуктов деления (см. кн. 1, п. 6.2.1). Эта энергия составляет примерно 10 % энергии деления.
§ 2.3 Теплогидравлический расчет ядерных реакторов 111 Рис. 2.2. Интегральное тепловыделение Qs .в зависимости от безразмерного времени т, отсчитываемого от момента деления Роль радиоактивного распада стано- вится особенно заметной при быстром, на- пример, аварийном останове реактора. По- сле введения в активную зону аварийных стержней — поглотителей нейтронов — ин- тенсивность делений снижается почти скач- ком, а затем по истечении 2—3 мин по- степенно спад интенсивности приближается к экспоненциальному с убыванием вдвое приблизительно за 1 .мин. Тут-то и начи- нает главенствовать радиоактивный распад. В качестве примера на рис. 2.3 показано, как меняется тепловыделение в долго ра- ботавшем реакторе после сброса стержней аварийной защиты (АЗ). Уменьшение ре- активности (см. п. 2.2.2) при вводе стерж- Рис. 2.3. Тепловыделение в реакторе после сброса стержней аварийной защиты (эф- фективность погруженных стержней превы- шает долю запаздывающих нейтронов в 4 раза): Q — тепловыделение до погружения поглотите- лей нейтронов; Qi — тепловыделение после по- гружения поглотителей нейтронов; Q; — компо- нент тепловыделения, не связанный с радио- активностью; <2з — компонент тепловыделения, связанный с радиоактивностью; т — время от момента погружения поглотителей нейтронов ней АЗ превышало долю запаздывающих нейтронов (см. кн. 1, § 6.8) в 4 раза. Распределение тепловыделения по топ- ливу. Осколки деления, имеющие корот- кие пробеги, оставляют всю энергию в твэ- лах, так что в них выделяется не менее 84 % энергии, освобождающейся в процессе деления (кн. 1, п. 6.2.1). Значительная часть энергии |3-частиц и некоторая доля энергии у-квантов также остаются в топливе. Вся эта энергия (око- ло 95 %) превращается в теплоту в пре- делах твэла. В связи с этим распределение тепловыделения по твэлам реактора с хо- рошей степенью точности повторяет рас- пределение полного эперговыделення, под- считанного из условия, что вся энергия, связанная с делением, высвобождается там, где это деление произошло. Вычислительные программы [3, 50] на- ряду с потоками нейтронов .позволяют рас- считать распределение полного энерговыде- ления, нормированного на условно задан- ную мощность реактора. Перераспределе- ние этой энергии между твэлами и другими материалами, входящими в элементарную ячейку ядерного реактора (замедлителем, теплоносителем, конструкционными мате- риалами), слабо меняет тепловыделение в топливе. Важно правильно произвести пе- ресчет с условно заданной в расчете мощ- ности на реальную. В настоящее время тепловая мощность реактора эксперимен- тально может быть определена с погреш- ностью не менее 3—5 %. Точность расчета распределения пол- ного энерговыделения по реактору с по- мощью современных вычислительных про- грамм [3] достаточно высокая. Для малых реакторов ошибка обычно не превышает 1—2 %. Для больших энергетических ре- акторов с такой точностью может быть вычислено распределение тепловыделения лишь по части реактора, имеющей размер, примерно равный длине миграции нейтро- на. Ошибка расчета по реактору в целом обычно составляет 10—20 %. Локальное тепловыделение в единице массы топлива энергетического реактора с системой внутриреакторного контроля и станционной ЭВМ может быть определено с точностью 4—6 %. Тепловыделение в топ- ливном элементе определяется с меньшей точностью. Тепловыделение в сильных поглотите- лях. Необходимо достаточно точно знать тепловыделение в органах управления, что- бы обеспечить их падежную работу. В зависимости от типа нейтронной ре- акции высвобождаемая энергия остается в поглотителе полностью (п — а-реакцня) или частично (п — у-реакция). Чтобы вы- числить поток с; единицы поверхности по- глотителя нейтронов, необходимо взять из нейтронно-физического расчета реактора число нейтронов, поглощаемых в поглоти-
112 Реакторы и парогенераторы АЭС Разд. 2 Таблица 2.3. Отнесенные к плотностям материалов макроскопические сечения поглощения энергии у-квантов, испущенных прн радиационном захвате, см2/г Поглотитель Источник Н2О С Fe Zr Cd Sm Gci Н2О 0,025 0,019 0,021 0,020 0,024 0,026 0,023 с 0,023 0,017 0,018 0,018 0,021 0,023 0,021 А1 0,023 0.019 0,020 0,020 0,022 0,023 0,022 Ее 0,023 0,023 0,024 0,023 0,024 0,024 0,023 Zr 0,023 0,027 0,027 0,026 0,025 0,025 0,024 и 0,032 0,039 0,044 0,037 0,043 0,045 0,034 теле в единицу времени, отнесенное к пло- щади теплоотдающей поверхности, умно- жить это число иа энергию, высвобождае- мую при поглощении нейтрона, и на ве- роятность w того, что энергия превратится в теплоту в пределах поглотителя, к по- лученному результату прибавить тепловой поток от у-кваптов, источники которых на- ходятся вне поглотителя. Точный расчет выполняется с помощью метода Монте-Карло [4]. При очень гру- бых оценках достаточно учесть только внут- ренние источники и вычислить вероят- ность w но приближенным формулам. Для п — a-реакции w = 1; для п — у-реакции оценку значений w в цилин- дрическом многослойном поглотителе мож- но провести по формулам ^ = бЛ17(1п2 + 0'251пгЛ); ^ = (М-< + °>125бЛп’ где г, / —- индексы слоев, поглощающих и испускающих у-кванты; 6,- — толщина слоя i; г, — радиус слоя /; — сечение потери энергии у-квантами в слое i, усредненное по спектру источника /. Сечения 2ац и энерговыделепне на один поглощенный нейтрон приведены в табл. 2.3 и 2.4. Тепловыделение в корпусе реактора и биологичской защите. Тепловыделение в корпусе реактора обычно связано с по- глощением у-квантов, выходящих из реак- тора или образующихся в самом корпусе при поглощении нейтронов. Вклад от об- лучения быстрыми нейтронами в тепловы- деление в корпусе обычно мал, поскольку между активной зоной и корпусом имеется отражатель, замедляющий нейтроны. Опасность облучения у-кваптами пол- ностью определяется разогревом, возникаю- щим при их поглощении. Тепловые нейтро- ны, падающие на стальной корпус, следует рассматривать как потенциальные у-квап- ты с суммарной энергией 7,8 МэВ на ней- трон. Если толщина корпуса' невелика (кор- пус рассчитан на низкое давление), то зна- чительная часть нейтронов может погло- титься за корпусом — в бетоне или воде, породив у-кваиты с суммарной энергией соответственно 7,5 или 2,3 МэВ. Образую- щиеся при поглощении нейтронов как в корпусе, так и рядом с ним у-кванты име- ют определенную вероятность потерять всю свою энергию или хотя бы ее часть в корпусе. Точный расчет тепловыделения в кор- пусе достаточно сложен и проводится обыч- но по программе, основанной па методе Монте-Карло. Для очень грубых оценок применяют методику геометрических фак- торов и факторов накопления, разработан- ную применительно к расчету защиты. По- ток энергии нерассеяпных у-кваитов, воз- никающих в активной зоне, иа корпус можно определить по следующей асимпто- Т аблица 2.4. Энерговыделение при поглощении одного нейтрона Ядро н С В Li Ге Zr Cd Sm Gd Реакция п — у гг — у п — а * п ~ а л — у п ~ у п ~ у п — у п — у Энергия, МэВ 2,2 5,5 2,8 4,8 7,8 8,2 9,1 8,0 7,8 В 95 % случаев энергия а-частицы составляет 2,3 МэВ. а уносимая у-квантом 0,5 МэВ.
§ 2.3 Теплогидравлический расчет ядериых реакторов 113 Таблица 2.5. Отнесенные к плотностям материалов сечения взаимодействия с у-квантами, см“/г - — • Энергия у-кванта, МэВ Поглотитель 0,5 1 2 3 4 6 8 10 Н2О 0,097 0,071 0,049 0,040 0,034 0,028 0.024 0,022 с' 0,087 0,064 0,044 0,036 0,030 0,025 0,022 0,020 А1 0,084 0,061 0,043 0,036 0,031 0,027 0,024 0,023 Fe 0,084 0,060 0,042 0,036 0,033 0,031 0,030 0,030 Zr 0,087 0,058 0,041 0,036 0,035 0,034 0,034 0,035 и 0,19 0,077 0,048 0,044 0,044 0,045 0,049 0,051 Га + ... тической формуле: .1 dpy (0) , 1 d2py (0) Sq dx ' 2ц dx2 где T — толщина отражателя; So, 2— мак- роскопические сечения взаимодействия у-квантов с материалами активной зоны и отражателя (табл. 2.5);pY(x)— плот- ность генерации энергии у-квантов в актив- ной зоне на расстоянии х от плоской гра- ницы с отражатслем;Гп = (7’2 + n + 2)-1 — геометрические факторы, которые опреде- ляют эффективную долю у-квантов, ле- тящих в интересующем пас. направлении. Ни разу не рассеянные у-кванты— это лишь часть у-кваптов, проходящих через отражатель и падающих на корпус. Необ- ходимо еще учитывать те у-кванты, кото- рые до того, как попали на корпус, испы- тали рассеяние. Однако отношение сум- марной энергии дошедших до корпуса у-квантов к энергии ни разу не рассеянных у-квантов невелико. Это отношение назы- вают токовым фактором накопления Вт0«, а формулу для потока энергии у-квантов на корпус записывают в виде / — А? * у пток‘ у Токовый фактор можно выразить через более употребительный фактор для погло- щенной энергии Ва' BmK = ^-Ga (у), jLl оо где Ga (у) = j Ва(у') e~{y~y'}dy'-, у = Т2 — у «оптическое расстояние» до источника. В табл. 2.6 приведены значения Ga. Эти же данные могут быть использованы для ядер не тяжелее Fe. Значения отношений Za/X даны в табл. 2.7. В корпусе, рассчитанном на высокое давление, тепловыделение на единицу по- верхности равно 1у. В тонком корпусе оно находится как разность 1у для внутренней н наружной поверхностей. К энергии у-кван- тов. приходящих из активной зоны, добав- ляется энергия у-кваитов, возникающих при поглощении тепловых нейтронов в от- ражателе и самом корпусе. В последнем случае надо рассчитывать вероятность по- глощения испущенного у-кнанта в плоских слоях корпуса. Для оценки этой вероятно- сти вместо (2.8) можно воспользоваться формулами ^•£ = (^/)/-£ + °’Wa£i- <2-9) где С = 0,577. Расчет радиационного нагрева биоло- гической защиты аналогичен расчету радиа- Г а блица 2.6. Значения множителя 6'а при токовом факторе накопления для А1 Оптическая Энергия у-кванта, МэВ толщина Т X 0,5 1 2 3 4 6 8 10 2 8,4 5,6 3,9 3,1 2,7 2,2 1.9 1.8 4 17 9,9 6,2 4,7 3,8 3,1 2,6 2,3 7 35 18 10 7,2 5,7 4,4 3,6 3,1 10 60 27 14 9,8 7,6 5,7 4,6 4,0
114 Реакторы и парогенераторы АЭС Разд. 2 Т а блица 2.7. Отношение Sa/S как функция энергии у-кванта Вещество Энергия у-кванта. МэВ 0,5 1 2 3 4 6 8 Ю Н2О, С, Al, Fe 0,34 0,44 0,54 0,60 0,65 0,71 0,76 0,79 Zr 0,39 0,45 0,56 0,64 0,71 0,79 0,84 0,88 и 0,72 0,62 0,66 0,73 0,80 0,86 0,90 0,92 циоиного нагрева корпуса. Однако из-за сильного ослабления у-излучения корпусом и присутствия в защите легких элементов соотношение между радиационным и ней- тронным нагревами здесь может изменить- ся в пользуя нейтронного. Оценки этой составляющей тепловыделения можло про- водить, используя, как и раньше, геомет- рические факторы п факторы накопления. Точный расчет выполняют методом Монте- Карло [1]. Расчет распределения температур в корпусе реактора можно найти, записав уравнение теплопроводности с внутрен- ними источниками теплоты (см. кн. 2, п. 3.3.7). Если в результате расчета окажется, что перепады температур в корпусе или бетоне чрезмерны, то для уменьшения по- тока нейтронов на корпус в отражателе располагают стальные экраны вперемежку с легкими материалами (лучше всего с во- дой). Тепловыделение в экранах не так опасно, как в корпусе. 2.3.4. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ТЕПЛОГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАСЧЕТА РЕАКТОРА Тепловые и гидравлические расчеты реактора проводятся при проектировании ядерпой энергетической установки для обос- нования работоспособности элементов ак- тивной зоны. Реактор является частью контура цир- куляции установки. Для выполнения рас- четов должны быть определены или за- даны геометрические и технологические характеристики реактора и контура охлаж- дения. К ним относятся: 1) геометрические характеристики реактора, контура цирку- ляции и теплообменного оборудования — форма, длины площади живых сечений S, и поверхностей теплообмена; 2) гидрав- лические характеристики контура и средств циркуляции — коэффициенты гидравличе- ских сопротивлений всех локализованных и распределенных элементов контура, даю- щих вклад в потери напора за счет трения, изменений проходного сечения или местных сопротивлений; напорные характеристики циркуляционных насосов (Q-, /7-характери- стики); высотные отметки и количество ходов для теплоносителя; конструктивные особенности теплообменников, парогенера- торов; 3) теплофизические параметры; об- щая мощность реактора А' и ее распре- деление по каналам, высотная неравно- мерность тепловыделения, распределение плотности теплового потока по радиусу и ' по высоте канала или тепловыделяю- щей сборки q (г, г); исходные параметры теплоносителя (давление и температура на входе в реактор); теплофизические особенности парогенератора, теплообменни- ков. Теплофизические расчеты обычно про- водятся итерационно. Как правило, вна- чале считают температурный режим из- вестным и проводят гидравлический расчет, затем, зная приближенное распределение давления по контуру, уточняют тепловой режим, а далее и гидравлический рас- чет. Особую сложность представляют рас- четы нестационарных режимов, когда поля температур, скоростей, давлений меняются во времени. В этом случае для «медлен- ных» процессов можно выбрать такой ма- лый временной шаг, когда можно прене- бречь изменением параметров внутри этого шага и считать процесс квазистатиче- ским. 2.3.5. ТЕПЛОГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ КАНАЛА РЕАКТОРА В результате теплогидравлических рас- четов реактора определяются гидравличе- ские сопротивления топливных каналов (кассет) (рнс. 2.4), температурные режимы топливной сборки и окружающего канал замедлителя, запасы до кризиса теплооб- мена во всех стационарных и переходных режимах. Расчет сводится к решению системы уравнений сохранения массы, количества движения и энергии для теплоносителя и уравнений теплопроводности для замедли- теля и твэлов. Расчеты, как правило, проводятся в од- номерном приближении, В этом случае
§ 2.3 Теплогидравлический расчет ядерных реакторов 115 Рис. 2.4. Поперечный разрез типичных топ- ливных каналов уран-графитового реакто- ра (а) и водо-водяного реактора (б) перечисленные выше уравнения примут вид s 4е- + = °; дх дг dG dGw с -л- ~дх + ~dz~ + Х"П + Spg C0S 8г= <г dP dz ’ „ dh dh op —т--H G —----?ЯТ ~Ь дх дг 1 (2.10) где S — площадь проходного сечения ка- нала; р — давление; G — расход теплоно- сителя через канал; р—плотность; w— скорость; П, Пт — периметр и обогревае- мый периметр; тв — касательные напряже- ния; g — ускорение свободного падения; h — энтальпия теплоносителя; qv — объем- ная плотность тепловыделения; с — удель- ная теплоемкость. Па входе в канал при z — 0 имеем следующие начальные условия: G = С?о(т); р = ро(т); / = /с(г). На поверхностях кон- такта заданы граничные условия Л(/) —d/7T = g/7T; где g — коэффициент сопротивления трения; — местный коэффициент сопротивления. Интегрирование системы (2.10) для стационарной задачи без учета работы сил давления и диссипации энергии приводит к следующей системе равенств: (2.Н) Z dz f , J p COSl|)Zdz = 0 — АРуск + ApTp + Apr! /7Т C h (г) = h0 + — \ q (z) dz, 0 где dr — гидравлический диаметр. В результате расчет параметров теп- лоносителя сводится к вычислению потерь на ускорение Др?Ск, трение Артр и измене- ний по длине гидростатического напора Арг и энтальпии. Поскольку плотность тепло- носителя является функцией энтальпии и давления p(z) = p[/i(z), p(z)], то расчет распределения давления по длине прово- дится методом последовательных прибли- жений. В качестве первого приближения (иногда и единственного) используется до- пущение, что p(z) = p[h(z), p.J, тогда гид- равлический расчет сводится к определе- нию Друск, Дртр. Apr, а тепловой — к опре- делению температуры поверхности нагрева fCT (z) = f [Л (z)] + g (z)/a (z), (2.12) где a — коэффициент теплоотдачи. Методи- чески целесообразно разделить канал на
116 Реакторы и парогенераторы АЭС Разд. 2 Рис. 2.5. Распределение температур тепло- носителя t и стенки /# по длине канала г: 1 — конвективный участок; // — участок кипения ие- догретой жидкости; /// — участок объемного кипе- ния; ^ — температура насыщения три участка (рис. 2.5): 1) конвективный (нли экономайзерный) (й </Г; /гт < Zs); 2) кипения недогретой жидкости (поверх- ностного кипения) (Л < h'; t„ G); 3) объемного кипения теплоносителя (Л Э; >/i'; /сг > /.г). Гидравлический расчет конвективного участка канала. На конвективном участке плотность теплоносителя практически зави- сит только от энтальпии. Составляющие перепада давления определяются следую- щими формулами: потери на ускорение о потери па трение А °2 f , ЛРтр "" 2 J S2dr dZ + О —1— Q2 AlL JU ‘ 2 S2 потери гидростатического давления Z Дрг = g Р cos фг dz. о где ф— угол наклона канала по отноше- нию к вертикали. В практике расчетов принято делить канал на участки постоянного сечения, вы- числять на этих участках средние плот- ность нли удельный объем теплоносителя и рассчитывать интегралы на каждом участке. В каналах постоянного проходного се- чения ДруСК = (G2/S2) [у (г)—и0]; J 2.13) . G2 _ G2 V5 Ртр — 2S2 "57 v + ~2S^ / (гУ’ (2‘14> I Apr = gp-г cos фг. (2.15) Коэффициент трения канала определяется по формуле £ = »0СшСтСгсф’ (2.16) где so — коэффициент сопротивления глад- кой трубы. При расчетах каналов реакторов зна- чения обычно определяются по формуле Филоненко [16]: go = (1,82 lg Re — 1,64)-2. Множитель сш учитывает шероховатость поверхности и вычисляется но выражению с.ш = (1 + 0,146A/dK Re0'8)0'23, (2.17) где А — абсолютная шероховатость, dK— диаметр капала. Более точные значения коэффициента трения шероховатых труб gocLU приведены в кн. 2, рнс. 1.11. Множи- тель ст учитывает иеизотермичность пото- ка. Обычно ст = (Цш/р),1> (2.18) где /1 = 0,11 при нагревании и п = 0,25 прн охлаждении. Множитель с- отражает неподобие гео- метрии капала и круглой трубы. Поэтому для трубы сг = 1, а для каналов с пучками стержней сг можно определить по форму- ле [26] сг = [е/( 1 — е)2(е -- 3--2in е/( 1 — е))]-0,20 — — 0,526 ехр [ —10 (е0— е)], (2.19) где е = 5т/(5т-т-5)—плотность пучка стержней. В неограниченной квадратной решетке стержней плотность пучка е = (п/4) (d/df- = eg (d/а)2, в треугольной решетке е = (л/2 Уз ) (d/а)2 = ej (d/а)2, где а — шаг решетки; d — диаметр стерж- ней; с»—плотность пучка при касании стержней (плотная упаковка); для квадратной решетки = л/4; для треугольной 8.J = л/2 Уз.
§ 2.3 Теплогидравлический расчет ядерных реакторов 117 Рис. 2.6. Зависимость коэффициента сГ от относительного шага a/d в треугольной (/) и квадратной (2) решетках В сложных пучках, где имеются ячей- ки обоих типов, в качестве е0 следует брать среднее значение, т. е. е0 = (л/4) -ф (гг + т), где п — число ячеек квадратной формы; ги — число ячеек треугольной формы. На рис. 2.6 дана зависимость коэффи- циента сг от относительного шага в тре- угольной я квадратной решетках. Если от- носительный шаг решетки a/d > 1,4, то значение экспоненты в (2.19) пренебрежи- мо мяло. Множитель Гф—фактор различия ячеек пучка (фактор формы). В пучках с оди- наковыми ячейками фактор Сф = 1. Если пучок состоит из ячеек, значительно отли- чающихся по геометрическим характеристи- кам, то фактор формы Сф =/= 1. Для расчета этого множителя следует разделить весь пучок линиями, соединяю- щими центры стержней на ячейки, ввести для каждой ячейки такие характеристики, как плотность ячейки ш, гидравлический диаметр d^, коэффициент неподобия с*, и из условия равенства потерь давления в ячейках записать соотношение [27] е CftG* С'СФ °2 Ь/г dk 2S2kp ~ & dr 2S2p ’ Полагая для А-й ячейки Eft = 0,3164(GA/S4p)-^, разрешая равенство относительно расхода в ячейке (Д и суммируя расходы в ячей- ках, получаем формулу для коэффициента формы пучка 7 ' О ± 5 Д (сг/с*) 7 (rf*/rfr)7 „ k 4 Сф — Массовые скорости в ячейках определяются из равенства 4 5 (еф7?)7 (rffe/rfr)7' (2,2°) Для неплотных пучков стержней с относи- а тельным шагом 1,4 > —г > 1,2 можно счи- а тать, что Gk/Sk = (G/S)(dk/dr)~. (2.21) К местным сопротивлениям обычно от- носят вход, выход потока из канала, ар- матуру, изгиб трубы и т. д. Коэффициенты сопротивления таких элементов приведены в кн. 2, и. 1.6.2. В каналах реакторов местными сопро- тивлениями являются также дистанциони- рующие решетки топливных сборок. Ко- эффициент сопротивления простых дистан- циоиирующих решеток в диапазоне чисел Рейнольдса 104 < Re < 105 можно рассчи- тать по формуле где Sp — площадь, занимаемая решеткой в плане; S — проходное сечение для теплоно- сителя без решетки. Коэффициенты сопротивления специаль- ных решеток определяются эксперимен- тально. Тепловой расчет конвективного участ- ка канала. Тепловой расчет сводится к определению температур стенки по дли- не и построению распределения вида (2.12). Для этого необходимо знать коэффициент теплоотдачи а. Расчет этого коэффициента подробно рассмотрен в кн. 2, § 3.6. По- этому здесь приводится лишь одна фор- мула, учитывающая условия обогрева и геометрические размеры канала: а = аоСтСщСрС^. (2.22) Для определения коэффициента теплоот- дачи в гладкой круглой трубе а0 исполь- зуется формула [29] Nu = a°d =_____________?о/8 Re Рг________ x 1,07 + 11,7 VfJ/8 (Рг2/3 - 1) ’ (2.23) где Д — коэффициент сопротивления глад- кой трубы, см. (2.16): NlHx, — число Нус- сельта для стабилизированного участка. Коэффициенты с,, с1;1, сг находятся но формулам (2.17)— (2.19). Множитель сд учитывает влияние на условия теплообме- на неравномерности распределения тепло- вой нагрузки и вычисляется по формуле [26, 27] где l = 3dr — длина релаксации. На входных участках при q == const с9 = [1 - exp (-z/Z)]-1.
118 Реакторы и парогенераторы АЭС Разд. 2 Как правило, неодинаковое тепловыде- ление в различных топливных элементах приводит к неравномерному распределению температур теплоносителя по поверхностям нагрева. Для учета этого следует разбить пу- чок, как указывалось ранее, иа ячейки. Расходы в ячейках можно вычислить по (2.20) или (2.21). Распределение энтальпий теплоносите- ля (и соответственно температур) можно найти, решив систему, уравнений [44] dhk yg' ~dz’~~~Gk----------L-GT{hk~hl}’ i где суммирование проводится по п по- верхностям и / ячейкам; — плотность теплового потока в k-й ячейке на n-й по- верхности; Fkn—п-я поверхность теплооб- мена в k-й ячейке; — погонный турбу- лентный поток между k-н и /-й ячейками: SfeGfe + , 8 (Sfe + S/) °’ Здесь б — ширина зазора между k-н и /-й ячейками. В случае неравномерного тепловыделе- ния по различным элементам канала тем- пературы поверхностей теплообмена вы- числяются по формуле (2.12), но с исполь- зованием характеристики k-A ячейки; twkn (z) — tk (z) + Qbal^k- Часто необходимо знать температурный режим наиболее «горячей» части пучка стержней. Выделив «горячую» ячейку, можно вве- сти коэффициент неравномерности подо- грева *ДЛ = (hk ~ hb)/(h ~ *o)- который вычисляется решением системы уравнений dhk 4knk g'k{hk~h) dz Gk Gk > (2.24) dh/dz— qPIJG и имеет вид *ДЛ=1 ^knk G Л 1 qFI Gk Jbh) G X о X exp I — —- (z — z') I dz'. \ Gk / Детальный теплогидравлический расчет следует проводить в каналах с существен- ной радиальной неравномерностью тепло- выделения прн наличии в топливной сбор- ке сложных элементов и необогреваемых участков. Такие расчеты, как правило, тре- буют двумерного рассмотрения теплогид- равлических процессов. Достаточно подробное описание темпе- ратурного режима сложных топливных сборок можно получить, используя метод ячеек. Для этого нужно разбить пучок на ячейки описанным выше способом, и рас- сматривать поток теплоносителя в ячейках как систему взаимодействующих струй. Состояние теплоносителя в ячейках можно определить из решения системы дифференциальных уравнений сохранения массы, количества движения и энергии для всех ячеек. Эта система дифференциальных уравнений для k-й ячейки имеет вид dGk/dz+ £ /*/ = 0; / + Ikl(Wk-W}) = _—-, l +I'kl(hk-h)=-±f. Систему уравнений необходимо допол- нить соотношениями для поперечного кон- вективного Ikf и турбулентного (диффузи- онного) Iтоков из k-я ячейки в /-ю. Обычно полагают, что конвективный ток определяется разностью давлений в со- седних ячейках. Эта разность давлений расходуется на преодоление трения и инер- ции жидкости в соседних ячейках. Значения Ikj обычно определяют из ра- венства Турбулентный ток 1 kj зависит от интен- сивности турбулентности в соседних ячей- ках. Как и раньше, можно использовать соотношение г' tkGk + %iGl . ki 8 (Sk + Sf) °- Большое распространение для расчета /к, получила формула, предложенная Роу, г 0,038 ] z—\ . Iki = —~Re u-‘(pw)dr, где Г зависит от формы ячейки: для квад- ратной Г = 1, для треугольной Г = 0,79;
§ 2.3 Теплогидравлический расчет ядерных реакторов 119 ры, — средняя массовая скорости в ячейках k и /; dr — гидравлический диаметр для двух соседних ячеек k и j. Более подробно расчет l'k^ рассматривается в [43]. Теплогидравлический расчет участка канала с кипением состоит в вычислении распределений температур, давлений и па- росодержания по длине канала. Можно считать, что участок кипения начинается в том сечении, где температура стенки tw равна температуре насыщения ts при данном давлении (в действительности необходим перегрев стенки для образова- ния пузырьков пара). На участке канала, где энтальпия потока лежит в пределах Аи. к < h < h', реализуется кипение с недо- греном (Л„ к — энтальпия начала кипения). Обычно всю область кипения с недогревом делят на две: неразвитого и развитого ки- пения. Температурный режим области нераз- витого кипения обычно имеет .характер пе- рехода от конвективной теплоотдачи к теп- лоотдаче с кипением. В этой области при условии аКИп > Иконв распределение темпе- ратуры стенки описывается Функцией [13, 27] fCT (Z) - ts = th (2-26) акип (р/акип) Ср где а„кп и «кони — коэффициенты теплоот- дачи при кипении и конвективном тепло- обмене (расчетные формулы для определе- ния акиг, рассмотрены в кн. 2. § 3.11). Начало участка развитого кипения обычно связывают с началом отрыва пузы- рей пара от поверхности нагрева, возник- новением движущейся паровой фазы в по- токе. Сечение начала интенсивного парообра- зования при кипении с недогревом (h = h0) определяется по соотношению [26] ЛАН. „pw/q = 7,5 (р dr/rp"v')0’08 (pwrfr/p/)°'2, где ДА„ „ = h' — Ao; h' — энтальпия в се- чении, где жидкость имеет температуру на- сыщения; ha—энтальпия в сечении начала интенсивной генерации пара; г—теплота парообразования. Для двухфазной смеси теплогидравли- ческий расчет основан на решении системы одномерных уравнений сохранения массы, количества движения и энергии. Систему можно представить в виде dp 1 dG _ дт ' 3 dz 1 1 dG S дх 1 д G2 , ч S dz S др хнП , = “17------ (2.27) др . , д7ЛР + 1 dG дП S дг S Величины Рж (1 ф) РпбР * Рж (1 ф) Аж РпфАп _______ р “ Рж (1 ф) w'hK -}- рпфцС'Ан * 1 Рж (1 — ф) + Рпфщ" называют соответственно удельным объ- емом по количеству движения массы сме- си, энтальпией смеси и расходной энталь- пией смеси, где <р — истинное объемное паросодержание [см. кн. 2, п. 1.15.3], х.,— действительное массовое расходное паро- содержание; индексы «ж» — жидкость; «п» — пар. На участке объемного кипения смеси (см. рис. 2.5) после установления термоди- намического равновесия плотности и эн- тальпии фаз равны равновесным значениям, т. е. Рж ~ р 1 рп — р"‘> hx — h ha — h . Тогда расходная энтальпия смеси h = h' (1 — хЛ) + h"xa — h' + гхд. На участках канала, где термодинамиче- ское равновесие не достигнуто, необходимо рассмотреть состояние каждой фазы от- дельно. В стационарном потоке для расчета истинного объемного паросодержания < можно воспользоваться двумя уравнениями системы (2.27), которые записываются от- дельно для жидкости 1 dG' -у ~s~z *ж + *п; 1 dG'hn _джП t , д | (2,29) -у-^ж + хпЛп J н пара 1 , ~S~z хп + хж; 1 dG"hn ЯчП , . , “ё---й---= ---xn^n + Хж^ж> Л dz о z (2.30) где хп — скорость конденсации пара; — скорость парообразования. Используя уравнение сохранения энер- гии G~=pGT> (2.31) az получаем dhiK 1 Г <7ж । хп (Ап Аж)5"|, dh 1 — хЛ L р pG Г (2.32) dxs 1 Г Рп Хц (Ап ~ Аж)_5 1 dh (Ап — Аж) L р ^G J (2.33)
120 Реакторы и парогенераторы АЭС Разд. 2 На основе этих уравнений разрабатывают- ся различные методики расчета паросодер- жання при кипении с недогревом. Здесь рассмотрены две из них. В первой [26] по- лагается. что Л;1 — h". Тогда 7 ж й йж q (1 — х.1) h' — й0 — exp ^—2 h — (h' — й0) 1 (h'— Ло) J’ xnS (h" hx} h йж . qП (1 — ,гл) h' — й0 ’ ййж __ 2 (й7 — Йж) dh (h' — Ло) — exp й (h' — йр) "I (й'— Йр) ]’ (2.34) Решение неоднородного уравнения (2.34) имеет вид h'-hM f. , й —йр \ Г _ 2(Й-ЙОП Л'—Ло х h' — h<‘ ) Р L h'—ho J" и распределение энтальпии жидкости по длине канала вычисляется из дифферен- циального уравнения (2.35) с учетом уравнения (2.31). Истинное объ- емное наросодсржанис определяется по формуле при условии, что коэффициент скольже- ния Ks. равный отношению истинных ско- ростей равен: где w0—скорость циркуляции; pKV — дав- ление в критической точке; Р — расходное объемное па росо держание. Вторая [1] требует решения дифферен- циального уравнения -~7T- = th3[3’5 г ah L ^ж ^н. к АЛН. к -Ск-^С<р(*—[1+5ехр(—20<р)], ЦИч \ Г / (2.38) где Сй — константа конденсации, равная 17 м-1; Айн. к = й7 — йн. к. Сечение начала кипения с недогревом и коэффициент скольжения определяются по формулам -^J^=43,5Re°’2Pr0-6; q Си. р = Vl — exp (—20<р). Истинное объемное наросодержание вычисляется по формуле (2.36). В кн. 2, и. 1.15.3 приведены методики, основанные на прямой аппроксимации ф от балансового массового паросодержания (без учета перавновесности смеси) в кана- лах с равномерным обогревом по длине. Эти формулы достаточно просты, не тре- буют применения вычислительной техники и могут быть использованы для получения оценочных значений действительных объем- ных паросодержаннй в трубах с адиабат- ным движением двухфазной смеси. Изменение давления по длине канала на участке кипения с недогревом рассчиты- вается так же, как и для канала на участ- ке объемного кипения (см. ниже), по вместо балансового паросодержания Хбал исполь- зуется действительное хд, определенное с учетом неравновесное™. Расчетные фор- мулы для определения истинного объ- емного паросодержания в трубах на участ- ке объемного кипения приведены в кн. 2, § 1.15. При расчетах каналов реакторов можно также пользоваться формулой (2.36). Расчет гидравлических сопротивлений прн адиабатном движении двухфазных по- токов в трубах приведен в кн. 2, и. 1.15.4. Он сводится к вычислению суммы потерь давления на ускорение АруСк, трепне Дртр и изменений гидростатического напора Ар,. Перепады давления на ускорение в кана- лах постоянного сечения вычисляются по (2.13) с заменой v(z) на с* (z) [см. (2.27) и (2.28)], потери па трение — по (2.14) с заменой £ на §дв. Коэффициент гидрав- лического сопротивления канала £дв при течении двухфазной смеси можно рассчи- тать по формуле £дв = £ф. (2.39) Множитель ф учитывает влияние режимов течения на законы трения (фактор негомо- генности смеси) н может быть найден из выражения [26] ф= 1 +х - 1 х Р- 1 + + О,57х0,125 (1 — х)2 X ——J—-52 0,2 + Fr°’5 (р"/р7) где Fr0—число Фруда, рассчитанное по скорости циркуляции. На рис. 2.7 показано изменение коэффициента ф[1+хд(о"/у'—1)1 в зависимости от массового паросодержа-
§ 2.3 Теплогидравлический расчет ядерных реакторов 121 Рис. 2.7. Изменение коэффициента ф р+ + хк ------1в зависимости от массового паросодержання х, массовой скорости рш и давления р: жепного канала илн кассеты н расчету критических плотностей теплового потока н этом канале. Расчет характеристик наиболее тепло- напряженного канала. Если в реакторе имеется п каналов, то мощность наиболее теплонапряженного канала пли кассеты определяется следующим образом: К макс — п Кг, (2.40) где Л’г — номинальная тепловая мощность реактора; Кг — коэффициент радиальной неравномерности поля тепловыделения. Теп- ловая мощность и максимальные мощности каналов (кассет) реакторов ВВЭР-440 и РБМК-1000 приведены ниже: ВВЭР-440 PDMK-1000 / — гомогенная модель; 1 — pw—500 кг/(м2-с); 2 — рш = 100() кг7(.мг-с); 3 — рш=2500 кг/(мг'С) ния хд, массовой скорости рш и давле- ния р. Этот коэффициент представляет со- бой отношение потери давления на трение при течении двухфазного потока к потерям давления в однофазном потоке при оди- наковых рю на входе. Средний удельный объем v, входящий в (2.14), определяется по формуле v = o'(l — хд) + ц"х5. 2.3.6. РАСЧЕТ ЗАПАСА ДО КРИЗИСА ТЕПЛООБМЕНА Режим работы твэлов зависит от плот- ности теплового потока и условий тепло- отвода. Одним из важных расчетных пара- метров, характеризующих надежность теп- лоотвода, является коэффициент запаса до кризиса теплообмена. Этот коэффициент определяется как число, на которое надо умножить номинальную мощность канала (или всего реактора), для того чтобы по- лучить мощность, при которой в канале может возникнуть кризис теплообмена, т. е. произойдет нарушение нормальных условий охлаждения твэлов. Расчет запаса до кризиса теплообмена сводится к отысканию наиболее теплопапря- Лгт, МВт.................... 1375 КГ.......................... 1.35 п ........................... 349 К макс. МВт .... 5,3 3200 1.3 1693 2,5 Расчет теплогидравлическнх характери- стик капала проводится с использованием методик и формул, рассмотренных в п. 2.3.5. Задачей таких расчетов является определение параметров теплоносителя вблизи «горячего» стержня, где складыва- ется наиболее напряженная тепловая об- становка. Распределение плотности теплового по- тока в «горячей» ячейке определяется со- отношением q(z) = qf(z)KzKKKqMe!lK„, (2.41) где q— средняя плотность теплового пото- ка: q = Л7./А; F—площадь поверхности теплообмена; коэффициент f(z) учитывает форму поля тепловыделения: f (г)« sin л (г + б) ~Н + 2б~ ;Н—высота активной зоны; б — эффективная толщина отражателя; Кг— коэффициент осевой неравномерности для синусоидального распределения поля тепло- выделения: я / 1 \________1______ q \ 1 + 26/Я ) . лН S,n Т(М + 26) Л’к — коэффициент радиальной неравномер- ности тепловыделения в канале (кассете); Л'м — возможность превышения мощности за счет неточности работы системы регу- лирования и неточности измерения пара- метров реактора; — так называемый «механический» коэффициент тепловыделе- ния, который учитывает статистический разброс плотности и обогащения топлива. Такой разброс может привести к избыточ- ному тепловыделению по сравнению с но- минальным, и поэтому Кмех > !•
122 Реакторы и парогенераторы АЭС Разд. 2 РБМК 1,05 1,10-1,12 1,10 Ак • Для реакторов типов ВВЭР и РБМК коэффициенты Ак, Км, следующие: ВВЭР 1,15-1,20 1,10-1,12 1,15 По значениям q[z) вычисляется распреде- ление энтальпии потока в «горячей» ячейке Расчет распределения критических теп- ловых нагрузок ?кр(г). Критическая плот- ность теплового потока зависит от пара- метров теплоносителя, геометрии канала и формы тепловыделения (см. кн. 2, п. 3.11.3). Применительно к реакторам типа ВВЭР расчет можно вести по двум формулам, предложенным в ИАЭ им. И. В. Курчатова — фактор формы; (кр — /j = 0,72 м — длина релаксации. Чтобы вычислить распределе- ние критической плотности теплового по- тока по длине канала, удобно <?кр предста- вить в виде зависимости <Zkp = Z (Р®. Z, Д/гвх), где Дйвх ~ h'— hax. Используя уравнение теплового баланса формулу (2.42) можно записать следую- щим образом: <?кр (г) = йЛт + °’286 ~~ We'/S ______________We + A г___________________ Г- /2 — zz \ 1 f </(z') , , l,144Wel'\ 619'6М----------—) rV(2) РШ*Т PWS«')'/3 f^Y/5 I (2.44) [53] и ОКБ «Гидропресс» [49]. Формула ИЛЭ им. И. В. Курчатова представляет собой связь безразмерной критической на- грузки п_____________________7 кр (г)______ (а'—коэффициент температуропроводности) с обобщенной относительной энтальпией X (г) - хд (г) (г) We 1/5, где We — число Вебера. Окончательно We W^A - °’286* чкр z > c1n с С 7 Г г — г"\ dz' 619,6 \ ехр------------------—т- J <? (г) rL I JI о (2.42) где I = 75,6dT — длина релаксации; А = 25. Формула ОКБ «Гидропресс» имеет вид <7кр = 0,795 (1 - хд)~°’5+0-I05p X X (рш)~°’127+0,3"(1~л:а) (1 -0,0185р)Л (2.43) где _ _ гкр /кр h Формулу (2.42) можно использовать так- же для расчетов критических тепловых на- грузок в каналах реакторов РБМК-Ю00. Расчет запаса до кризиса теплообмена. Зная распределение q(z) и критической плотности теплового, потока, вычисляют их отношение Аз (г) = <?кР (г)/<? (г). (2.45) Минимальное значение A3(z) определяет запас канала до кризиса теплообмена по мощности. Запасы до кризиса A3(z) не должны быть меньше 1,2—1,5. Эти значе- ния определяются статистическим разбро- сом опытных данных и неточностью изме- рения параметров теплоносителя в реак- торе. 2.3.7. РАСЧЕТ ЗАКРИЗИСНОГО ТЕПЛООБМЕНА Температурный режим оболочек твэ- лов в закризисной области определяется характером кризиса теплообмена, который может возникать как в стационарных усло- виях (см. п. 2.3.6), так и в аварийных и переходных режимах, связанных с неста- ционарными процессами охлаждения ак- тивной зоны реактора. При подаче охлаждающей воды из си- стемы аварийного охлаждения на осушен- ные и разогретые твэлы возникает фронт повторного смачивания (увлажнения), про- цессы в котором аналогичны кризису теп- лообмена и который разделяет режимы теплообмена по длине активной зоны на три области:
§ 2.3 Теплогидравлический расчет ядерных реакторов 123 1) теплообмен в смоченной зоне, харак- теризующийся теплоотдачей за счет кипе- ния при вынужденной конвекции; 2) теплообмен непосредственно во фронте смачивания, сопровождающийся резким повышением температуры, в резуль- тате перехода от пузырького режима кипе- ния к пленочному; 3) теплообмен в несмоченной зоне, ко- торый можно рассматривать как теплооб- мен в закризисной области. В этой области поток пароводяной смеси имеет, как пра- вило, дисперсную структуру—капли жид- кости распределены в паре, который пере- грет относительно температуры насыщения. Такой поток является преимущественно не- равновесным, и действительное массовое паросодержание хд в нем меньше баланс- ного х6ал. Экспериментальные и расчетные исследования закризисного теплообмена в стационарных условиях показали, что тер- модинамическую неравиовесиость можно не учитывать в случае малых тепловых пото- ков (<; <Z 0,5 МВт/м2) и больших массовых скоростей [рш > 1000 кг/(м2-с)]. Оценочный расчет теплоотдачи в не- смоченной зоне в зависимости от положе- ния фронта повторного смачивания приме- нительно к реакторам типа ВВЭР можно проводить по формуле [48] (27,6 + 1,5р) (раа)0,56 1 + 9,6г - 1,39г2 (2.46) где г — расстояние от фронта повторного смачивания, м. Условия применимости формулы; р --- = 0,1-г-0,5 МПа; ре»=25 250 кг/(м2-с); г = 0,01 -2,5 м. В (2.46) коэффициент теплоотдачи от- несен к разности температур Д/ст = /ст— ts, а расстояние г можно определить из вы- ражения [42] и = 3,7 • 10-3 (pia)0,7 (1 — /ст/1200) X Х(1+0,07 (2.47) где и — скорость фронта повторного сма- чивания, м/с; Д/нед = ts — tx— недогрев во фронте смачивания, °C. Формула (2.46) обобщает опытные дан- ные на трубах без имитаторов дистанцио- нирующих решеток; скорость фронта по- вторного смачивания получена на основе опытов, проведенных на семистержневой сборке, н с точностью ±15 % описывает экспериментальные данные при р=0,1 МПа и изменении массовых скоростей рш от 10 до 75 кг/(м2-с) и локального недогрева во фронте от 0 до 75 °C. Расчет теплоотдачи при повторном смачивании разогретых поверхностей при- менительно к канальным водоохлаждаемым реакторам можно проводить по формуле [14] где Nu = O,392Re0,455 (р"/р') X X [ 1 - 0,229 Дх + 0,512/Дх], (2.48) <7 a =------------, /ст — ts Nu = -^; Л П-.-Р^ЭКВ. Av._ Ke---—, ЛХ — л-бал лфр. Паросодержание во фронте смачивания Хфр определяется из соотношения [14] и*= 0,309 ^/(7%-x+p) (р"/р')°’38 Re0’52, (2-49) где рСрб рЩб/дкв и* = и ; Re =-----,—; Л р х°р — граничное массовое паросодержание: х?р = 1 - 0,86 ехр (-19/ш); (2.50) ш = pta -у/d/(ap'); d — диаметр канала; a — коэффициент поверхностного натяжения; р' — плотность жидкости на линии насы- щения; р, ср, б — соответственно плотность, теплоемкость и толщина стенки канала. Формулы (2.48) и (2.49) описывают экспериментальные данные в следующем диапазоне параметров: р = 3 4- 7 МПа; рш = 75 4- 470 кг/(м2-с); </=100-4- ±600 кВт/м2; /ст = 400 4- 900 °C; баланс- ное паросодержание изменялось от —0,4 до +0,6. Для расчета закризисного тепло- обмена в области низких массовых паро- содержаний (от —0,07 до 0,1) рекоменду- ется формула [55] a = 1525V' (payd/p")0>2 (Ргст. п)3, (2.51) где a = qit„—tx; Pr„. п — число Рг, вычис- ленное по параметрам пара у стенки ка- нала; /ж — температура теплоносителя, вы- численная по уравнению теплового ба- ланса. Формула справедлива в диапазоне из- менения рш от 900 до 2100 кг/(м2-с), q от 0,2 до 0,8 МВт/м2. Данные получены в кольцевом и семистержиевом каналах. Как уже упоминалось, в области за- кризисной теплоотдачи при определенных режимных параметрах имеет место терми- ческая неравиовесиость двухфазного пото- ка, которая характеризуется значительным перегревом пара относительно температу- ры насыщения. Такая неравиовесиость мо- жет заметно сказаться иа методиках рас- чета теплоотдачи. Для оценки термической неравновесности и определения действи- тельного паросодержания предложен целый ряд расчетных методик [17, 29, 39]. Однако пока отсутствуют общепринятые методики расчета для широкого диапазона парамет- ров и каналов различной формы. Можно
124 Реакторы и парогенераторы АЭС Разд. 2 отметить, что в сборках пучков стержней эффект термической неравновесности про- является заметно слабее, чем в трубах, в связи с перемешивающим воздействием дистанционируюших решеток. В то же вре- мя в гладких трубах при тех же парамет- рах термическая иеравновесность потока играет заметную роль и приводит к неко- торому ухудшению теплоотдачи, В связи с тем что при анализе аварийных режимов обычно принимают во внимание расчетные методики и экспериментальные данные, дающие заниженные результаты по тепло- отдаче, то целесообразно привести хотя бы некоторые наиболее простые предельные соотношения, которые наглядно показы- вают связь между основными параметрами в явном виде. Одним из них является уравнение Бардзони— Мартини [57] 4=1- (j — хкр) ехр [—.(хба.-i ~ *кр)1- (2.52) где Хп — относительная энтальпия в зоне кризиса теплообмена, которая может быть определена и по хрр (2.50) из [39]. В конечном счете, одной из основных задач расчета закрнзисного теплообмена является определение максимальной темпе- ратуры стенки в этой области. Возможны два крайних случая изменения температу- ры стенки в данной зоне. В первом случае, температура стенки после установления кризиса растет непре- рывно. Такие режимы имеют место обычно при высоких Хрр, низких давлениях и мас- совых скоростях. При высоких давлениях и массовых скоростях [>2000 кг/(м2-с)] обычно поток стремится к равновесному состоянию и имеется относительно небольшой пик тем- пературы стенки вблизи зоны кризиса. Од- нако имеется довольно значительная про- межуточная область параметров по хРр, р и ргел, где пик температуры устанавлива- ется па достаточно удаленном расстоянии от места кризиса. Подобное же явление наблюдается и в условиях повторного сма- чивания поверхностей нагрева при аварий- ном охлаждении, когда песмоченпая зона имеет значительную протяженность (>1 м). В этом случае закризпсиая зона теплоот- дачи создается как бы искусственно, так как значения относительной энтальпии ио фронте смачивания хфр обычно значительно меньше х°р, чем в случае стационарной за- кризисиой теплоотдачи. В данном случае также применима формула (2.52), однако в ней под хкр понимается хфр при условии, что д-фр > 0. Таким образом, расчет закризисного теплообмена состоит из.двух частей: в пер- вой рассчитывается теплоотдача в переход- ной области до достижения /“такс, во вто- рой расчет ведется уже для установивше- гося режима. Существует целый ряд до- вольно сложных методик для расчета теп- лоотдачи в обеих зонах [29, 39]. Однако, учитывая еще не общепринятый характер подобных методик, можно рекомендовать некий упрощенный подход к определению теплоотдачи в этих областях. Он состоит в том, что в первой области используются формулы по теплоотдаче, учитывающие из- менение теплоотдачи от наступления кри- зиса до в виде Ct == <Хцер + CtK0HB, где апер можно рассчитать по (2.46) или [59]: ____ апер -= 1,664 • 10= • ехр (— 0,671 VД?ст ). Эту формулу можно использовать в широ- ком диапазоне давлении 4 < р < 20 МПа н массовых скоростей 3-10 < рю < < 4500 кг/(м2-с). В качестве <zK0HD можно использовать разные формулы, например известную ' формулу Петухова — Курганова (см. кн. 2, первая формула в табл. 3.21), в которой используется число Re в виде Re= Р^^Рд+ ^(1-хд)1. (2.53) Н L Р J По найденному коэффициенту теплоотда- чи а определяется температура стенки: /ст = <?/« + ta. tn определяется по действительному паро- содсржанию хд из формулы [17] здесь л = 1,2 + 0,75 (Re 10 5)!’61 Re = = pwd3KK/n"; хрр определяется по фор- муле (2.50). Чтобы получить значения tC!, идущие в запас расчетов, возможно применение для второй области и формул вида Nun = 0,023 Re0,8 Рг™ст), где Кип==<7с1экв/(^т —*n)V> m = 0,4. Выбор Prm определяется по наименьшему зна- чению Nurt. Для расчета средней теплоотдачи в сборке стержней при стационарной закрн- зисной теплоотдаче рекомендуется следую- щая формула [16]: Nu = Nu" ft. Число Nu" находится из выражения [23] Nu = 0,023 {Re Ргст, п [хбал 4- + (Р"/Р') (1 -*бал)]}°’8Г, где У — 1—0,1(р'/р"—1)°-4(1—х)0-4; Nu" = a.d/V'\ a. = q/(tQt — ts); Re-
§ 2.4 Реакторные установки одноконтурных АЭС 125 •= pwrf/ц". Коэффициент К, представляю- щий собой отношение среднего коэффици- ента теплоотдачи в сборке к коэффициенту теплоотдачи в трубе, рассчитывается гю формуле К » 1,1 a/rf — 0,26, где a/d— относительный шаг. В сборке стержней за счет неравномер- ного распределения расхода теплоносителя по каналу возможна разверка температур по сечению. Минимальный коэффициент теплоотдачи в этом случае определяется следующим образом: .\'uMHII = Nu /, где / = 0,3 4- 0.8 (a/d— I)0 25. 2.3.8. РАСЧЕТ ТЕМПЕРАТУРЫ ТВЭЛА Температура внутренней поверхности оболочки, твэла на расстоянии z от входа в активную зону /ое(г) при известной тем- пературе теплоносителя иа входе в реак- тор рассчитывается по формуле t06 (z) = fBX + (г) + q (z)/a + + (q(z)dol^)\n(do/dl\ (2.54) где А/(г)— подогрев теплоносителя в ячей- ке; q(z}—плотность теплового потока; Хо6, di—теплопроводность и . внутренний диа- метр оболочки; do — диаметр твэла. Температура в центре топливного сер- дечника с наружным диаметром dH и от- верстием с/акут без учета зависимости теп- лопроводности сердечника /,с от темпера- туры fo(z)=/06(2) + <?2(1—1П + q (Z) ^внут 4Z.C (2.55) где Лзаз — теплопроводность в зазоре. Теплопроводность спеченной U02(XUO2) зависит от температуры, плотности и дли- тельности облучения в нейтронном поле. Приближенно зависимость ХиО2> Вт/(см-К), от температуры Т, К, описы- вается формулой [47] ЛиО2 (Г) = 55/(560 + Г) + 0,942 - 10~12Т3. (2.56) В процессе работы реактора диоксид урана заметно изменяет свою структуру. Большие градиенты температуры, разви- вающиеся в таблетках диоксида, создают большие термические напряжения, которые вызывают растрескивание таблеток и, как следствие этого, некоторое уменьшение Хио Однако в настоящее время нет до- стоверных данных, показывающих точное изменение ЛиО2 н '’фопессе работы реак- тора. Принимая зависимость теплопроводно- сти сердечника от температуры ХС = /(Г) по (2.56), получаем следующую неявную связь между температурой Т, К, и радиу- сом г: qt Г /2г\2] Т 4- 560 4л I.1 ~ ) J - 55 1П Т,.т + 560 + 0.94г? 10 4 Максимальная температура на оси сердеч- ника То вычисляется из выражения г/. -р 560 j—- = 55 1п ——; 4" 4JT 1 •у оОи 4-0,236- 10~12(т4- Г4Т). (2.57) Для расчета допустимых плотностей потока удобно ввести в (2.57) температуру теплоносителя Тт/,,. В этом случае при условии, что оболочка (индекс «об») тон- кая и зазор (индекс «з») достаточно мал, можно записать ~- = 55 1п _____ Гст + 560 4- -4г JIuqIZ + ».23б.ю-“[г;-(г,„,+А.)*]. (2.58) где k = (5заз/л.,аз 4* боб/Лоб 4- 1/а)-1 — ко- эффициент теплопередачи. Из (2.58) можно найти максимальную температуру Го при заданном значении ли- нейной плотности теплового потока qi. Для пеоблученного топлива отношение Азаз/бзаз (в среднем по всей поверхности топлива) составляет примерно 5000 Вт/(м2Х ХК). 2.4. РЕАКТОРНЫЕ УСТАНОВКИ ОДНОКОНТУРНЫХ АЭС 2.4.1. ОСНОВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ РЕАКТОРОВ ТИПА РБМК В настоящем параграфе рассматрива- ются одноконтурные АЭС с канальными кипящими реакторами типа РБМК (реак- тор большой мощности, кипящий) [12]. Отличительными для реакторов типа РБМК можно считать следующие призна- ки: 1) вертикальные каналы с топливом и теплоносителем, допускающие поканаль-
126 Реакторы и парогенераторы АЭС Разд. 2 пую перегрузку топлива; 2) графитовый замедлитель между каналами; 3) легковод- ный кипящий теплоноситель в контуре мно- гократной циркуляции с прямой подачей отсепарированного пара из реактора в тур- бину одноконтурной АЭС. Достоинствами реакторных установок данного типа следует считать отсутствие уникальных корпусов, подверженных ней- тронному потоку, и соответствующих огра- ничений единичной мощности реактора, от- сутствие громоздкого и дорогого пароге- нератора, возможность квазинепрерывной перегрузки топлива, относительно хороший нейтронный баланс вследствие более низ- кого, чем в ВВЭР, давления теплоносителя в реакторной установке, возможности по- канального регулирования расхода, контро- ля целостности каналов, контроля парамет- ров и активности теплоносителя каждого канала н замены на работающем реакторе негерметичных тепловыделяющих сборок. К недостаткам реакторных установок типа РБМК можно отнести следующие: большие размеры реактора, разветвлен- ность системы подвода-отвода теплоноси- теля каждого канала, непроизводительный захват нейтронов стенками каналов, радио- активность пара в турбинР и др. Рис. 2.8. Принципиальная схема контура МПЦ реактора РБМК-1000 со вспомога- тельными системами (на одну сторону ре- актора) : / — реактор; 2 — барабан-сепаратор (2 шт. 0» — 2300 мм); 3 — всасывающий коллектор 0 — = 900 мм; 4 — ГЦН (4 шт., р = 1,6 МПа); 5 — напорный коллектор 0 = 900 мм; 6 — распреде- лительный групповой коллектор (22 шт., 0 = = 300 мм); / — система охлаждения боковой за- щиты отражателя и стержней СУЗ; // — система очистки гелия; III — система продувки и рас- холаживания; /У —система аварийного охлажде- ния реактора (CAOP); V —система уплотнения ГЦН 2.4.2. ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ И КОНСТРУКЦИЯ РЕАКТОРНОЙ УСТАНОВКИ Реакторная установка РБМК-1000 включает в себя контур многократной при- нудительной циркуляции (МПЦ) и вспомо- гательные системы (рис. 2.8). Пароводяная смесь (со средним массовым паросодержа- нием х ~ 15 %) поступает по индивиду- альным пароводяным коммуникациям в ба- рабан-сепаратор (БС), где разделяется на нар и воду. Насыщенный пар давлением 7,0 МПа из сепараторов поступает по восьми паро- проводам (диаметр 400 мм) к двум тур- бинам К-500-65/3000 (см. рис. 3.1). На базе опыта эксплуатации реактора РБМК-1000 создан реактор РБМК-1500 при тех же размерах активной зоны и парамет- рах теплоносителя. Форсирование мощности до 1500 МВт достигнуто в основном за счет разработки тепловыделяющей сборки (ТВС) повой конструкции, в которой пре- дусмотрены интенсификаторы теплообмена. Благодаря интенсивному орошению поверх- ностей нагрева твэлов среднее массовое паросодержание па выходе было увеличено до 21 % при достаточном запасе до кри- зиса теплообмена. Основные характеристики реакторов типа РБМК представлены в табл. 2.8. Ре- актор размещен в бетонной шахте разме- ром 21,6X21,6X25,5 м и состоит из на- бора вертикальных каналов с топливом и теплоносителем, вставленных в цилиндри- ческие отверстия графитовых колонн, верх- ней и нижней защитных плит—металло- конструкций каландрового типа. Верхняя и нижняя части каналов вы- полнены из легированной стали, а цен- тральная труба размером 88X 4 мм — из сплава Zr + 2.5 % Nb, имеющего доста- точно высокую коррозионную стойкость и механические свойства, удовлетворяющие требованиям конструкции. Циркониевая часть канала соединена со стальными специальными сварными переходниками сталь-цирконий (рис. 2.9). Предусмотрена возможность дистанционной замены топлив- ного канала (ТК) на неработающем реак- торе. В верхней головке канала на пробке подвешена через штангу кассета с двумя Рис. 2.9. Соединение элементов канала из циркониевого сплава и нержавеющей стали: / — труба (сталь 12Х18Н10Т); 2 —штуцер (сталь I4X17H2); 3 — ниппель (сплав Zr + 2,5 % Nb); 4 — тру- ба (сплав Zr + 2,5 % Nb)
§ 2.4 Реакторные установки одноконтурных АЭС 127 Таблица 2.8. Основные характеристики реакторных установок типа РБМК Характеристика РБМК-1000 РБМК-1500 Мощность, МВТ: электрическая тепловая КПД брутто, % Расход воды, циркулирующей в активной зоне, 10~3 кг/с Первоначальная загрузка урана, т Проектное обогащение топлива в стационарном режиме перегрузок, % Средняя глубина выгорания топлива в стацио- нарном режиме, МВт-сут/кг Средняя удельная энергонапряженность актив- ной зоны, МВт/м3 Средняя удельная энергонапряженность топли- ва, кВт/кг Средняя плотность теплового потока, МВт/м2 Активная зона: высота, м диаметр, м Число топливных каналов Число каналов СУЗ Число твэлов в канале Размеры оболочек твэлов (диаметр/толщица), мм Давление в барабане-сепараторе, МПа Параметры пара перед турбиной: давление, МПа температура, °C Барабан-сепаратор: число диаметр, м длина, м Себестоимость электроэнергии, коп/(кВт-ч) 1000 (2 X 500) 3200 31,3 10,4 192 2,0 20 4,2 16,7 0,35 7,0 11,8 1661 211 18 13,5/0,9 7,0 6,5 280 4,0 2,3 30 0,8 1500 (2 X750) 4800 31,3 8,9 189 2,0 20 6,3 25,4 0,53 7,0 11,8 1661 211 18 13,5/0,9 7,0 6,5 280 4,0 2,6 30 0,75 ТВС. Каждая ТВС состоит из 18 твэлов, длина тепловыделяющей части 3,5 м. Твэл представляет собой трубку диаметром 13,5X0,9 мм из циркониевого сплава с таблетками из диоксида урана. Регулиров- ка расхода воды через каналы произво- дится в соответствии с изменением мощно- сти ТК регулирующими клапанами, уста- новленными на подводящих трубопроводах. Теплота, выделяющаяся в кладке, от- водится к теплоносителю внутрь каналов через специальные контактные кольца (рис. 2.10). Для снижения термического сопротивления и предотвращения окисления графита полость кладки заполнена мед- ленно циркулирующей смесью гелия и азо- та, которая служит одновременно и для контроля целостности каналов по измене- нию свойств газа. На каждую половину реактора уста- новлено по два барабана-сепаратора (БС), объединенных перемычками по водяному и паровому объемам. Практически равномерный отвод пара по длине БС достигается с помощью «оп- тимального» дросселирования патрубков на перепад давления, равный сопротивлению движению пара по коллектору от его заглу- шенного конца до места расположения пат- рубков (рис. 2.11). Рис. 2.10. Установка топливного канала в графитовой кладке: / — труба (сплав Zr + 2,5% N’b); 2, 3—наружное и внутреннее графитовые кольца; 4 — графитовая кладка
128 Реакторы и парогенераторы АЭС Разд. 2 Рис. 2.11. Схема отвода пара из барабана- сепаратора в случае «оптимального» дрос- селирования выходных патрубков Система управления и защиты реак- тора основана на перемещении (под дей- ствием гравитации и независимых электро- приводов) большого числа твердых стерж- ней-поглотителей в специально выделенных каналах, охлаждаемых водой автономного контура. В реакторе предусмотрены следующие основные системы контроля и управления: 1) физического контроля поля энерговыде- ления по радиусу (более 100 каналов) и по высоте (12 каналов) с помощью датчи- ков прямой зарядки; 2) управления и за- щиты реактора; 3) пускового контроля (ре- актиметры, пусковые выемные камеры); 4) контроля расхода воды но всем кана- лам специальными шариковыми расходоме- рами; 5) контроля целостности труб кана- лов (КЦТК)—по влажности и по темпера- туре газа, омывающего каналы; 6) контро- ля герметичности оболочек твэлов (КГО). Вся информация поступает в инфор- мационио-управляющую ЭВМ и выдается оператору в удобном для него виде. Автоматическое полное выключение ре- акции производится в следующих случаях [19]: Таблица 2.9. Основные 1) общего обесточивания собственных нужд; 2) превышения скорости роста или заданного уровня мощности; 3) отключения стопорными клапанами обоих турбогенера- торов; 4) сокращения более чем в 2 раза подачи питательной воды; 5) отключения двух ГЦН в контуре охлаждения; 6) вы- хода давления или уровня в сепараторах контура МПЦ за предельно допустимые значения; 7) большой течи контура МПЦ. В остальных случаях частичных отка- зов оборудования предусмотрено лишь ав- томатическое контролируемое быстрое сни- жение мощности реактора (со скоростью до 4 %/с) до уровня, соответствующего мощности оставшегося в работе оборудо- вания. При отключении турбогенераторов от сети мощность снижается до уровня, обес- печивающего питание собственных нужд блока. 2.4.3. ГЛАВНЫЙ ЦИРКУЛЯЦИОННЫЙ НАСОС РЕАКТОРОВ ТИПА РБМК Главный циркуляционный насос ЦВИ-8 представляет собой единый агрегат, состоя- щий из насоса, выносного электродвига- теля и вспомогательных систем с контро- лируемой протечкой запирающей воды. Основной (номинальный) режим ЦВН-8 — длительная параллельная работа шести насосов (два насоса в резерве) при номинальных параметрах теплоносителя (температура на всасе 270 °C, давление 7 МПа). Основные параметры насоса ЦВН-8 представлены в табл. 2.9. Гидравлические .характеристики опыт- ного насоса ЦВН-8 на горячей воде пред- параметры насоса ЦВН-8 Параметр Значение Подача насоса, м3/ч Температура перекачиваемой жидкости на всасе, °C Давление на всасе, МПа Напор насоса, МПа Подпор на всасе сверх упругости паров перекачиваемой жидкости, МПа Мощность на валу насоса, кВт Частота вращения вала насоса (синхронная), с—1 Рабочая среда Протечки запирающей воды в контур (на всех режимах) в пределах, м3/ч Свободный слив запирающей воды после концевого уплот- нения (на всех режимах) в пределах, м3/ч Температура запирающей воды, °C, не более Масса ГЦН с электродвигателем (без деталей установки), т Габаритные размеры, мм: 8000 + 200 270 7,0 2,0 >0,23 4300 16,7 Вода первого контура 0-0,025 0-0,025 65 106 в плане высота 3070X2750 9850
§ 2.4 Реакторные установки одноконтурных АЭС 129 Рис. 2.12. Гидравлические характеристики опытного насоса ЦВН-8 в горячем режиме (температура иа всасе 265ГС, давление 8 МПа): Н — напор; -V— мощность; Г) —КПД насоса с элек- тродвигателем; А/;1оп —минимально допустимый подпор на всасе насоса; Q — подача насоса это трехмерная задача стационарной тепло- проводности. В точной постановке задача сильно усложняется из-за влияния темпе- ратуры п интеграла облучения на тепло- физические свойства графита (прежде все- го на его теплопроводность) и особенно вследствие изменения термического сопро- тивления контакта между колоннами клад- ки и трубами рабочих каналов, обуслов- ленного радиационно-термическими дефор- мациями графита и крипом труб каналов. Последнее обстоятельство вносит большие неопределенности и оправдывает примене- ние упрощенных методов, допущения кото- рых на фоне упомянутых неопределенно- стей представляются оправданными. Для одномерной стационарной задачи уравнение теплопроводности (см. кн. 2, § 3.3) без учета теплообмена между ячейками и вдоль оси графитовых колонн запишется в виде - ^-[х(г)2лг-^-]«<77.2лг (2.59) с граничными условиями на адиабатной внешней поверхности ячейки ставлены на рис.. 2.12. Для бсскавитапиоп- нон работы насоса должен быть обеспечен подпор ЛЛдгп сверх упругости паров пере- качиваемой жидкости. Допускается кратко- временная работа насоса (не более 3— 5 мин) с подпором иа всасе, па 30 % мень- шим. чем это указано иа рис. 2.12. Харак- теристика выбега насоса представлена ниже: Гя=д/а7л~4 к dZl dr r=r я = 0 и иа внутренней поверхности графитовой ячейки К dr |г = гт к (/r=rT.K ts)/R*’ Время т, с............ 0 Частота вращения, с_| 16,7 1 2 12,5 10 4 7,0 6 5,4 10 3,8 15 2,7 20 2,1 30 1,4 Общая продолжительность выбега (до ос- тановки) составляет примерно 130 с. На- сос допускает работу прн аварийном повы- шении давления иа всасе до 8 МПа, прн аварийном прекращении подачи уплотняю- щей воды, а также при прекращении по- дачи охлаждающей воды в холодильник уплотнения (на 3—4 мни). Насос допускает длительное пребывание в горячем резерве при условии подачи уплотняющей и охлаж- дающей волы в узел уплотнения. Не до- пускаются пуск п работа насоса на закры- тую задвижку. 2.4.4. РАСЧЕТ ТЕМПЕРАТУРЫ ГРАФИТА Здесь рассматриваются специфические методы расчета температуры графита при стоке теплоты в каналы реактора РБМК (причины, вызывающие нагрев замедлите- ля, рассмотрены в и. 2.3.3). При известных объемной плотности тепловыделения qv(r,z), геометрических ха- рактеристиках и свойствах материалов — где Рк = Р«онт + 6Г. кДт. к + 1 /а — терми- ческое сопротивление перетока теплоты от графита н теплоноситель через контакт с трубой канала (Лконт), трубу (6,. К/Лт. к) н пристенный слой жидкости (1/а); гт. „— радиус топливного капала. Решение уравнения (2.59) имеет вид г гя S 2SWT $ 2^Ч")Х гт. к г' гя Xdr"+2^~ 52лг<^dr' (2'60) Первое слагаемое в правой части (2.60) — перепад температуры но толщине графита, второе — от графита к теплоно- сителю. Поскольку Л сложным образом зави- сит от /, то (2.60) дает зависимость I = = /'(г) в неявном виде. Простейшее Под род. Григорьева
130 Реакторы и парогенераторы АЭС Разд, 2 решение (2,60) получается при Л(г)=Л.= = const: г гя 1 с dr' с t^r)~ts~ — \ \ qv(r")r"dr" + Л J r J гт. к 'я + С q (г) г dr. (2.61) гт. к J v гт.к При qv (г) = q = const (2.62) Для некоторых расчетов можно не учи- тывать изменение теплопроводности в про- цессе работы реактора и считать, что Л за- висит только от температуры. Тогда пере- менные t и г в (2 59) разделяются: гад _ Л (/)А- = f 2лг'<7 (/•') dr', (2.63) dr 2лг J где Тад — радиус адиабатной поверхности, т. е. без учета перетечек теплоты между ячейками: гг, = гя. Интегрируя последнее уравнение от гт, к до текущего значения г, получают справа известную функцию от г, а слева — функцию от t [так называемый интеграл теплопроводности /(/)]: i (г) ((/> Х(1)Й = ' (гт. к) r'q (г') dr'. (2.64) При qv = q — const Z (t) = 0,5<)г2д (2.65) В общем случае, если имеется зависи- мость К от t и интеграла облучения, реше- ние (2 63) получают с помощью метода конечных разностей: + «1- <2№> гя где q\ = 2nrq (г) dr = q\~} — 2лгх- (rt — —ri-i)qi~1~теплота, выделяющаяся в коль- це г(- < г < гя; q\ 0 = qi — линейная плот- ность теплового потока в колонне графита; <7, — 'r=^T к — Zs + 2лгт. к /?к ~ тем" пература внутренней поверхности колонны. По формулам (2.61) — (2,66) находят максимальную температуру t„, которая до- стигается на наружной поверхности колон- ны ячейки с максимальной мощностью (при Г = Гя = Гад). В действительности меньше и дости- гается ближе к каналу (при г = гад < гя), так как часть теплоты перетекает в сосед- ние ячейки с меньшей мощностью и тем- пературой внешней поверхности. С помощью ЭВМ в рамках обычных (хотя и достаточно громоздких) сеточных методов решения краевых задач теплопро- водности можно формально достаточно точно учесть растечки теплоты в кладке замедлителя и тем самым уточнить значе- ние максимальной температуры графита. В основном же точность определения температур кладки замедлителя зависит от точности значений: 1) тепловыделения в графите; 2) теплопроводности графита Хгр = Фт), которая с ростом флюенса (Фт) вследствие радиационных поврежде- ний падает, довольно быстро устанавлива- ясь на равновесном уровне, тем более низ- ком, чем ниже температура облучения (и быстро восстанавливается прн росте тем- пературы); при температурах 300—600 С и флюенсе больше 2-102: 11/см2 можно ориентировочно принять ). 0,1 ч- 0,2 Вт/(смК), а при Г = 1000 °C л» ~ 0,30 Вт/(см-К) [И]; 3) термического сопротивления контактного слоя между ко- лонной графита и трубой канала, которое определяется теплопроводностью газа в полости кладки Рх. Скорость роста отно- сительной деформации трубы dz/dx (крип) [52] deldxm 1,26 • 10-23Фа (/— 210)+ + 4,85 • 10~6 ехр Г2—, (2.67) L ‘обл J где /Обл — температура облучения, ГС; о = = ргт. к/От. к — напряжение, кг/мм2; 6Т, к— толщина стенки канала, мм. Значение de/di в условиях, типичных для канальных реакторов, равно примерно 10'7 1 /ч. Термодеформации графита и трубы при разогреве и подъеме мощности увели- чивают исходные радиальные зазоры, а крип трубы и радиальная усадка графита постепенно, на протяжении всего срока службы, уменьшают эти зазоры и терми- ческое сопротивление контакта. В дальнейшем (уже через несколько сотен эффективных суток работы) стано- вится ощутимым уменьшение контактного зазора и термосопротивления вследствие крипа трубы и усадки графита. Все боль-
§ 2.4 Реакторные установки одноконтурных АЭС 131 шую роль начинают играть пятна прямого контакта трубы с графитом, и при прибли- жении расчетного зазора к нулю между трубой и колонной появляется натяг, ко- торый со временем может стимулировать развитие трещин в графите, уменьшающих силу натяга. Все эти частично компенсирующие друг друга факторы ведут к относительно сла- бому и немонотонному изменению (в ос- новном к снижению) термического сопро- тивления контакта, имеющего, по-видимому, максимальное значение в начале работы реактора [19]. 2.4.5. ВОПРОСЫ БЕЗОПАСНОСТИ РЕАКТОРА ТИПА РБМК К особенностям канальных реакторов, облегчающим обеспечение безопасности при разрывах контура, относятся ограничение масштабов утечек теплоносителя прн раз- рывах труб благодаря уменьшению их диа- метра при увеличении числа петель охлаж- дения, использование питательной воды и питательных насосов в качестве независи- мого источника аварийного охлаждения активной зоны при разрывах контура, по- канальный контроль запасов до кризиса, герметичности оболочек твэлов и целости технологических каналов, извлечение и за- мена на ходу топливных сборок, потеряв- ших герметичность. Для безопасности работы реактора не- обходимы эффективные системы и средства [25] заглушения цепной реакции, управле- ния полем нейтронов, охлаждения актив- ной зоны при отказах отдельных систем и узлов. Системы управления, контроля, сигнализации, защит, блокировок и автома- тического регулирования обеспечивают вы- полнение этих условий благодаря соответ- ствующему выбору схем и параметров обо- рудования и управляющих воздействий, а также резервирования каналов этих си- стем. Наиболее специфичны проблемы и сред- ства обеспечения безопасности при разгер- метизации контура охлаждения реактора (аварии с потерей теплоносителя), в том числе максимальная проектная авария (МПА) — полный разрыв напорного кол- лектора. Разрывы труб малого диамет- ра для поканального подвода и отвода теплоносителя (0 50 и 70 мм) или трубы канала (0 80 мм) приводят к сравнитель- но малому темпу истечения теплоносителя (примерно 28 кг/с) н компенсируются си- стемами регулирования и резервами основ- ного оборудования блока. Топливная сборка поврежденного ка- нала охлаждается прямотоком или проти- вотоком, причем прямоток заведомо боль- ш.е номинального расхода, противоток мо- жет быть и больше, и меньше номинала (при частичном разрыве). •Поврежденный канал обнаруживается системой контроля целостности технологи- ческих каналов, при этом реактор аварий- но останавливается и расхолаживается для ремонта или замены канала. Рис. 2.13. Система аварийного охлажде- ния реактора РБМК: / — реактор; 2 — сепара тор; 3— ГЦН; 4— регу- лятор уровня; 5 —пита- тельные насосы: 6 — ре- гулятор давления; 7 — турбогенератор; 8--бак с водой; 9 — насосы САОР; /^ — гидроакку- мулирующий узел САОР; // — быстродей- ствующий клапан САОР; J2 — напорный коллек- тор; 13 — раздаточный групповой коллектор; J4 — коллектор САОР; /5 — ограничитель течи 5*
132 Реакторы и парогенераторы АЭС Разд. 2 При нарушении герметичности оболо- чек твэлов поврежденного канала радиоак- тивные продукты не выбрасываются в окружающую среду, а понадают в локали- зующие устройства, Наиболее опасны разрывы больших трубопроводов контура между насосами и активной зоной, так как при этом может сразу прекратиться подача воды в боль- шую группу каналов. Поэтому нужна по- дача охлаждающей воды в каналы из не- зависимого источника — системы аварийно- го охлаждения реактора (САОР) (рис. 2.13). САОР состоит из двух независимых бал- лонных подсистем кратковременного дей- ствия 10 (около 3 мин), подключенных че- рез быстродействующие клапаны 11 к кол- лекторам этой системы, из которых вода поступает в раздаточные групповые кол- лекторы 13. Кроме того, в коллекторы САОР поступает вода и из напорного кол- лектора питательных насосов 5. Быстродействующие клапаны открыва- ются при превышении давления в помеще- ниях и падении уровня в сепараторах или перепаде давления между напорным кол- лектором и сепаратором. После опорожне- ния баллонов САОР до допустимого уров- ня включаются насосы САОР 9, подающие в активную зону воду из бакового хозяй- ства АЭС с расходом примерно 140 кг/с или в дальнейшем из локализующего уст- ройства. Другим важным аспектом безопасно- сти АЭС является обеспечение сохранности строительных конструкций здания и лока- лизации выбросов активного теплоносителя при разрывах трубопроводов. Трубопрово- ды большого диаметра и оборудование контура циркуляции канальных реакторов размещаются в прочных боксах, рассчи- танных на избыточное давление, которое установится в них при разрыве самого крупного трубопровода (0,1—0,3 МПа). Из прочных боксов парогазовая смесь через специальные клапаны сбрасывается в ло- кализующее устройство барботажно-кон- денсационного типа, оборудованное тепло- обменными и спринклерными установками и обеспечивающее прием, конденсацию и выдержку образующейся при аварии паро- газовой смеси. Общий объем этих поме- щений 15 тыс. м3. Барботер-конденсатор имеет 776 труб диаметром 400 мм в верх- ней и 280 м.м в нижней части. 2.5. РЕАКТОРНЫЕ УСТАНОВКИ ДВУХКОНТУРНЫХ АЭС 2.5.1. ОСНОВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ РЕАКТОРОВ ТИПА ВВЭР В реакторную установку двухкоптур- ных АЭС входят реактор, парогенераторы, циркуляционные трубопроводы с главными запорными задвижками (нли без них), главные циркуляционные насосы (ГЦН) [22]. К реакторной установке относится также ряд вспомогательных систем: ком- пенсации давления, аварийные, дренажные, очистки воды первого контура. Техноло- гическая схема реакторной установки с во- до-водяным реактором ВВЭР-440 приве- дена па рис. 2.14. Реакторы типа ВВЭР используют обычную воду в качестве за- медлителя и теплоносителя. Особенность водо-водяных реакторов — тесное располо- жение твэлов в уран-водной решетке. Ти- пичное значение отношения объемов воды и топлива равно примерно двум, что в со- четании с хорошими теплофизическпми свойствами воды обеспечивает высокие (см. п. 2.2.2) удельные энерговыделения в ак- тивной зоне и возможность использовать изготовленный в заводских условиях кор- пус, работающий под давлением 12— 16 МПа, Тесные топливные решетки обеспечи- вают относительно большую долю делений 238U на быстрых нейтронах. Компактная структура активной зоны с минимальным количеством конструкционных материалов позволяет достичь сравнительно хорошего использования тепловых нейтронов. Спектр нейтронов в используемых тес- ных решетках оказывается сравнительно жестким, существенное значение приобре- тают процессы деления и поглощения в надтепловой области энергий. Водо-водяные реакторы характеризуются большими отри- цательными значениями температурного и мощностного эффектов реактивности в про- цессах разогрева аппарата и вывода его на мощность. Поэтому реакторы типа ВВЭР обладают динамической устойчиво- стью. Большое отрицательное значение тем- пературного коэффициента реактивности и периодическая перегрузка топлива приво- дят к тому, что реактор в холодном со- стоянии в начале кампании имеет суще- ственную избыточную реактивность (около 20 %)• Для подавления этой реактивности требуется много компенсирующих органов СУЗ. Загрузка реактора обычно в 30—40 раз превышает критическую массу. При нарушениях однородности решет- ки (водяные зазоры между кассетами, трубки, заполненные водой, и т. д.) наблю- даются всплески потока тепловых нейтро- нов, что приводит к деформации поля энерговыделения. Поэтому в ВВЭР зазоры между кассетами обычно не превышают 2—3 мм. 2.5.2. ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ И КОНСТРУКЦИЯ ВВЭР Первым отечественным промышленным ВВЭР был реактор 1-го блока Нововоро- нежской АЭС (НВАЭС) электрической
§ 2.5 Реакторные установки двухконтурных АЭС 133 Рис. 2.14. Технологическая схема реакторной установки с иодо-водяным реактором (при- менительно к ВВЭР-440): J—система поддержания давления в I контуре; //- - система непрерывной очистки и расхолажи- вания; I- парогенератор: 2--барботер; —компенсатор давления; '/—регулирующий клапан; 5~ реактор; 6 аммонитный фильтр; 7— ка гионитмый фильтр; 8 — главная запорная задвижка; 9— парный циркуляционный насос; ТРИ — теплообменник расхолаживания и разогрева петель; /7/?-— питательная вода; НУЗ — насосы уплотнения главной запорной задвижки; КВ ГШ/— коллектор воз- душников главного циркуляционного насоса; /</7/7 коллектор постоянных продувок; НЧК - на- сосы чистого конденсата; УВД воздушники высокого давления; РТИ — регенеративный теплооб- менник продувки; ДО — доохладитель продувки; А • - азот; С — сдувка газов; ПК — предохранитель- ные клапаны; ЭН — электронагреватели мощностью 210 МВт (ВВЭР-210), введен- ный в эксплуатацию в 1964 г, Следующая качественная ступень (вто- рое поколение) развития ВВЭР- установ- ка ВВЭР-440. Она положена в основу пер- вой крупной серии АЭС, поскольку эконо- мические показатели сделали эти станнин вполне конкурентоспособными со станция- ми на обычном топливе практически но всех районах европейской части СССР. Эти реакторы широко применяются и в неко- торых зарубежных странах: ГДР, Болга- рии, Чехословакии. Финляндии. Продольный разрез водо-водяного ре- актора электрической .мощностью 1000МВт (ВВЭР-1000 — третье поколение) показан на рнс. 2.15. Основные характеристики се- рийных АЭС с ВВЭР приведены в табл. 2.10. Одним из ответственных узлов реакто- ра типа ВВЭР является корпус. Металл корпуса находится в условиях интенсив- ного нейтронного облучения в течение всего срока службы, который составляет около 30 лет. При этом металл должен обеспе- чивать высокую прочность при достаточном уровне пластичности и хорошую коррози- онную стойкость. В современных конструк- циях предусматривается возможность пе- риодического контроля металла корпуса с использованием неразрушающих методов. Для изготовления корпусов реакторов ВВЭР-440 используется сталь марки 48ТС-3. для корпусов реакторов ВВЭР-1000 освоена новая марка перлитной стали 15Х2НМФЛ [35]. Днище корпуса имеет вид полусферы. Крышки, как правило, дела- ются либо полусферическими, либо эллип-
134 Реакторы и парогенераторы АЭС Разд. 2 Рис. 2.15. Продольный разрез водо-водя- ного реактора электрической мощностью 1000 МВт (ВВЭР-1000): / — верхний кожух; 2 — верхний блок защитных труб; 3 — корпус реактора; 4 — активная зона; 5 — шахта реактора; 6 — нижняя опорная плита тическими. Уплотнение между цилиндриче- ской частью корпуса и крышкой осуществ- ляется с помощью различного типа про- кладок, зажимаемых шпильками и гайка- ми. Конструкция уплотнения крышки с корпусом реактора ВВЭР-1000 показана на рис. 2.16. Внутри корпуса устанавливается цилиндрическая обечайка, которая служит для размещения в ней активной зоны и организации потока теплоносителя внутри реактора. Активная зона представляет со- бой набор тепловыделяющих элементов, ко- торые объединяются в ТВС (рис. 2.17). В качестве основного конструкционно- го материала активной зоны был исполь- зован специальный циркониевый сплав, что позволило обеспечить достаточно высокие параметры теплоносителя и удовлетвори- тельную термодинамическую эффективность теплосилового цикла. Первая загрузка реактора содержит топливо UO2 различного обогащения. Топ- ливо с большим обогащением загружается па периферию, с меньшим — в центральную часть. При частичных перегрузках выго- ревшее топливо выгружается из централь- ной части, свежее топливо загружается в периферийную зону. Такой режим пере- грузки топлива принят в настоящее время практически па всех реакторах типа ВВЭР и называется «движением с рассеянием в центре». Компенсация избыточной реактивности в общем случае осуществляется с исполь- зованием жидкого поглотителя (борное ре- гулирование), механических органов СУЗ и выгорающих поглотителей. Основное пре- имущество борного регулирования — суше- Рис. 2.16. Конструкция уплотнения разъема реактора ВВЭР-1000: / — крышка реактора; 2—гайка; 3 — шайба; 4 — шпилька; 5уплотняющий элемент; 6 — шахта реактора; 7 — корпус реактора
A A 4 3 Рис. 2.17, TBC реактора ВВЭР-1000: 1 — сборка твэлов; 2 — чехловая труба; 3—12 направляющих кана- лов для поглощающих стержней (кластеров); 4 — направляющий ка- нал датчика контроля онерговы- деления; 5—-штанга; 6- олок за- щитных труб: 7 — плавающая шай- ба: 8 — поглощающие элементы; 9 - подпружиниьающзе штыри 0 7УУ
136 Реакторы и парогенераторы АЭС Разд. 2 Таблица 2.10. Основные характеристики серийных реакторных установок ВВЭР-440 и ВВЭР-1000 Характеристика ВВЭР-440 ВВЭР-1000 Мощность, МВт: электрическая 440 (2X220) 1000(1X1000) тепловая 1375 3000 КПД брутто, % 32,0 33,0 Расход воды через реактор, 10-3 м3/ч 40,5 84,0 Число петель главного реакторного контура (чис- 6 4 ло парогенераторов) Первоначальная загрузка урана (в пересчете на 42 66 металлический), т Среднее обогащение первой загрузки. % 2,5 2,5/3,0 * Максимальное проектное обогащение топлива в 3,6 3,6/4,4 * стационарном режиме перегрузок, % Средняя глубина выгорания топлива в стацио- 28.6 28/40 * парном режиме, МВт-сут/кг Средняя удельная энергонапряжспность активной 83 111 зоны, МВт/м3 Средняя удельная эпергонапряжспность топлива, 33 45,5 кВт/кг Средняя плотность теплового потока, МВт/м2 0,378 0,545 Давление теплоносителя па выходе из активной 12,25 15,7 зоны, МПа Температура воды па входе (выходе) в реак- 269(299) 289,7 (320) тор (из реактора), °C Подогрев в реакторе, °C 30,0 30,3 Скорость воды, м/с: в главных трубопроводах 9,6 9,3 во входных патрубках 9,6 9,3 в активной зоне 3,5 5,3 Диаметр и высота корпуса, и 3,84ХП,8 4,5ХЮ,88 Эквивалентный диаметр активной зоны, м 2,88 3,12 Размеры оболочек твэлов (днаметр/толщина), мм 9,1/0.65 9,1/0,65 Число твэлов в кассете 126 317 Число топливных кассет в активной зоне 349 151 * Числитель — двухлетний цикл работы, знаменатель — трехлетний. ствепнос уменьшение неравномерности энер- говыделеппя но объему активной зоны. С помощью этого способа производится компенсация медленных эффектов реактив- ности: выгорание топлива, стационарное отравление ксеноном п самарием, расхола- живание активной зоны. Для компенсации быстрых изменений реактивности исполь- зуются механические органы СУЗ. В настоящее время применяются регу- лирующие органы в виде пучков топких стержней, которые размещаются практиче- ски в каждой тепловыделяющей кассете и вводятся в специальные направляющие трубки. Такие регуляторы получили назва- ние кластеры, а само регулирование — кластерное. Если топливо в реактор за- гружается с обогащением более 3,6 %, то в кассеты вместо кластеров загружается выгорающий поглотитель — обычно цирко- ниевая матрица с присадкой бора до 1 °,ci- lia первых реакторах в качестве био- логической защиты использовался кольце- вой водяной бак. Как показал опыт экс- плуатации, бак подвергался постепенному коррозионному разрушению с протечками радиоактивной воды. Ремонт водяного бака и его замена были практически невозмож- ны. Поэтому в последующих проектах от этого решения отказались и перешли на сухую защиту (рнс. 2.18). Для сухой за- щиты использован серпентенитовый бетон (см. кн. 1, п. 8.7.4), хорошо удерживаю- щий влагу. 2.5.3. СИСТЕМА ПОДДЕРЖАНИЯ ДАВЛЕНИЯ В ПЕРВОМ КОНТУРЕ АЭС Система компенсации объема предна- значена для создания давления при пуске, поддержания постоянного давления в пер-
Реакторные установки двухконтурных АЭС 137 а U(jj Серпечкинито- □ □ □ 290 __^60Z0_ Ф 7000 ^0,00 ! ewzzl . ±= ~TZ| xr ' Диаметр xop- \п:р:а pen err or a Засо.пка mu кит с нарви -1 Son вара) I rp "W. Рис. 2.18. Элемент сухой защиты корпуса реактора; 1 — обычный бетон; 2 — несущая часть опоры реакторного корпуса; 3 — подача воздуха (теп- ловой барьер между обычным и серпентинито- вым бетоном); 3 — труба для передвижения про- тивовеса приводов ионизационной камеры; 5 — кольцевое отверстие для прохода воздуха, охла- ждающего серпентинитовый бетон; 6 — труба для опускания привода ионизационной камеры; 7— опора реакторного корпуса вом контуре, необходимого при нормаль- ной эксплуатации реактора, и ограничения его отклонений, вызываемых изменениями температурного режима контура охлажде- ния. Принципиальная схема системы под- держания давления в первом контуре АЭС представлена на рис. 2.14. «Паровая подушка» в компенсаторе давления держит под рабочим давлением всю реакторную установку. Для поддер- жания среды в компенсаторе давления на линии насыщения используются нагревате- ли, размещенные в нижней части компенса- тора давления. Часть нагревателей нахо- дится постоянно в работе для возмеще- ния тепловых потерь, остальные включа- ются по команде регулятора давления. Для конденсации пара в компенсаторе применяется впрыск теплоносителя из «хо- лодных» ниток первого контура реактора. При изменении нагрузки реактора в его контуре охлаждения изменяется средняя температура, а вследствие этого изменя- ется объем теплоносителя. Изменения объ- ема воспринимаются компенсатором давле- ния, который или подает воду и контур, или принимает ее из контура. При повышении температуры воды первого контура в компенсатор давления поступает теплоноситель, что приводит к росту давления в компенсаторе. Вследствие этого происходит отключение групп элек- тронагревателей. При росте давления от- крываются клапаны впрыска «холодного» теплоносителя. Если, несмотря на впрыск, происходит дальнейший рост давления, то при определенном давлении срабатывает клапан сброса пара в барботер. При понижении температуры воды объем теплоносителя в контуре уменьша- ется, что вызывает вытекание воды из компенсатора давления. Паровая подушка увеличивается, и давление падает. Так как вода в компенсаторе находится при тем- пературе насыщения, то паление давления приводит к вскипанию воды, что уменьшает скорость падения давления. Последнее вы- зывает включение групп нагревателен. Уп- равление работой электрических нагрева- телен и клапанами впрыска и сброса осу- ществляется регулятором давления. Для защиты реакторной установки от превышения давления на компенсаторе уста па вливаются предохранительные кла- паны (ПК) (не менее двух). Барботер предназначен для приема протечек пара через предохранительные клапаны, приема пара при сбросе п аварийном срабатыва- нии предохранительных клапанов. Барбо- тер также используется в режимах пуска н останова. Технические характеристики системы поддержания давления установки ВВЭР-140 приведены ниже; Возможная скорость разогрева ком- пенсатора давления, °С/ч: максимальная ................... 40 минимальная.................... 20 Точность регулирования давления, МПа ............................±0,10 Точность регулирования уровня, мм ±100 Наибольшее положительное откло- нение давления, МПа.............13,3 Наибольшее отрицательное отклоне- ние давления, МПа...............10,9 Давление срабатывания предохра- нительных клапанов, МПа . . . 14,5 При проектировании системы в основу положены следующие принципы. 1. Система должна обеспечивать пол- ную компенсацию температурных расшире- ний теплоносителя в следующих режимах; плавного изменения мощности от нагрузки собственных нужд (10%) до 100 % и об- ратно. сброса нагрузки турбинами со 100 % до нагрузки собственных нужд, обесточивания всех ГЦН с одновременным быстрым остановом реактора. 2. В переходных и аварийных режимах, протекающих с ростом давления, предель-
138 Реакторы и парогенераторы АЭС Разд. 2 ное давление теплоносителя не должно превышать расчетное. Предохранительные клапаны срабатывают только в том слу- чае, если в самом компенсаторе отказывает система впрыска «холодного» теплоноси- теля или происходит останов более одной трети всех ГЦН. 3. В перечисленных режимах не долж- но возникать объемное кипение теплоноси- теля в наиболее горячих точках контура и не должны оголяться электрические на- греватели компенсатора давления. В настоящее время не существует ана- литических .методов расчета компенсатора давления, обеспечивающего поддержание давления во всех режимах. В ВТИ им. Ф. Э. Дзержинского предложена по- верочная методика расчета компенсатора давления [5]. Расчет динамики блока ВВЭР-440 показал, что выбранный по ме- тодике ВТИ обьем компенсатора (около 40 м3) обеспечивает требуемое отклонение давления во всех переходных режимах и удовлетворительное протекание аварийных режимов при разуплотнении первого кон- тура. Соотношение между обьемами пара и воды в компенсаторе объема приня- то равным 2 : 3. Связь между парамет- рами теплоносителя в контуре и измене- нием его объема, м3, определяется по фор- муле ДР = (ИК1,нт/р) [(dv/dOp + (dv/dp)f Др], где Л/, Др — отклонение параметрон тепло- носителя, °C, МПа: Кконт—объем контура, мэ; И — средний удельный объем теплоно сителя, м3/кг; (сЬ/Э/)р; (<3и/др),—изобар- ная и изотермическая сжимаемости воды, м3/(кг-К), м3/(кг-МПа). Отклонение пара- метров теплоносителя (А/, Др) пропорцио- нально тепловой мощности реактора, в свою очередь зависит от принятой програм- мы регулирования мощности блока Ц = const, ps = const; комбинированная). На первых АЭС с водо-водяными реакторами компенсатор давления был многокорпус- ным, в дальнейшем стал применяться од- нокорпусный. Для унифицированных бло- ков АЭС с ВВЭР-440 компенсатор имеет объем 44 м3, для установки ВВЭР-1000 — 79 м3. 2.5.4. ГЛАВНЫЕ ЦИРКУЛЯЦИОННЫЕ НАСОСЫ РЕАКТОРОВ ТИПА ВВЭР Главный циркуляционный насос пред- ставляет собой единый агрегат, состоящий из насоса, выносного электродвигателя и вспомогательных систем с .механическим уплотнением вала (табл. 2.11, рис. 2.19): ГЦН-317 предназначен для создания цир- куляции теплоносителя в замкнутом кон- туре АЭС с ВВЭР-440, ГЦН-195 для со- здания циркуляции теплоносителя в за- Рис. 2.19. Циркуляционный насос большой подачи с механическим уплотнением пала (Q = 5,6 м3/с): / — вал электродвигателя; 2 маховик; 3 — электродвигатель, 4 — соединительная муфта; 5--' радиально-упорный подшипник; 6--ув‘л уплот- нения; 7 — корпус; 8-- нчжний радиальный гид- ростатический подшипник; 9 — вал насоса; ГО— рабочее колесо минутом контуре АЭС с ВВЭР-1000. ГЦН устанавливается на «холодной» части петли реакторного контура. Основной (номинальный) режим ГЦН-317 — длительная параллельная рабо- та шести насосов при номинальных пара- метрах теплоносителя.
§ 2.5 Реакторные установки двухконтурных АЭС 139 Таблица 2.11. Основные параметры ГЦН-317 и ГЦН-195 Параметр Типоразмер насоса ГЦН-317 (ВВЭР-440) ГЦН-195 | ВВЭР-1000) Подача насоса, 10-3 м’/ч Температура теплоносителя, °C Давление на всасе, МПа Расчетное давление, МПа Расчетная температура, °C Напор иасоса, МПа Частота вращения, с-1 Мощность, потребляемая насосом из сети при работе па горячей воде, МВт То же на холодной воде, МВт Номинальное напряжение электродвигателя, В Организованные протечки запирающей воды пос- ле основных ступеней уплотнения, м3/ч Протечки запирающей воды в контур (на всех режимах), м3/ч Свободный слив запирающей воды после кон- цевого уплотнения (на всех режимах), м3/ч Температура запирающей воды, °C Расход воды промежуточного контура, м3/с Масса ГЦН с электродвигателем (без деталей установки), т Габаритные размеры, мм: в плане высота 7,1 270 12,5 14,0 335 0,4 + 0,025 25,0 1,4 1,6 6000 0,3-2,0 0-0,4 0-0,05 'С 70 >0,012 55 3400X3820 9300 20 300 15,6 18,0 350 0,675 + 0,025 16,7 5,3 7,0 6000 0,3-3,0 0-0,6 0-0,05 С 70 > 0,015 118 4700X5000 11 500 Примечания. I. Запирающая вода применяется после системы водоочистки с активностью не выше 3.7'105 —3,7-106 Бк/л. 2. Непрерывная работа насоса на всех эксплуатационных режимах составляет 8000 ч в год. 3. Срок службы насоса 30 лет. Основной (номинальный) режим ГЦН-195 — длительная параллельная рабо- та четырех насосов при номинальных па- раметрах теплоносителя. Все детали и узлы ГЦН, соприкасающиеся с теплоноси- телем, охлаждаются водой промежуточного контура и запирающей водой и изготовле- ны из сталей, стойких к коррозии и эрозии. Наиболее освоенная в производстве сталь 10Х18Н10Т. Характеристики спада расхода тепло- носителя при обесточивании ГЦН-317 (од- новременный выбег пяти насосов) и Рис. 2.20. Гидравлические характеристики опытного насота ГЦН-317 в горячем ре- жиме (температура на всасе 270 °C, дав- ление 12,5 МПа) Рис. 2.21. Гидравлические характеристики опытного насоса ГЦН-195 в горячем ре- жиме (температура на всасе 300 °C, дав- ление 15,6 МПа)
140 Реакторы и парогенераторы АЭС Разд. 2 ГЦН-195 (одновременный выбег четырех одного из них при нарушении нормальной насосов) следующие: эксплуатации; Время т, с 0 1 2 3 5 10 15 20 25 30 Подача насоса, 10~3 м3/ч: ГЦН-317 7,1 6,7 6,5 6,2 5,7 4.9 4,2 3,6 3,2 2,8 ГЦН-195 20,0 18,9 18,0 17,1 15,7 12,8 10,9 9,4 8,4 7,5 Зависимость основных параметров ГЦН от расхода представлена на рис. 2.20 и 2.21. 2.5.5. ВОПРОСЫ БЕЗОПАСНОСТИ РЕАКТОРОВ ТИПА ВВЭР Безопасность АЭС с ВВЭР достигается [25]: 1) отработкой надежного оборудова- ния и систем нормальной эксплуатации (топливных кассет, корпуса реактора, на- сосов, парогенераторов и т. П.); 2) высоким качеством изготовления и монтажа оборудования; 3) контролем состояния оборудования на всех этапах его эксплуатации; 4) разработкой и реализацией эффек- тивных защитных мер и устройств для предотвращения возникновения аварий и компенсации возникающих нарушений- 5) разработкой и реализацией мер. направленных па локализацию распростра- нения радиоактивных веществ и случае аварин. К специфическим особенностям реак- торной установки ВВЭР по сравнению с другими реакторами относятся: наличие главного циркуляционного контура (ГЦК), включающего сосуды и трубопроводы боль- шого диаметра и содержащего радиоактив- ную воду с высоким давлением и темпе- ратурой, системы управления и защиты реактора, включающей механические погло- тители и борную систему, поддерживаю- щую требуемую концентрацию борной кис- лоты. Надежная работа этих систем п обо- рудования является определяющей для обеспечения безопасности АЭС с ВВЭР, при этом: предусматривается максимально воз- можная независимость устройств безопас- ности от систем нормальной эксплуатации и друг от друга; учитывается возможность отказа од- ного из независимых активных устройств безопасности, в силу чего предусматрива- ется как минимум двукратное, а в тех слу- чаях, когда имеется вероятность совмест- ного отказа устройств безопасности п на- рушения нормальной эксплуатации, трех- кратное их резервирование; предусматривается двукратное резер- вирование независимых пассивных уст- ройств безопасности, если возможен отказ оборудование и системы, обеспечиваю- щие безопасность (включая системы элек- троснабжения и контрольные приборы), сохраняют свою работоспособность в усло- виях. возникающих в системе герметичных помещении, при любой проектной аварии в течение времени, предусмотренного на ликвидацию аварийных условий и расхола- живание реактора. На рис. 2.22 показана система локали- зации аварий н аварийного охлаждения реактора ВВЭР-1000. Весь реакторный кон- тур, включая парогенератор, расположен внутри цилиндрической железобетонной оболочки диаметром 45 м. Имеются три независимые системы аварийного охлажде- ния реактора. Каждая из этих систем имеет бак аварийного запаса раствора бор- ной кислоты 6, теплообменники расхолажи- вания 10, спринклерные насосы 9, насосы аварийного расхолаживания низкого давле- ния 8. Прн нарушении герметичности ре- акторного контура и небольшом истечения теплоносителя включаются насосы высоко- го давления и подают борированный рас- твор в контур. Если течь развивается до разрыва, соответствующего условному диа- метру примерно 50 мм. и давление в ре- акторе падает, то в пространство над ак- тивной зоной и под активной зоной авто- матически начинает поступать вода из гид- роаккумулирующих емкостен 3, Имеются четыре такие емкости, каждая вместимо- стью 60 и3. Одновременно автоматически включаются насосы низкого давления, ко- торые подают воду непосредственно в ре- акторный контур п спринклерные установ- ки. Назначение последних — недопущение существенного повышения давления внутри герметичного колпака за счет пара, обра- зующегося прн испарении теплоносителя. Собирающаяся в приямках вода через теп- лообменники расхолаживания 10 теми же насосами низкого давления снова закачива- ется в контур и спринклерные установки. С помощью предусмотренных систем аварийного охлаждения активной зоны (гидроемкостей, подключенных попарно к входному и выходному объемам реактора, групп высоконапориых п низконапорных насосов) предотвращается плавление диок- сида урана и повышение температуры обо- лочек твэлов более 1200 °C. Для действующих в настоящее время АЭС с ВВЭР, где в главном циркуляцион- ном контуре (ГЦК) используются мало-
§ 2.5 Реакторные установки двухконтурных АЭС 141 Рис. 2.22. Принципиальная схема устройств локализации и аварийного охлаждения активной зоны на АЭС с ВВЭР-1000: / — ГЦН; 2 — парогенератор; 3 — гидроемкость; 4— реактор; 5 — компенсатор давления; 6 — бак ава- рийного раствора борной кислоты; 7 — насосы аварийного впрыска бора высокого давления; 8 — насосы аварийного расхолаживания низкого давления; 9 — спринклерные насосы; 10 — охладители; // — бак запаса концентриоованного раствора борной кислоты инерционные герметичные насосы, электро- снабжение их осуществляется от трех не- зависимых источников питания, чем исклю- чается возможность мгновенного отключе- ния более чем двух ГЦН. При полном обесточивании АЭС (отключение внешней сети и закрытие стопорных клапанов соб- ственных турбогенераторов) охлаждение активной зоны в течение не менее 100 с после останова реактора осуществляется работой ГЦН на энергии электромеханиче- ского выбега основных генераторов н спе- циальных генераторов расхода, находя- щихся на одном валу с турбинами. Для реакторов ВВЭР-1000, а также в последующих проектах АЭС с ВВЭР-440 проблема надежного теплоотвода решена путем создания насосов с вынесенным за пределы ГЦК электродвигателем, снабжен- ным специальным маховиком, обеспечиваю- щим медленный спад расхода при отклю- чении ГЦН. Повышенная инерционность насосов позволяет допустить перерывы электроснабжения длительностью 2—3 с без срабатывания аварийной защиты и обес- печивает надежное охлаждение реактора прн его остановке при более длительной потере напряжения питания ГЦН. Для контроля за состоянием теплового режима работы топливных кассет реакто- ры ВВЭР снабжаются системами внутри- реакторного контроля (ВРК). Предельно допустимое количество де- фектов твэлов. допускаемое проектами АЭС с ВВЭР, составляет 1 % с дефектами типа газовой неплотности и 0,1 % с прямым кон- тактом теплоносителя и диоксида урана. Суммарная удельная радиоактивность про- дуктов деления в теплоносителе ГЦК, со- ответствующая такой неплотности твэлов, составляет (1,8—3,7)-109 Бк,/л на момент отбора пробы при 100 % тепловой мощ- ности реактора. Все системы и сооружения, обеспечи- вающие радиационную безопасность АЭС, рассчитываются на возможность длитель- ной работы с указанными предельными значениями активности теплоносителя без нарушения действующих санитарных норм. Реально достигаемые па действующих бло- ках с ВВЭР значения удельной активности теплоносителя в 10—100 раз ниже пре- дельных значении. Эффективность поглотителей СУЗ без борной кислоты недостаточна для обеспе- чения по.ткритнчпости реактора во всех
142 Реакторы и парогенераторы АЭС Разд. 2 возможных состояниях. Полому при про- ектировании АЭС с ВВЭР принимают спе- циальные меры, исключающие непредусмот- ренное попадание чистой воды в ГЦК. Пе- регрузка на АЭС с ВВЭР осуществляется при заполнении реактора раствором бор- ной кислоты (Н3ВО3) концентрацией 12-- 16 г/кг, что обеспечивает не более 0,95 даже в невероятном случае извлечения всех стержней СУЗ. 2.5.6. ТЕНДЕНЦИИ РАЗВИТИЯ ВВЭР Увеличение единичной мощности бло- ка — одно из направлений развития ВВЭР— можег быть достигнуто оптимизацией ком- поновочных и строительных решений, а также повышением термодинамической эф- фективности паротурбинного цикла (уве личением давления перед турбиной). Увеличение давления в реакторе с 10 (ВВЭР-210) до 16 МПа (ВВЭР-1000) и уменьшение недогрева теплоносителя па выходе из реактора до температуры насы- щения с 40 (ВВЭР-210) до 25 °C (ВВЭР-1000) позволили поднять давление пара во втором контуре с 2,9 до 6,4 МПа и, как следствие этого, повысить КПД станции с 27,6 до 33 %. Из-за уменьшения А/: в сильно нагру- женных кассетах на выходе из активной зоны имеет место кипение педогретой до температуры насыщения жидкости, а в от- дельных режимах — даже объемное кипе- ние. Изучение поведения твэлов в таких условиях подтвердило допустимость такого режима работы. В корпусе реактора, наружный диа- метр которого увеличился примерно на 20 %, а высота осталась практически без изменения, электрическая мощность возрос- ла почти в 5 раз (с 210 до 1000 МВт). Увеличение тепловой мощности реак- торов типа ВВЭР было достигнуто умень- шением неравномерности энерговыделения в активной зоне, изменением значений ра- бочих параметров до предельно допусти- мых значений, увеличением расхода тепло- носителя через активную зону, суммарной длины и поверхности твэлов. Отказ от «тяжелых» поглотителей типа крестов и нейтронных ловушек и переход на борное регулирование как основной вид компенсации избыточной реактивности и разветвленную систему мелких поглотите- лей, либо перемещающихся по высоте ак- тивной зоны (кластеры), либо стационар- ных (выгорающий поглотитель), а также применение режима частичных перегрузок по схеме «движение с рассеянием в цен- тре» и других видов физического профи- лирования позволили уменьшить объемную неравномерность энерговыделения пример- но в 2 раза. Повышение расхода теплоносителя тре- бует разработки нового, более мощного насосною оборудования (либо требует уве- личения числа петель в реакторной уста- новке, что экономически нецелесообразно). Ограничения по скорости воды в активной зоне и корпусе реактора сдерживают уве- личение расхода 1еплоноеителя в ВВЭР. Увеличение общей длины твэлов свя- зано с сохранением допустимых значений линейной плотности теплового потока qr. для ВВЭР-1 ОСЮ примерно 450 Вт/см. Накопленный опыт эксплуатации реак- торов типа ВВЭР, совершенствование из- мерительных систем (в первую очередь внутриреакторных измерений) позволили в установках, создаваемых в настоящее время, уменьшить запас между рабочими и предельными значениями параметров. На основе головного блока ВВЭР-1000 (5-п блок НВАЭС) разработаны серийные блоки на ту же мощность. Основные от- личия серийных блоков от головного со- стоят в следующем; уменьшено количество органов регулирования до 61; отсутствует главная запорная задвижка, увеличено чис- ло кассег до 163 и несколько изменена их конструкция (отсутствует чехол), зазор между кассетами уменьшен до 2 мм. Основной путь улучшения экономт- ности топливного цикла ВВЭР — увеличе- ние глубины выгорания топлива. В реак- торах ВВЭР-440 в массовом количестве уже достигнута проектная глубина выгора- ния (около 28 МВт-сут/кг в среднем по выгружаемому топливу при максимальном выгорании в среднем по твэлу— более 40 МВт-сут/кг). Активная зона ВВЭР-1000 ориентиро- вана на средвю?э глубину выгорания 40 МВт-сут/кг при максимальном выгора- нии в среднем по твэлу до 14 МВт-сут/кг. В настоящее время реактор ВВЭР-1000 эксплуатируется с использованием 2- или 3-частичных перегрузок топлива за кампа- Таблица 2.12. Основные технико-экономические показатели возможных топливных циклов ВВЭР-1000 (при коэффициенте использования мощности Ф — 0,8) Откры- тый цикл Замкнутый цикл Показатель Топливная соста- вляющая (отно- сительная) Расход природ’ ного урана, кг/(МВт(э,)*год]
Высокотемпературные газоохлаждаемые реакторы 143 нию. Увеличение числа частичных перегру- зок за кампанию топлива с трех до шести (при полугодовом цикле) уменьшит топ- ливную составляющую себестоимости элек- троэнергии на 6—8 % [40]. Разработка и использование в актив- ных зонах ВВЭР более плотного топлива, чем диоксид урана (например, силицида урана), позволяют дополнительно умень- шить расход природного урана на 35 %, мощность разделительного производства на 50 Ч'о и топливную составляющую на 15 %. В табл. 2.12 приводятся основные технико- экономические показатели возможных топ- ливных циклов ВВЭР-1000, включая и то- риевый цикл [40]. 2.6. ВЫСОКОТЕМПЕРАТУРНЫЕ ГАЗООХЛАЖДАЕМЫЕ РЕАКТОРЫ (ВТГР) Особенности конструкции ВТГР. Высо- котемпературные газоохлаждаемые реакто- ры предназначены для производства теп- лоты для промышленности и коммунально- бытового сектора, а также для целей элек- троэнергетики [30]. В настоящее время создано три опыт- ных (Dragon, Peach Bottom, AVR), два крупных прототипных реактора для АЭС и разработан целый ряд проектов ВТГР (табл. 2.13). Для ВТГР принято интегральное раз- мещение оборудования первого контура в многополостном (однополостном) корпу- се из предварительно напряженного же- лезобетона. Бетонные стенки полостей имеют систему водяного охлаждения, об- лицованы листами стали и защищены тепловой изоляцией. Принципиальная схе- ма реакторной установки ВГ-400 и движения газа в ней представлены на рис. 2.23. Конструкция активной зоны опреде- ляется в основном применяемым типом твэла [2]. Наибольшее распространение по- лучили призматические и шаровые твэлы. Активная зона, набираемая из призмати- ческих твэлов, представляет собой решетку с равномерно чередующимися