Автор: Трембовля В.И. Фингер Е.Д. Авдеева А.А.
Теги: тепловые двигатели в целом получение, распределение и использование пара паровые машины паровые котлы теплоэнергетика теплотехника котельные установки
ISBN: 5-283-00137-7
Год: 1991
Текст
8. И. Трембовля
Е.Д.Фингер
А. А. Авдеева
ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКИЕ
ИСПЫТАНИЯ
КОТЕЛЬНЫХ
УСТАНОВОК
2-е издание, переработанное
и дополненное
МОСКВА ЭНЕРГОАТОМИЗДАТ 1991
ББК 31.37
Т66
УДК 621.181.001.4
Рецензент К. В. Шахсуваров
_ 2203050000-269
т 051@1)-91 ,45"91
© Энергия, 1977
ISBN 5-283-00137-7 © Авторы, 1991, с изменениями
ПРЕДИСЛОВИЕ
При реализации задач повышения
экономичности и надежности,
быстрейшего освоения новых и
реконструируемых стационарных
котельных установок ТЭС, промышленных
предприятий и крупных котельных
важное значение имеют
теплотехнические испытания этих установок.
В качестве пособия по проведению
таких испытаний рекомендуется
настоящая книга, при подготовке
которой учтены накопленный со
времени одноименного первого издания [1]
опыт энергопредприятий,
наладочных и научно-исследовательских
организаций по проведению
наладочных и экспериментальных работ на
котлах, действующие положения,
стандарты и требования,
предъявляемые к организации испытаний и
к предприятиям и подразделениям,
их проводящим, рекомендации и
замечания читателей первого издания
книги.
Авторы постарались увязать
материалы по названным работам со
стандартами и рекомендациями
международных организаций (СЭВ и
ISO) в целях получения возможности
использовать книгу при испытаниях
котлов на отечественных и
зарубежных энергообъектах. Материалы
книги ориентированы главным образом
на вопросы организации и
проведения испытаний современных крупных
котлов, в связи с чем в ней не
рассмотрены особенности испытаний
мелкого оборудования,
предназначенного для коммунальных и других
подобных установок.
Разделы книги о применении
средств измерений приведены с
ориентацией на максимальное
использование автоматических
приборов; сведения о них даны лишь в
объеме, необходимом для увязки с
вопросами их подготовки, установки
и контроля работы.
Настоящая книга не может и не
должна заменять действующие
стандарты и методики по испытаниям
котлов, ее назначение наряду с
другими изданиями, среди которых
лучшим по праву является книга
А. К. Внукова «Экспериментальные
работы на парогенераторах» (М.:
Энергия, 1971),— помочь
руководителям, участникам и заказчикам
испытаний наиболее рационально
организовать и провести
экспериментальные работы, выполнить необходимые
расчеты и анализ результатов
испытаний. Утверждение Госгазнадзо-
ром СССР одноименной книги
первого издания в качестве методики для
проведения персоналом ПО «Союз-
техэнерго» испытаний
энергетических стационарных котлов, а также
многочисленные библиографические
ссылки на эту книгу в журналах
«Электрические станции»,
«Теплоэнергетика», «Энергетик»,
«Промышленная энергетика», в учебниках,
сборниках и монографиях
свидетельствуют о том, что она явилась
полезным пособием по проведению
теплотехнических испытаний котлов. В
связи с этим авторы надеются, что
значительно переработанная и
дополненная новыми материалами на-
3
стоящая книга будет не менее
полезной для работников
электроэнергетики и других отраслей
промышленности при проведении
экспериментально-наладочных работ на котельных
установках и что в значительном
числе случаев специалисты найдут
в настоящей книге сведения, которые
позволят им правильно организовать
и провести испытания в требуемом
объеме и с необходимой точностью.
В книге, ограниченной рамками
тематики испытаний котлов, не
рассмотрены вопросы испытаний
энергоблоков в целом и сопутствующие им
моменты, однако, поскольку
испытания энергоблоков проводятся
бригадами, состоящими_из специалистов-
котельщиков и турбинистов,
материалы книги будут полезны и для них.
Также не рассмотрены
специфические вопросы технологического
характера применительно к
испытаниям энергетических котлов с
кипящим слоем, по которым работы в
электроэнергетике СССР только
начинаются и соответствующий опыт
не накоплен.
Все числовые значения величин
приведены в единицах СИ. В связи
с тем что на ТЭС и в котельных в
большинстве случаев еще
установлены приборы, шкалы которых про-
градуированы в килограмм-силах на
квадратный сантиметр и в
миллиметрах ртутного столба, в скобках
приведены значения давления в этих
единицах. В тех случаях, когда не
требуется большой точности, значения
даны округленно. То же относится к
гигакалории, поскольку пиковые
водогрейные котлы имеют маркировку в
этой единице в части теплопроизво-
дительности.
Авторы выражают глубокую
благодарность научному редактору канд.
техн. наук Б. И. Шмуклеру и
редактору Ю. В. Волковыцкому за
большой и тщательный труд по
редактированию и ценные советы по
совершенствованию рукописи. Они будут
признательны читателям, которые
направят свои замечания и
пожелания по книге в издательство A13114,
Москва, М-114, Шлюзовая наб., 10).
Материалы книги написали:
В. И. Трембовля — гл. 1—4; Е. Д. Фин-
гер — гл. 5—8, 13—15; А. А.
Авдеева — гл. 9—12; В. И. Трембовля
и А. М. Капельсон — § 2.8, § 12.4;
Л. М. Капельсон —§ 2.16—2.18;
Б. И. Шмуклер — § 3.3; Б. И. Шмук-
лер и В. И. Трембовля — § 3.2.
Авторы
Гла ва первая
ОБЩИЕ ОРГАНИЗАЦИОННЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ
В соответствии с [2] при
испытаниях котельных установок ' должны
выдерживаться обязательные
положения и требования по обеспечению
единства испытаний, в том числе:
допуски и предельные отклонения
на параметры и показатели качества
испытываемых агрегатов должны
назначаться с учетом возможности
обеспечения требуемых точности и
(или) достоверности результатов
испытаний и нестабильности этих
параметров; стабильность параметров с
учетом устанавливаемых допусков
должна обеспечивать требуемую
воспроизводимость результатов
испытаний;
испытания должны проводиться по
программам и аттестованным
методикам испытаний и с применением
поверенных в аттестованных
испытательных подразделениях средств
измерений (СИ) 2;
1 По ГОСТ 23172—78 под котельной
установкой понимается совокупность котла и
вспомогательного оборудования
2 Метрологическая аттестация нестандар-
тизированных средств измерений (НСИ)
отраслевого назначения, применяемых
испытательной организацией при испытаниях с
выдачей оценок экономических и
технологических показателей энергетического
оборудования, производится комиссией метрологической
службы испытательной организации (владель-
устанавливаемые в методиках
испытаний показатели . и нормы
точности средств испытаний,
воспроизведения условий испытаний, способы
обработки данных, формы
представления результатов испытаний
должны быть унифицированы и
соответствовать установленным
требованиям;
аттестованная методика
испытаний должна гарантировать
получение результатов испытаний с
требуемыми точностными
характеристиками;
ца НСИ) с привлечением (по согласованию)
представителей головных или базовых
организаций метрологических служб, а НСИ,
применяемых в энергоуправлениях и
служащих для внутреннего использования,—
метрологической службой энергопредприятия —
владельца НСИ
Если при испытаниях предусмотрено
использовать импортные СИ, подлежащие в
соответствии с законодательством страны-
изготовителя государственным испытаниям и
поверке и являющихся предметом
товарообмена между странами — членами СЭВ,
то по таким СИ страна-покупатель может,
руководствуясь [3], принять решение о
признании результатов государственных
испытаний и поверки СИ страны-изготовителя и
разрешить их применение без повторных
государственных испытаний и поверки, при
признании только результатов
государственных испытаний — с поверкой в соответствии
с действующим в стране-покупателе
законодательством.
5
методы и средства
метрологического обеспечения испытаний, включая
измерения параметров
испытываемых объектов, воздействующих
факторов и режимов испытаний, должны
обеспечивать получение результатов
испытаний с требуемой точностью и
(или) достоверностью;
аттестация испытательных
организаций и подразделений должна
удостоверять, что компетентность
персонала подразделения, его техническая
база и структура обеспечивают
проведение испытаний в полном
соответствии с требованиями
нормативно-технической документации
(НТД).
По [4] под государственными
испытаниями понимаются испытания
установленных важнейших видов
продукции, проводимые головной
организацией по государственным
испытаниям, или приемочные
испытания, проводимые государственной
комиссией или испытательной
организацией, которой предоставлено право
их проведения. Основной целью
государственных испытаний является
получение объективной достоверной
информации о фактических
значениях показателей качества
продукции (котла) и соответствии их НТД
и технической документации для
принятия определенных решений.
Организации и предприятия, проводящие
государственные испытания, должны
быть аттестованы в установленном
порядке и иметь регистрационное
удостоверение на право проведения
таких испытаний. Государственные
испытания должны проводиться по
утвержденным программам и
методикам, согласованным с заказчиком
(основным потребителем). Порядок
согласования и утверждения
программ и методик государственных
испытаний устанавливает
министерство (ведомство).
Оформление и оценка точности
результатов государственных
испытаний должны проводиться по
правилам, установленным для
конкретного вида испытаний и оборудования.
Результаты государственных
испытаний оформляются протоколом и
заключением, формы которых
устанавливает министерство
(ведомство).
Организации, проводящие
испытания, и подразделения предприятий и
организаций, работающие под
методическим руководством головных
организаций по государственным
испытаниям, проводят государственные
испытания по поручению головных
организаций по испытаниям и
осуществляют свои функции в
соответствии с положениями об этих
организациях и подразделениях,
разработанными на основе нормативных
документов Госстандарта СССР,
согласованными с головной
организацией и утвержденными в
установленном порядке.
Проведение работ на котельных
установках, сжигающих
газообразное топливо, регламентируется
общесоюзными положениями [5],
согласно которым все газоиспользую-
щие установки подлежат перед
вводом в промышленную эксплуатацию
наладке специализированными пу-
сконаладочными организациями и
наладочными службами
предприятий. Эти организации и
подразделения должны быть зарегистрированы
в территориальных инспекциях
(отделениях) Госгазнадзора СССР и
иметь выданное ими разрешение на
проведение режимно-наладочных
работ. Организациям и предприятиям
запрещено заключать договоры
подряда на выполнение пуско- и
режимно-наладочных работ на газоисполь-
зующем оборудовании с
организациями, не имеющими указанного
разрешения. Среди документов для
регистрации обязательно представляются
утвержденная в установленном
порядке методика проведения
наладочных работ как на газовом, так и
на резервном (аварийном) топливе и
перечень имеющихся в организации
специальных приборов и
оборудования для проведения наладочных
работ на газоиспользующем
оборудовании.
Персонал наладочных бригад
6
(групп), не прошедший проверки
знаний правил пользования газом в
народном хозяйстве, руководящих,
инструктивных и нормативных
документов в объеме выполняемой им
работы и правил техники безопасности,
к наладочным работам не
допускается. Наладочная организация обязана
выдать режимную карту с графиком
работы оборудования по формам,
Гла ва вторая
2.1. КЛАССИФИКАЦИЯ И ОБЩАЯ
ХАРАКТЕРИСТИКА ИСПЫТАНИЙ
К наиболее часто проводимым
теплотехническим испытаниям
стационарных паровых водотрубных котлов
относятся балансовые, режимно-на-
ладочные и экспресс-испытания.
Балансовые испытания имеют
целью установление типовых
энергетических характеристик [6] для вновь
введенных в эксплуатацию котлов
после окончания периода освоения
проектной мощности [7], при
изменении вида топлива или
значительном изменении его качества, для
получения характеристик
относительного прироста расхода топлива.
Балансовые испытания
соответствуют по [4] «периодическим» и
«инспекционным» видам испытаний.
Режим но-наладочные
(доводочные) испытания (без определения
КПД нетто и воздушного баланса)
с выдачей временной режимной
карты проводят для наладки режима
работы котла, определения
оптимальных значений коэффициента
избытка воздуха и тонкости топливной
пыли, оптимального распределения
утвержденным ведомственными
методиками на режимно-наладочные
работы.
Окончание наладочных работ
оформляется актом, кроме того,
составляется отчет, в котором
указываются все показатели, влияющие на
эффективность использования газа
'при различных режимах работы
установок.
воздуха по горелкам и их загрузки,
для выявления минимальной и
максимальной нагрузок котла при
различном составе вспомогательного
оборудования, определения
аэродинамических характеристик
газовоздушного тракта.
Режимно-наладочные испытания
необходимы также для выявления
недостатков оборудования и
изыскания способов их устранения, оценки
результатов внедрения мероприятий
по совершенствованию отдельных
узлов и горелочных устройств,
проверки характеристик отдельных
элементов котла, уточнения режимных
карт в ходе эксплуатации и др. Эти
виды работ соответствуют
предусмотренным [4] «периодическим»,
«типовым» и «нормальным» видам
испытаний.
Экспресс-испытания проводят для
оценки качества ремонтов; этот вид
испытаний по [4] соответствует
«сокращенным» испытаниям. В целях
проверки гарантий поставщиков
котельных установок иногда проводят
«приемочные» испытания [4].
В соответствии со ставящимися
задачами испытания котельных уста-
7
ИСПЫТАНИЯ ПРИ СТАЦИОНАРНЫХ РЕЖИМАХ
новок по точности измерений и
обработки материалов разделяются на
испытания I и II классов. По I классу
точности проводят испытания, в
результате которых достигается
определение КПД с точностью ±1,5%.
Метод определения КПД может быть
прямым (если это возможно) —с
определением количества теплоты,
подведенной с топливом и воздухом,
и теплоты, отведенной с водой и
паром, или обратным — с определением
всех потерь теплового баланса и
КПД. Оба метода согласно [8]
принципиально равноценны, однако
точность по обратному методу может
быть достигнута более высокой при
условии определения всех потерь
теплоты от отдельных элементов котла:
балок, деталей ограждений
газоходов и т. п. Испытания по I классу
точности предусматривают
использование средств измерений
повышенных классов точности — 0,5 и 1,0 и
обеспечение установившегося
теплового состояния котла (табл. 2.1).
По II классу точность сведения
теплового баланса определяют в
пределах ±5 %. Характер отклонений
характеристик, приведенных в
табл. 2.1, должен быть плавным (не
более 2 %/мин) для возможности
точного измерения значений
контролируемых величин. Технический
состав топлива (зольность, влажность
и выход летучих) должен
соответствовать расчетному или среднему
эксплуатационному, если только
сжиганию не подлежит партия нового
по характеристике топлива.
В связи с тем что [8, 9] не
предусматривают упрощенных методов
испытаний без отбора и анализа проб
топлива, отбор должен
осуществляться при испытаниях с
определением КПД прямым или обратным
методом при сжигании всех видов
топлива. Метод проф. М. Б. Равича
[10] допускается использовать при
сжигании газообразного или жидко-
Таблица 2.1. Продолжительность режимов и допустимые колебания основных и режимных
параметров при испытаниях котельных установок [8, 9|
Показатель
Значение показателя при
точности класса испытаний
Продолжительность работы котельной установки от растопки до
начала испытаний, ч, не менее:
котлы с камерными топками и с облегченной (натрубной,
накаркасной) обмуровкой
котлы старых типов с толстой кирпичной обмуровкой
котлы с механическими решетками
Продолжительность выдерживания испытательной нагрузки
непосредственно перед испытанием (опытом), ч:
котлы на твердом топливе при камерном сжигании с твердым
шлакоудалением, котлы с механическими решетками, котлы на
жидком и газообразном топливе
котлы с жидким шлакоудалением после начала устойчивого
выхода жидкого шлака
Продолжительность испытания (опыта) при измерении расхода
топлива, ч:
твердого при схемах пылеприготовления с промежуточным
бункером пыли
твердого при сжигании в топках с механическими решетками
жидкого, газообразного и твердого при схемах
пылеприготовления с прямым вдуванием
Продолжительность перехода между двумя соседними режимами-
опытами (если они не отличаются по нагрузке больше чем на 20—
25 %) при сжигании любых топлив, ч, не менее-
котлы с облегченной обмуровкой
котлы старых типов с толстой кирпичной обмуровкой
Допустимые колебания нагрузки в перерыве между двумя
соседними режимами-опытами, %
60
36
72
24
3
2
48
24
3
2
2
4
4-ю
Продолжение табл. 2.1
Показатель
Значение показателя при
точности класса испытаний
:D-5)
3
6
15
6
12
15
2
±3
±6
±15
±6
±12
±15
±2
Продолжительность испытания (опыта) при определении
экономичности котла обратным методом, ч, не менее:
при сжигании твердого топлива
при сжигании жидкого, газообразного топлива
Допустимые колебания основных параметров работы котла во
время испытания (опыта) от номинальных значений, %:
производительность-
котлы производительностью, т/ч
более 200
от 51 до 200
до 50
давление:
котлы производительностью, т/ч
более 200
от 51 до 200
до 50
температура перегретого пара промежуточного перегрева
Допустимые колебания режимных показателей работы котла во
время испытания (опыта) от номинальных значений, %;
избыток воздуха за поворотной камерой (пароперегревателем)
при сжигании-
твердого, жидкого и газообразного топлива с нормативными
(расчетными) коэффициентами избытка воздуха для котлов
с уравновешенной тягой
жидкого, газообразного топлива в газоплотных топках и в
топках с наддувом
температура питательной воды, горячего воздуха
тонкость пыли для:
антрацита, тощих и окисленных углей
каменных и бурых углей
скорость в гравитационном сепараторе (шахте) молотковой
мельницы
Примечание Нагрузка не должна превышать максимальную паропроизводительность,
давление и температура не должны быть выше максимально допустимых значений
±7
A-1,5)
±3
+ 10
±15
±5
±A-1,5)
±5
±15
±20
±7
го топлива лишь при настроечных
опытах (не балансовых) в целях
ускорения установления требуемых
режимов.
Поскольку проведение испытаний
современных котельных установок
по I классу точности требует
больших материальных и трудовых
затрат, то во избежание обесценивания
результатов испытаний из-за
неправильной работы отдельных средств
измерений необходимо дублировать
основные измерения — паропроизво-
дительности (тепловой мощности),
температуры перегрева пара,
температуры уходящих газов, газового
анализа продуктов горения
(параллельно эксплуатационному
паромеру устанавливают жидкостные
трубные дифференциальные
манометры; в паропроводе свежего пара
и в балансовом сечении уходящих
газов устанавливают дублирующие
датчики и дублируют вторичные
приборы для измерения температуры;
применяют контрольные
газоотборные трубки с отдельными линиями
транспорта продуктов горения к
газоанализаторам). Кроме того,
должны дублироваться опыты; если
результаты двух одноименных опытов
разнятся незначительно, то для
подсчетов принимают их средние
значения.
При значительных расхождениях
дублируемых опытов (более 5%)
должен проводиться третий,
контрольный опыт.
9
2.2. ПРОГРАММЫ ИСПЫТАНИЙ
В зависимости от целей и задач
испытаний их проводят по типовым
или специально разрабатываемым
программам. По первым из них
осуществляют, например, испытания для
снятия типовой энергетической
характеристики и экспресс-испытания
котельных установок. Вторые
необходимы при испытаниях головных,
модернизированных или
реконструированных котлов, при замене или
совершенствовании их
вспомогательного оборудования и др.
Программа должна устанавливать
объект и цели работы, виды,
последовательность и объем проводимых
экспериментов, порядок, условия,
место и сроки работ, обеспечение и
отчетность по ним, ответственность
за обеспечение и проведение [4].
В общие положения программы
вносят данные по обоснованию
проведения работ, цели и задачи
испытаний, краткую характеристику
подлежащего испытаниям
оборудования — сведения, необходимые для
проведения и сравнения результатов
испытаний. В части программы,
определяющей этапы, содержание и
объемы испытаний, указывают
количество и наименование этапов, перечень
и продолжительность опытов на
каждом этапе (в технологической
последовательности их выполнения),
продолжительность и ориентировочные
сроки работ, требования к состоянию
оборудования ко времени начала
испытаний, средства измерений,
приспособления, материалы и
документы, подлежащие подготовке к началу
испытаний, сведения о распределении
обязанностей, ответственности и
сроков выполнения отдельными
соисполнителями предусматриваемых для
них этапов работы.
В раздел программы о
методических основах испытаний включают
сведения о НТД, которые надлежит
использовать при проведении
работы.
Метрологическое обеспечение в
программе должно быть отражено
таблицей основных контролируемых
параметров с диапазоном их
колебаний, данными о точности и средствах
измерений, их метрологических
характеристиках, условиях проведения
измерений (состояние окружающей
среды, внешние влияния и др.)-
Программа должна также содержать
сведения по мерам безопасности —
обеспечение безопасной работы
персонала, испытываемого
оборудования и окружающей среды,
надежность и пожаробезопасность,
противошумовые мероприятия.
В программе указывают
необходимость предоставления
специальных режимов и некоторые другие
условия, требующиеся для
проведения испытаний. Перечисляют также
форму представления результатов
испытаний (протокол, отчет,
режимная карта и пр.), требования к
обработке данных испытаний. К
программе прилагают следующие
документы: методики испытаний, схемы
и рисунки, краткие описания,
расчеты, копии сопроводительных
писем и пр.
Методикой испытаний по [4] называется
организационно-методический документ,
обязательный к выполнению и включающий
метод испытаний, отбор проб, алгоритмы
выполнения операций по определению одной
или нескольких взаимосвязанных
характеристик свойств объекта (в данном случае
котла), формы представления данных и
оценки точности, достоверности результатов,
требования техники безопасности и охраны
окружающей среды.
Программу утверждают главные
инженеры подрядчика и заказчика
работ. В отдельных случаях может
потребоваться согласование
программы с вышестоящими
организациями, заводами-изготовителями,
проектными и диспетчерскими
организациями. Подписывают программу
руководитель, ответственный
исполнитель и другие представители
подразделения-разработчика
программы, а также метрологического
подразделения-подрядчика. Со стороны
заказчика программу подписывают
лица, назначаемые его руководством.
Программу приемочных испытаний
в каждом конкретном случае опре-
10
деляют особо, в общем случае ее
характер будет ясен из § 2.15.
Объем программы для снятия
типовой энергетической
характеристики, являющейся представительной
для данного типа котла, отражающей
его технически достижимую
экономичность и позволяющей проверять
гарантийные данные
завода-изготовителя по экономичности котла,
определяет [6].
Наличие типовой энергетической
характеристики позволяет
эксплуатационному персоналу обеспечивать
контроль за состоянием и работой
котла, выдерживать все параметры
технологического процесса,
осуществлять нормирование, планирование
и анализ экономичности работы
оборудования. В этой связи в объем
испытаний входит определение
следующих основных зависимостей от паро-
производительности (тепловой
мощности) брутто Qkp для всего рабочего
диапазона: всех отдельных потерь
теплоты (с уходящими газами q2, от
химической q$ и механической qA
неполноты сгорания, в окружающую
среду q$, с физической теплотой
шлака де); КПД брутто котельной
установки г|кру; расхода теплоты на
собственные нужды, отнесенной к
располагаемой теплоте топлива ^S„;
расхода теплоты на выработку
электроэнергии, затраченной
механизмами собственных нужд и отнесенной к
располагаемой теплоте топлива <7?оп;
расхода теплоты на турбопривод
питательных насосов, отнесенной к
располагаемой теплоте топлива qr пн.
Программа предусматривает
также промежуточные зависимости от
паропроизводительности (тепловой
мощности), оптимального избытка
воздуха за пароперегревателем
(переходной зоной),температуры
уходящих газов, содержания горючих в
шлаке и в золе уноса, удельных
расходов электроэнергии на тягу и дутье,
питательные насосы и пылеприготов-
ление. Кроме того, должны быть
получены зависимости от
паропроизводительности энтальпии пара до и
после промежуточного
перегревателя и температуры питательной
воды.
Программа должна
предусматривать снятие характеристик для
котлов энергоблоков при изменяющейся
температуре питательной воды, а для
котлов ТЭС с поперечными
связями — при постоянной заданной
температуре. Для пиковых водогрейных
котлов программа снятия типовой
энергетической характеристики не
отличается от программы для
энергетических котельных установок, но
должна еще предусматривать
получение зависимости КПД брутто от
нагрузки при разных температурах
сетевой воды на выходе из котла,
поскольку она значительно
отражается на значении q2.
Для составления типовой
энергетической характеристики
испытания проводит специализированная
экспериментально-наладочная
организация, а для получения
энергетической характеристики —
энергопредприятие, эксплуатирующее котел,
или по его заказу
специализированная организация.
Примерная программа балансовых
эксплуатационных испытаний по I и
II классам точности для пылеуголь-
ной котельной установки обычно
предусматривает:
предварительные измерения и
наладочные опыты по пп. 1 и 2 режим-
но-наладочных испытаний (см.
ниже);
определение наибольшей бесшла-
ковочной нагрузки в течение 3-суточ-
ного испытания B—3 опыта);
определение минимальной
длительной нагрузки (нижнего предела
регулировочного диапазона) без
изменения состава вспомогательного
оборудования и без подсветки
факела B—3 опыта);
определение минимальной
нагрузки с изменением состава
вспомогательного оборудования и подсветкой
факела (технического минимума) и
допустимой длительности
поддержания этой нагрузки B—3 опыта);
выявление экономичности при
номинальной, минимальной и двух-трех
11
промежуточных нагрузках E—
6 опытов).
Программа испытаний для
полунения энергетической
характеристики, отражающей предельную,
технически достижимую тепловую
экономичность данной котельной
установки и учитывающей оптимальные
режимы совместной работы
основного и вспомогательного оборудования,
должна предусматривать [6] снятие
следующих зависимостей от паро-
производительности (тепловой
мощности) нетто и брутто: КПД нетто
и брутто; <7г, Яз, ^4, q$, q?>, расходов
теплоты топлива на электрические и
тепловые собственные нужды
котельной установки; удельных расходов
условного топлива и электроэнергии
на теплоту, отпущенную котельной
установкой; удельных расходов
электроэнергии на привод питательных
насосов, тягодутьевых и пылеприго-
товительных установок;
коэффициентов избытка воздуха (присосов в
газовый тракт); температуры
уходящих газов.
Для учета влияния на
экономичность котла причин, не зависящих
от персонала (зольности и влажности
топлива, доли совместно сжигаемого
топлива и др. [11]), может
понадобиться проведение нескольких серий
дополнительных опытов в целях
получения соответствующих поправок.
Примерная программа режимно-
наладочных испытаний в
зависимости от их задач и местных условий
может включать:
1) предварительные измерения
A2—20 опытов), в том числе:
определение частоты вращения
питателей топлива (пыли), тарировка
мазутных форсунок по
производительности и характеру распыливания
на стенде и т. д.;
тарировка сечений газоходов, пы-
левоздуховодов и воздуховодов
(нахождение поправочных тарировоч-
ных коэффициентов для обеспечения
представительности измерений
температур, скоростей, проведения
анализа газообразных продуктов
горения и др.);
12
измерение скоростей потоков
воздуха в горелках и воздуховодах;
определение присосов воздуха по
котельной и пылеприготовительной
установкам;
2) наладочные опыты:
определение оптимального
положения факела при различных
скоростях воздуха в горелках,
оптимальной толщины слоя топлива на
механической решетке слоевой топки
и т. д. с измерением концентраций
в газообразных продуктах горения
оксидов азота и других вредных
выбросов D опыта);
определение оптимального
избытка воздуха при трех-четырех
нагрузках котла (при постоянной тонкости
помола пыли, включении всех
предусмотренных проектом мазутных
форсунок, горелок или мельниц прямого
вдувания, постоянной толщине слоя
топлива на механической решетке
и т. п.) с измерением в продуктах
горения концентраций оксидов азота
и других вредных выбросов A2—
16 опытов);
определение оптимальной тонкости
помола пыли (скорости в шахте
молотковой мельницы) при одной —
трех нагрузках в пределах
регулировочного диапазона котельной
установки F—8 опытов);
определение оптимального
сочетания работающих горелок на
техническом минимуме нагрузки D—
6 опытов);
определение влияния
рециркуляции газообразных продуктов горения
и распределения их потоков по зонам
ввода в топку на температуру
перегрева пара и на характер
шлакования (9—11 опытов);
3) основные опыты:
определение экономичности и всех
отдельных потерь теплоты на
номинальной паровой нагрузке DHOm и трех
промежуточных D опыта);
определение максимальной
нагрузки Омане при различном составе
работающего вспомогательного
оборудования и различных частотах
вращения электродвигателей их
приводов C—4 опыта);
определение минимальной
длительной нагрузки DM„„ без изменения
состава вспомогательного
оборудования и количества включенных
горелок (форсунок, мельниц) B—3
опыта) ;
определение DMm с отключением
части горелок (форсунок, мельниц)
и вспомогательного оборудования,
с подсветкой факела, определение
допустимой длительности работы в
данном режиме по условиям
накопления золы, шлака,
низкотемпературной коррозии, температурного
режима и гидродинамики поверхностей
нагрева котла C—4 опыта).
Учитывая, что проверка
регулировочного диапазона котлов в режиме
скользящего давления проводится в
соответствии со специальной типовой
программой, эта работа может быть
составной частью эксплуатационных,
балансовых или режимно-наладоч-
ных испытаний либо
самостоятельной (см. § 2.14).
Программа работ при
эксплуатационных экспресс-испытаниях [12]
после типовых плановых ремонтов
предусматривает обычно проверку
возможности длительной работы
котла на Дюм или @,85—0,90) рн0м с
определением:
присосов воздуха в топочную
камеру, в отдельные элементы
газоходов и в пылесистему;
аэродинамического сопротивления
газового и воздушного трактов;
температуры газообразных
продуктов горения и воздуха в
контролируемых сечениях соответствующих
трактов;
температуры рабочего тела и
температурных разверок по водопаро-
вому тракту;
Таблица 2.2 Основные измерения при теплотехнических испытаниях котельных установок
со сведением теплового баланса
Вид измерения, анализа
Метод и объем определения при испытаниях
по классам точности
Примечания и
дополнительные требования
Твердое топливо
Расход
котлы паропроизво-
дительностью более
50 т/ч и
приравненные к ним по
мощности пиковые
водогрейные котлы
котлы паропроизво-
дительностью 50 т/ч
и менее и
приравненные к ним по
мощности пиковые
водогрейные котлы
Состав
Сведение обратного баланса (определе- При совместном
сжигание всех потерь теплоты) с определением нии твердого и жидкого
золового баланса (газообразного) топлив
подлежит измерению
расход жидкого
(газообразного) топлива
То же или непосредственным взвеши- См гл. 4 и 14
ванием
Wt, А', диоксид
карбонатов (С02)к,
Vrc, Qi, элементный
состав,температурные характеристики
золы по отобранной
пробе в каждом
основном опыте
Технический
состав в каждом
основном опыте,
элементный состав и
температурные
характеристики золы
по одной средней
пробе для серии
опытов одного
назначения
Качество
пыли
топливной
Рассев не менее чем на двух ситах в
каждом опыте, анализ пыли на
влажность или на технический состав
По данным химической
лаборатории
энергообъекта или лаборатории,
принятой по соглашению
сторон. Температурные
характеристики золы
определяются при
испытаниях на новом топливе,
при наличии
ограничений по нагрузке котла
из-за шлакования или
затруднения выхода
жидкого шлака
См. гл 4
13
Продолжение табл. 2.2
Вид измерения, анализа
Метод и объем определения при испытаниях
по классам точности
Примечания и
дополнительные требования
Жидкое топливо
Расход
Состав
Прямым измерением или определение по
обратному балансу
WU А\ плотность,
вязкость,
температура вспышки, QU
элементный состав
по отобранной в
каждом опыте
пробе
Технический
состав в каждом
основном опыте,
элементный состав по
средней пробе для
серии одного
назначения
См. гл. 8
Газообразное топливо
Расход
Состав
Прямым измерением или определением
по обратному балансу
W,, плотность,
механические
примеси, Qj, элементный
состав по
отобранной в каждом ос-
Технический
состав в каждом
основном опыте,
элементный состав по
средней пробе для
новном опыте пробе серии опытов
одного назначения
При наличии на
энергообъекте только одного
котла для измерения
расхода газа кроме
расходомера перед котлом
целесообразно
использовать расходомер перед
объектом, если за этим
расходомером нет отбора
газа на другие нужды.
См. гл. 8
См. гл. 4
Пар
Расход свежего пара и
пара промежуточного
перегрева
Расход на собственные
нужды
Давление в барабане
котла
Давление за
перегревателем свежего пара, на
входе и после
промежуточного
пароперегревателя
Температура свежего
пара, пара на входе и
после промежуточного
пароперегревателя, пара на
собственные нужды
Поверенными
перед испытаниями
эксплуатационными
СИ с
дублированием специально
устанавливаемыми
трубными
дифференциальными
манометрами
То же
Эксплуатационными СИ
То же
Поверенным перед испытаниями
эксплуатационным техническим манометром
МТИ класса точности 0,6—1,0
Техническими ма- Поверенными пе-
нометрами МТИ
класса точности
0,6—1,0 в каждом
паропроводе
Специально
устанавливаемыми и по
эксплуатационным
СИ, поверенными
перед испытаниями
ред испытаниями
эксплуатационными манометрами
Поверенными
перед испытаниями
эксплуатационными
СИ
См. гл. 8
См. гл. 8
См. гл. 7
См. гл. 7
См. гл. 6
14
Продолжение табл. 2 2
Вид измерения, анализа
Метод и объем определения при испытаниях
по классам точности
I
II
Примечания и
дополнительные требования
Качество пара
По стандартам СССР или
международным (национальным) стандартам,
принятым по соглашению сторон
По данным химической
лаборатории
энергообъекта или лаборатории,
принятой по соглашению
сторон
Вода
Расход питательной
воды, сетевой воды пиковых
водогрейных котлов
Качество питательной
воды, сетевой воды
пиковых водогрейных котлов
Расход на вспрыски
Расход непрерывной
продувки
Давление питательной
воды на вспрыске
Температура
питательной воды, в том числе
воды на вспрыски
Температура
конденсата собственного пара
на вспрыск
Качество котловой
воды
Поверенными перед испытаниями
эксплуатационными СИ
По стандартам СССР или
международным (национальным) стандартам,
принятым по соглашению сторон
Поверенными перед испытаниями
эксплуатационными СИ
Специально
устанавливаемым
расходомером с
дифференциальным
манометром или при
невозможности
этого — по сухому
остатку питательной
и котловой воды
(при нефосфатном
режиме)
Поверенными
перед испытаниями
эксплуатационными
СИ
То же
По сухому
остатку
Эксплуатационными СИ
То же
По ПТЭ СССР или национальным
стандартам (инструкциям), принятым по
соглашению сторон
С проверкой до и во
время опытов при
испытаниях по I классу точности
трубными
дифференциальными манометрами
По данным химической
лаборатории
энергообъекта или лаборатории,
принятой по соглашению
сторон
С проверкой по
измерениям температур,
сведением баланса смешения
См. гл 8
По данным химической
лаборатории
энергообъекта или лаборатории,
принятой по соглашению
сторон. См гл. 8 и 14
См. гл. 7
См. гл. 6
См. гл. 6
По данным химической
лаборатории
энергообъекта или лаборатории,
принятой по соглашению
сторон
Газообразные продукты
горения
Состав:
за ближайшей к
топке конвективной
поверхностью нагрева
(за поворотной
камерой) для
определения коэффициента
избытка воздуха
R02; 02
См. гл. 10 и 11
15
Продолжение табл. 2.2
Вид измерения, анализа
Метод и объем определения при испытаниях
по классам точности
Примечания и
дополнительные требования
в балансовой точке
(за
воздухоподогревателем)
за дымососом для
определения присосов
воздуха
Расход газообразных
продуктов горения на
рециркуляцию
Температура:
в топках котлов с
уравновешенной
тягой
в топках котлов,
работающих под
наддувом
за
пароперегревателями, за поворотной
камерой, в конце
конвективных шахт за
воздухоподогревателем (балансовая
точка), за дымососом,
в линии
рециркуляции газообразных
продуктов горения
в эксплуатационных
точках контроля
Разрежение (давление)
в топке и за каждой
поверхностью нагрева, за
ступенями
золоуловителей, за дымососом
R02; 02; CO; H2; CH4; C„Hm; NO,
R02
Лемнискатными соплами
У котлов без
золоуловителей балансовая
точка принимается за
дымососом. См. гл. 10 и 11
См. гл. 2
См. гл. 8
Переносными оптическими или радиа- См. гл. 6
ционными пирометрами
По температуре дна калильной трубки См. гл. 6
Специально
устанавливаемыми ПТ1,
ТС2 и поверенными
эксплуатационными
СИ в балансовой
точке
Поверенными
перед испытаниями
эксплуатационными
СИ
Поверенными перед испытаниями
эксплуатационными СИ
То же
См. гл. 6
При испытании по II
классу точности объем
измерений может быть
ограничен отдельными
элементами агрегата
Воздух
Расход перед
дутьевыми вентиляторами, в воз-
духоводных коробах
после
воздухоподогревателей, на отдельные горелки
или их группы, на
мельницы, по каналам горелок
Температура воздуха
перед дутьевыми
вентиляторами, до и после
рециркуляции воздуха,
за калориферами, за
воздухоподогревателями,
перед мельницами
Давление перед и за
дутьевыми вентиляторами,
перед и за
воздухоподогревателями, перед
каждой группой горелок
(горелкой), перед
мельницами, за вентиляторами и
перед соплами острого
дутья
Специально устанавливаемыми
напорными трубками, лемнискатными соплами
Специально
устанавливаемыми ТС
и ТП
Поверенными перед испытаниями
эксплуатационными СИ
См. гл. 8
Поверенными
перед испытаниями
эксплуатационными
СИ
См. гл. 6
См. гл. 7
16
Продолжение табл. 2.2
Вид измерения, анализа
Метод и объем определения при испытаниях
по классам точности
II
Примечания и
дополнительные требования
Очаговые остатки
Содержание горючих
По стандартам СССР или
международным (национальным) стандартам по
отобранной пробе в каждом опыте
Состав шлака, золы
из-под золоуловителей и
газоходов, золы уноса,
удаляемой через дымовую
трубу, провала на
котлах с механическими
решетками
Количество очаговых
остатков:
при камерном
сжигании
при сжигании в
котлах с механическими
решетками
Температурные
характеристики
золы в каждом
основном опыте
Для сильношла-
кующих топлив по
одной средней
пробе для серии
опытов одного
назначения
Определение
проводится в основных
опытах или вне
основных опытов
(отдельным
специальным опытом)
взвешиванием или
объемным обмером с
определением
плотности по стандарту
Во время
основных опытов или со
смещением по
времени взвешиванием
или объемным
обмером с
определением плотности по
стандарту
По данным химической
лаборатории
энергообъекта или лаборатории,
принятой по соглашению
сторон
При испытаниях по II
классу точности объем
определений может быть
ограничен одной
эксплуатационной точкой отбора.
См. гл. 4
См. гл. 4
Расход электроэнергии на Поверенными перед испытаниями эк- В испытаниях по I
собственные нужды сплуатационными электрическими счет- классу точности с
причинами веркой счетчиков по
схеме «двух ваттметров»
Надежность экранной
системы,
пароперегревателей, водяного
экономайзера и барабана
Температура стенки
поверхности нагрева
барабана
Температура рабочего
тела
Скорость и
направление циркуляции
Локально падающие
тепловые потоки на
радиационные поверхности
нагрева
Эксплуатационными и специально ус- См. гл. 6
танавливаемых ПТ (поверхностными и
в температурных вставках)
Специально устанавливаемыми гиль- См. гл. 6
зовыми и поверхностными ПТ
Специально устанавливаемыми напор- См. гл. 8
ными трубками и дроссельными
шайбами
Специально устанавливаемыми термо- См. гл. 13
зондами
1 Преобразователи термоэлектрические (по старой терминологии — «термопары»).
2 Термопреобразователи сопротивления (по старой терминологии — «термометры сопротивления»).
17
достаточности пределов
регулирования температуры перегретого пара;
q2 и q3 при сжигании жидкого
или газообразного топлива и д4 при
сжигании твердого и жидкого
топлива;
удельных расходов электроэнергии
на тягу, дутье, размол топлива и
транспорт пыли; для котлов блочных
установок — также на привод
питательных насосов.
Эта программа работ
ограничивается проведением шести опытов
(четыре опыта для определения при-
сосов и два опыта для снятия
экономических показателей).
В программах работ должны быть
предусмотрены предварительные
(прикидочные) опыты, проводимые
перед основными испытаниями для
опробования всех приборов, изуче-
чения особенностей котельной
установки и обучения персонала,
занятого на испытаниях.
В случаях, когда необходимо
определение зависимостей, например,
отдельных потерь теплоты и КПД котла
от его паропроизводительности или
тонкости помола топливной пыли и
т. п., в программе должно быть
предусмотрено не менее четырех опытов
для получения каждой зависимости,
не считая предварительных (прики-
дочных), повторных и дублирующих.
Объем основных измерений при
испытаниях приведен в табл. 2.2.
Поскольку при испытаниях
современных крупных котлов при
стационарных режимах необходима проверка
надежности их поверхностей нагрева,
эти вопросы отражены в § 2.4.
Типовых программ испытаний
применительно к котлам с кипящим
слоем пока не имеется, для их
составления целесообразно
воспользоваться материалами § 2.7 и
рекомендациями ВТИ или НПО ЦКТИ.
2.3. ОРГАНИЗАЦИЯ И
ПРОВЕДЕНИЕ
ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫХ РАБОТ
В общем случае при привлечении
в качестве подрядчика аттестованной
испытательной организации ее
организационные работы охватывают:
ознакомление с технической
документацией (проектной, заводской,
ремонтной, отчетной, с материалами по
ранее проводившимся наладочным
работам и испытаниям) по
котельной установке и снятие
эксплуатационной характеристики; должно
быть обращено внимание на
особенности ведения и перестройки
режимов работы котла машинистами для
уверенной организации совместных
работ с вахтенным персоналом;
проверку обеспеченности пыле-
угольного котла на номинальной или
близкой к ней нагрузках пылью
требуемой тонкости помола и при любом
топливе тягой и дутьем; эти данные
обязательно проверяют
предварительными испытаниями до начала
балансовых;
полный осмотр котельной
установки для оценки ее состояния,
оснащенности средствами регулирования,
КИПиА; до начала осмотра
поверхностей нагрева и трубопроводов
следует ознакомиться с результатами
последнего контроля за металлом
согласно [13] и после осмотра
принять решение о возможности
проведения испытаний с учетом наработки
времени элементами котла в
соответствии с [14], с тем чтобы
избежать опасных режимов при
испытаниях;
ознакомление с документацией по
топливу — постоянство (изменение)
состава, динамика последних лет;
наличие запаса топлива, при
сжигании которого намечено проведение
испытаний; соответствие расхода
мазута нормам на технологические и
прочие нужды при сжигании
твердого топлива, причины отступлений
и др.;
составление и передачу заказчику
перечня работ по устранению
выявленных недостатков оборудования,
устройств регулирования, КИПиА;
составление и согласование с
руководством цеха и ТЭС (предприятия)
технической программы и методики
испытаний, объема, методов и точно-
18
сти измерений, способов обработки
данных испытаний, объема анализов
и вида отчетной документации по
испытаниям (режимная карта, отчет
и пр.);
составление и передачу заказчику
задания-заявки на подготовительные
работы — изготовление и установку
приспособлений, устройств,
аппаратуры (табл. 2.3); составление и
согласование календарного плана этих
работ, с тем чтобы обеспечить
надлежащий технический надзор за
монтажом приспособлений, СИ и т. д.;
комплектование испытательной
бригады из числа специалистов
подрядной организации (службы, цеха
наладки и испытаний ТЭС),
согласование с заказчиком потребности в
лаборантах-наблюдателях;
составление перечня СИ,
дополнительно устанавливаемых на период
испытаний (см. [1, табл. 1—4] и
[15]) материалов, необходимых для
проведения работ; отбор СИ на ТЭС,
в депо приборов подрядчика,
поставка их на объект; до выдачи задания
на подготовительные работы должна
быть проверена возможность
применения эксплуатационных и
специально устанавливаемых СИ (особенно
расходомеров пара и сетевой воды)
во всем намечаемом диапазоне
нагрузок котла с необходимой
точностью;
технический надзор за монтажом
приспособлений при строгом
соблюдении правил техники безопасности;
наладку переносных СИ; обучение
лаборантов-наблюдателей;
подбор в фонде алгоритмов и
программ документации для машинной
обработки материалов испытаний;
проверку правильности работы
микрокалькуляторов, применение
которых с использованием несложных
программ (например, [16, 17])
позволит ускорить подсчет данных для
установки режимов работы котла и
проведение первичной обработки
материалов измерений.
При передаче заказчику эскизов
приспособлений следует
руководствоваться [18], а для составления
перечня измерений и задания на
подготовительные работы необходимо
ориентироваться на типовые схемы
размещения СИ (рис. 2.1 —2.4).
В случае, когда испытания будут
проводиться силами испытательного
подразделения самой ТЭС
(предприятия), объем организационных
работ соответственно корректируют.
После выполнения на котле
подготовительных работ в соответствии с
заданием на них и устранения
выявленных на предыдущем этапе
недостатков руководитель испытаний
организует проверку готовности к
испытаниям котла и всех его элементов
(вспомогательного оборудования,
горелок и т. д.). Перед испытаниями
по I классу точности все тепловос-
принимающие поверхности нагрева
должны быть очищены с внешней и
внутренней сторон с проверкой
качества очистки. Перед испытаниями
по II классу точности поверхности
должны быть очищены только с
внешней стороны, если внутренняя
Таблица 2.3. Схема задания-заявки- на подготовку котла к испытаниям (с примером
заполнения)
Вид работы
Количество
приспособлений,
устройств
Условия выполнения работы и номер чертежа
Контроль надежности труб
пароперегревателя
1. Изготовить и установить
(вварить) температурные вставки в
змеевики № 1, 8, 13, 24
и т. д.
Качество изготовления вставок (чертеж
№ 1) должен проверить представитель
испытательной бригады службы наладки
и испытаний РЭУ. Установку вставок
осуществить в местах, указанных им же и
в его присутствии
19
20
On,P,tn
■ к ЦВД
•к ЦСД
опп
Дт
а
д эс.„
ГШ39 [MJ
ПхЛ
\ ЭСтН
- - - i~
РВП
№
ГМ] зу Ш
□XI
ЗОЕ
Г
/tf/7
-i-
Oliyfts,Rx c'H-fr,s
DC
Я«с. 2.1. Типовая схема размещения точек измерений при балансовых испытаниях
прямоточного котла с индивидуальной системой пылеприготовления (котел П-50):
а — общий вид; б — г — схемы пылеприготовления, воздушного и газового трактов; tB, tn в, /п, /вп —
температуры воздуха, питательной воды, пара, воды на впрыск; и — температура газообразных
продуктов сгорания, р — давление, s — разрежение, Q — расход воздуха, Gn B, GBn, D„, D„ „ — расходы
питательной воды, воды на впрыск, свежего пара и пара промежуточного перегрева, Rx — анализ газов,
ОПТ, ОПП, ОПШ, ОПУ, ОПЗ — отборы проб топлива, угольной пыли, шлака, уноса, золы; Эс н — расход
электроэнергии на собственные нужды, БП — бункер угольной пыли, Д — дымосос, ЗУ —
золоуловитель, ВГД— вентилятор горячего дутья, БСУ — бункер сырого угля, ДВ — дутьевой вентилятор;
РВП — регенеративный воздухоподогреватель, МВ — мельничный вентилятор, С — сепаратор; Ц —
циклон, ДТ — дымовая труба
21
Рис. 2.2. Типовая схема размещения точек измерений при балансовых испытаниях барабанного газомазутного котла:
Qpu — расход газообразных продуктов сгорания на рециркуляцию; G„p — расход продувочной воды, Сс — солесодержание питательной,
котловой воды и насыщенного пара; Кф — калорифер; ДРГ—дымосос рециркуляции газов. Остальные обозначения см. на рис. 2.1
Рис. 2.3. Типовая схема размещения точек измерений по котлу с молотковыми мельницами.
Рис. 2.4. Типовая схема размещения точек
измерений по котлу с механической решеткой:
Вг — взвешивание топлива вагонеточными весами;
ОППр — отбор проб провала. Остальные
обозначения см. на рис. 2.1 и 2.2
очистка специально не
оговаривается. В случае, если очистка
невозможна по эксплуатационным
условиям, испытания по I и II классам
точности проводят при условии, что
наружная и внутренняя
загрязненность поверхностей нагрева не
превышает средних эксплуатационных
уровней (не вызывающих опасных
условий эксплуатации), о чем в
программе работ должна быть сделана
соответствующая запись с указанием
даты последней очистки. Должно
быть проверено состояние шиберов,
заслонок, направляющих аппаратов
и их приводов по воздушному и га-
23
Обозначения см. на рис. 2.1 и 2.2
ОПТ
ОППр
ОПШ
зовому трактам, а также в системе
золошлакоудаления.
Плотность топки и газоходов
котла, работающего с уравновешенной
тягой, проверяют по подсосу
(отклонению) пламени переносного факела
при включенном дымососе, а
работающего под наддувом — сжатым
воздухом от воздуходувки первичного
воздуха при закрытых шиберах
газоходов. Во избежание коробления
мембранных стенок давление в топке
не должно превышать допустимого.
Утечки воздуха обычно
определяют по нанесенному на
контролируемые участки мыльному раствору
или на слух. Наиболее вероятными
местами неплотностей могут быть
места прохода труб поверхностей
нагрева через стены топки и
конвективных газоходов, узлы топок, зона
горелок, «теплый ящик», бункера
системы дробеочистки, компенсаторы,
уплотнительные ящики, пневмоза-
творы, места крепления труб
воздухоподогревателей в трубных досках,
уплотнения регенеративных
воздухоподогревателей и др.
Должна быть проверена полная
готовность установок для внешней
очистки поверхностей нагрева, без
чего нельзя начинать испытания.
У систем пылеприготовления
проверяют их общее состояние, степень
износа брони, бил, шаров, рабочих
лопаток, взрывные клапаны,
уплотнения горловины ШБМ, уплотнения
течки провала, места воздушного
уплотнения валков, прохода
размольного стола через корпус у средне-
ходных мельниц и др. Проверяют
бесперебойность поступления
топлива к мельницам и топливной пыли
к горелкам, при необходимости
осуществляют дополнительные
мероприятия по обеспечению нормальной
работы бункеров сырого угля и пыли,
'весов и других элементов.
Проверяют соответствие техническим
условиям размеров поступающих на
питатели топлива кусков топлива,
проскочивших с ним древесных
включений и масс металла. В узлах пыле-
питания систем пылеприготовления с
24
промбункером проверяют
равномерность подачи пыли по времени,
наличие линейной зависимости
производительности питателей пыли от
частоты их вращения, а для
аэропитателей — от изменения выходного
отверстия клапана, идентичность
регулировочных характеристик,
соответствие производительности
питателей требуемому расходу топлива,
участие в работе всех питателей
пыли при нагрузках котла от 30 до
100 %. Проверяют состояния
трубопроводов, устраняют утечки пара,
воды, которые могут исказить
значения контролируемых расходов.
Проверяют обеспечение мазутным
хозяйством выдерживания рабочих
параметров подаваемого на котел
мазута в пределах температуры
±5 °С, давления ±0,1 МПа,
обеспечение надлежащей очистки мазута в
фильтрах.
Объем работ по установке
приспособлений, специальных СИ и щитов
значительно уменьшается при
подготовке головных котлов \ для
которых соответствующая подготовка к
испытаниям предусматривается на
стадии проектирования котла и
реализуется в период его монтажа. Для
испытаний серийных котельных
установок все подготовительные работы
проводят совместно испытательная
организация и ТЭС согласно [15, 18].
Состав испытательной бригады
определяют исходя из задач работ,
при этом обязательно
предусматривается специалист (инженер, мастер)
по электронным и электрическим СИ.
Установку и наладку остальных СИ
должны выполнять другие члены
бригады (техники), осуществляющие их
обслуживание во время испытаний.
Установка СИ должна вестись на
1 К головным образцам [19] относятся
котельные установки, доводка которых не
может быть осуществлена в заводских стендовых
условиях и которые отличаются от серийных
паропроизводительностью, параметрами пара,
конструкцией и компоновкой поверхностей
нагрева, топочным устройством, системой
циркуляции, видом (характеристикой)
сжигаемого топлива
основе заводской
сопроводительной документации и рекомендаций
гл. 6—8.
Руководитель испытаний и
назначенные им члены бригады,
ответственные за организацию участков
измерений и отборов проб, должны
определить наиболее рациональное
расположение временных щитов СИ,
мест установки циклонов для отбора
проб пыли и уноса, мест разделки
проб топлива и очаговых остатков
и др. с учетом удобства
обслуживания, обеспечения техники
безопасности, достижения кратчайших
трассировок проводов, линий
транспортировки газообразных продуктов
горения на газовый анализ. Кроме того,
должно обеспечиваться обособление
создаваемых участков, с тем чтобы
не мешать вахтенному персоналу
при нормальной эксплуатации и
аварийных ситуациях. Должна быть
предусмотрена возможность работ
по замене вышедшего из строя
инвентаря, аппаратуры, СИ.
На стадии определения трасс
прокладываемых линий должны
учитываться условия надежности и
удобства обслуживания — прокладка не
по горячим и влажным
поверхностям, не в труднодоступных и тесных
участках с использованием
специальных устанавливаемых кронштейнов и
проволочных оттяжек. По условиям
безопасного доступа и обслуживания
руководитель испытаний
устанавливает зоны обслуживания датчиков
СИ, вплоть до устройства
специальных площадок и выполнения других
мероприятий согласно правилам
техники безопасности. Местоположение
намечаемых участков работ
согласовывается с руководством
котельного цеха (котельной), после чего
руководитель испытаний дает
указание членам бригады об оснащении
закрепленных за ними участков.
Аппаратура, СИ, шланги, провода
до монтажа должны быть проверены
на исправность, плотность,
отсутствие разрывов цепей, правильность
маркировки и т. д. в соответствии
с гл. 6—8. Аппаратуру и СИ на
щитах и столах следует располагать
в удобной для обслуживания и
снятия показаний последовательности и
с возможностью выполнения одним
прибором или аппаратом большего
количества измерений при
обеспечении заданных интервалов времени
между ними и предупреждения
взаимного электрического влияния СИ.
Для быстрого устранения
возникающих неисправностей обязательна
маркировка всех линий газового
анализа и дистанционных измерений
путем навешивания на концы и в
местах подвески резиновых и
металлических трубок, проводов, шлангов
бирок (пластмассовых,
металлических или картонных) с нанесенными
на них сокращенными
наименованиями измерений, а у СИ, аппаратуры
и устройств — соответствующих
табличек. При этом одним верхним
штрихом обозначают участок до и
двумя штрихами — за
контролируемой поверхностью нагрева
(например, uiIU,cl2, <11Дкт2 —температура
газообразных продуктов горения в
точках 2 до и за
воздухоподогревателем I ступени).
Провода и шланги должны
подвешиваться в местах проходов по
условиям предупреждения их
повреждения и техники безопасности
на высоте не ниже 2,5 м; не должно
допускаться провисание шлангов во
избежание скопления в них
конденсата из транспортируемых газов.
Соединения проводов следует
пропаивать и хорошо изолировать, скрутка
оголенных концов проводов не
должна допускаться во избежание
внесения неконтролируемых погрешностей
при измерениях.
Места установки щитов и столов
следует выбирать в зонах, не
подвергающихся воздействию вибрации
и сквозняков, отрицательно
сказывающихся на результатах анализа
газов, показаниях весов при рассеве
пыли и др. Стационарную установку
чувствительных к случайным ударам
и задеваниям переносных СИ
(газоанализаторов, ваттметров и др.) не
предусматривают, для них выделяют
25
постоянные рабочие места, где СИ
устанавливают лишь на время опыта,
а затем снимают, очищают,
проверяют и переносят на хранение.
Должны быть сопоставлены
показания вновь устанавливаемых и
эксплуатируемых приборов для
измерения одного и того же параметра.
При установке датчиков СИ в
плоскости одного сечения и близком их
расположении разница в показаниях
сравниваемых СИ не должна
выходить за пределы их класса точности.
В противном случае оба прибора
подлежат поверке. Желательно датчики
этих приборов устанавливать в
центре тарируемых сечений, с тем чтобы
по окончании тарировок не
пересчитывать поправочные коэффициенты к
показаниям СИ. Как правило, для
измерений должны использоваться
автоматические СИ, однако если же
часть измерений придется
вынужденно вести с привлечением лаборантов-
наблюдателей, то руководитель
испытаний уточняет функции членов
бригады и распределяет по участкам
работ лаборантов-наблюдателей,
исходя из их специальностей,
образования, опыта работы и физических
данных. Для возможности в
экстренных случаях подмены любого
лаборанта-наблюдателя необходимо
одного из них (наиболее
подготовленного и опытного) назначить
резервным для всех постов
наблюдений. Руководители участков
наблюдений должны подготовить
лаборантов-наблюдателей (табл. 2.4)
к предстоящим испытаниям,
проинформировать о целях и важности их
труда, ответственности каждого
наблюдателя за порученную работу, о
функциях руководителей участков
работ и всей бригады. Это позволит
организовать и обеспечить четкое и
качественное исполнение заданий
наблюдателями, быстрое устранение
неполадок в работе. Наблюдатели
должны знать, что при резких
отклонениях в показаниях СИ и их
неисправностях до и во время опытов
они обязаны немедленно извещать об
этом ответственного за пост
наблюдений, а при его отсутствии —
руководителя испытаний. Все
наблюдатели до начала работ в цехе должны
пройти инструктаж по технике
безопасности и оказанию неотложной
медицинской помощи. Подготовка
наблюдателей завершается
проверкой их работы во время учебного
опыта (опытов) с последующим
разбором действий отдельных
исполнителей и корректировкой в случае
необходимости последовательности
записи в журналах наблюдений
(табл. 2.5).
Записи в журналах наблюдений
должны вестись только чернилами
или пастой (карандашные записи не
допускаются); наблюдателям не
разрешаются какие-либо другие работы
(подсчеты и пр.), кроме снятия
показаний с порученных СИ в
установленной последовательности и
проверки аппаратуры, линий с
разрешения ответственного за пост
наблюдений. Это позволяет предупреждать
ошибки и быстрее освоить
порученный участок работ.
Руководитель испытаний кроме
перечисленных организационных работ
по подготовке к испытаниям ведет
также общее руководство ими,
согласовывает с соответствующей
администрацией рабочую программу,
устанавливающую при испытаниях
обеспечение необходимых режимов,
последовательность оперативных
переключений в технологических
схемах предприятия, требования к
поддержанию основных параметров,
меры безопасности. На основе
рабочей программы руководитель
испытаний дает заявки на обеспечение
необходимых для опытов режимов,
устанавливает их через вахтенный
персонал и контролирует их
поддержание, определяет объем измерений
и периодичность записей показаний
СИ и отборов проб, устанавливает
время начала и окончания опыта,
следит за работой на постах
наблюдений. Руководитель испытаний
единолично ведет дневник испытаний и
руководит обработкой их
материалов. В дневник с начала подготовки
26
Таблица 2.4. Объем знаний и обязанностей лаборантов-наблюдателей, привлекаемых к
испытаниям котлов
Наименование работ
Объем знаний
Обязанности при испытаниях
Анализ газообразных
продуктов горения
Разделка проб
твердого топлива
Измерения
температуры
Измерения
разрежения, давления и расхода
воздуха
Определение расхода
воды
Отбор проб очаговых
остатков
Обработка материалов
испытаний
Испытания и значение в них
газового анализа
Устройство переносного
газоанализатора и его частей
Способы определений
компонентов продуктов горения
Проверка на плотность линий
транспорта анализируемых газов
и аппаратуры
Сопоставление результатов
анализа по отдельным
показаниям газоанализаторов
Смена растворов реактивов
Регулирование отсоса
газообразных продуктов горения по
отдельным точкам отбора для
одного газоанализатора
Отбор проб газообразных
продуктов горения на полный анализ
Значение испытаний и влияние
отбора проб на результаты
испытаний
Разделка проб для отбора на
влажность
То же на полный анализ
Способы упаковки и
маркировка проб
Принцип работы СИ и их
ценность
Способы правильных отсчетов
Неполадки СИ и способы их
устранения
Порядок записей
Устройство СИ
Правила заливки СИ,
наименование заливаемой жидкости
Способы определения
плотности линий
Неполадки СИ и способы их
устранения
Устройство расходомеров
(дифференциальных манометров
и т п.), признаки их
неисправности
Схема измерения
Устройство трубок Альнера,
ВТИ, циклонов, эжектора, весов
Правила включения отборных
установок
Порядок отбора, разделки,
упаковки и маркировки проб
уноса, шлака
Порядок ведения журналов
Подсчет средних значений
измеренных показателей
Установка и включение
газоанализаторов в работу
Проверка линий подачи
анализируемых газообразных
продуктов горения, аппаратов и
реактивов
Производство анализов
Записи в журналы наблюдений,
проверка состояния плотности
линии и установки для газового
анализа
Выключение газоанализаторов
из работы, снятие их, промывка
и уборка на хранение
Отбор первичной пробы
Закладка первичной пробы на
хранение
Разделка проб
Упаковка и маркировка проб
Отсчет температур и запись их
в журналы наблюдений
Установка и снятие СИ
Содержание СИ в чистоте
Отсчеты по СИ и запись их в
журнал наблюдений
Проверка тягонапоромеров и
микроманометров
Определение угла наклона
трубки микроманометра
Запись показаний СИ в
журналы наблюдений
Отбор и взвешивание проб
Очистка фильтров
Разделка проб
Упаковка проб и их
маркировка
Обработка журналов
наблюдений в объеме, определяемом
руководителем испытаний
27
Таблица 2.5. Форма журнала наблюдений
Наименование организации, проводящей испытания
Установка
Опыт № Дата опыта 19 г.
Пункты
наблюдения
Номера
приборов
Журнал №
наблюдений
Объект наблюдения
наблюдения
1
Время
наблюдения
ч мин
2
Единицы измеряемых величин
3
4
5
6
7
8
9
Примечание
10
Подпись наблюдателя
и до конца испытании должны
вноситься данные по всем режимам и
особенностям поведения котла,
отклонениям от нормальных условий
работы его элементов и СИ в целях
обеспечения правильного анализа
данных отдельных опытов и всех
испытаний в целом.
Ответственные за посты
наблюдений обеспечивают перед опытами
подготовку рабочих мест с
установкой, настройкой СИ и записью в
журналы наблюдений их номеров,
инструктируют наблюдателей,
заполняют «шапки» журналов наблюдений
(наименование установки, номер
журнала, номер и дату опыта) и
графы «Пункты наблюдения», в
которые наблюдатели накануне
рабочего дня заносят сокращенные
названия контролируемых параметров
(для каждого параметра должна
выделяться отдельная графа в целях
предупреждения случайного пропус-
28
ка наблюдателем записи отдельных
параметров или операций). Во время
опытов ответственные за посты
наблюдений организуют и
контролируют работу на порученных участках,
принимая меры по быстрейшему
устранению неполадок на рабочих
местах во избежание срыва опытов и
затяжки испытаний. По окончании
опытов ответственные за посты
наблюдений должны собирать
заполненные и подписанные
наблюдателями журналы наблюдений, визировать
их, комплектовать в порядке
установленных номеров и сдавать
руководителю испытаний.
В графу «Примечание» журналов
наблюдений ответственные за посты
должны вносить отметки о
произведенных исправлениях в рабочих
графах, а до начала опыта сделать
запись о периодичности записей
контролируемых параметров.
Ответственные за посты наблюдений должны
обеспечивать четкость записей и
сохранность журналов наблюдений;
наблюдателям они передаются
закрепленными в «скоросшивателях»
(папках), на лицевой стороне
которых наносятся постоянные номера
журналов наблюдений. В свободные
от опытов дни проводят подготовку
к новым опытам и обработку
материалов наблюдений.
Следует подчеркнуть, что от
личных качеств руководителя испытаний
и ответственных за посты
наблюдений во многом зависят уровень и
оперативность проводимых работ,
надежность и представительность их
результатов. В связи с этим от них
требуется активная личная
подготовка к предстоящим испытаниям, в том
числе внимательное изучение
документации по ранее проводившимся
наладочным и другим работам на
данном оборудовании.
Руководитель и члены
испытательной бригады не должны подменять
своими действиями работы
вахтенного персонала и не создавать
аварийных ситуаций, неукоснительно
соблюдать правила техники
безопасности. В аварийных ситуациях
руководитель испытаний и ответственные
за посты наблюдений должны
прекратить свою работу, оперативно
вывести из цеха членов бригады,
убрать, если это позволяет обстановка,
переносные приборы и обеспечить их
сохранность.
2.4. ОСОБЕННОСТИ
ИСПЫТАНИЙ,
СВЯЗАННЫЕ С ПРОВЕРКОЙ
НАДЕЖНОСТИ
РАБОТЫ ВОДОПАРОВОГО
ТРАКТА
2.4.1. ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ
НАДЕЖНОСТИ, КОНТРОЛИРУЕМЫЕ ПРИ
СТАЦИОНАРНЫХ РЕЖИМАХ
Основные показатели надежности,
подлежащие проверке по экономай-
зерным, парообразующим и паро-
нерегревательным поверхностям
нагрева, приведены в табл. 2.6. При
составлении программы испытаний
котлов с новыми или
реконструированными схемами водопарового
тракта для определения перечисленных
в табл. 2.6 показателей надежности
необходимо предварительно
ознакомиться с заводскими расчетами
циркуляционных и гидравлических
характеристик, а в отдельных случаях
провести в соответствии с [20]
поверочные расчеты.
В котлах с естественной
циркуляцией наиболее разверенными
(находящимися в наиболее опасных
температурных условиях) обычно
являются испарительные слабообогре-
ваемые трубы. В котлах с
принудительным движением рабочего тела,
если нарушение надежности
обогреваемых элементов не связано с
нарушением гидравлического режима,
опасными могут быть трубы наиболее
обогреваемые и с наименьшим
расходом рабочего тела. Если же в котлах
с принудительной циркуляцией
возможно появление или имеются
нарушения нормального гидравлического
режима — запаривание вследствие
застоя или опрокидывание рабочего
тела, в этих случаях
экспериментальной проверке надежности должны
подвергаться наименее обогреваемые
трубы.
Для котлов всех типов допустимые
наружные температуры стенок не
должны в соответствии с
руководящими указаниями по жаростойкости
труб паровых котлов (табл. 2.7)
достигать температуры окалинообразо-
вания или температуры изменения
структуры металла.
Скорость изменения допустимых
отклонений основных параметров
(см. табл. 2.6) не должна превышать
±2 %/мин значения параметров в
исходном установившемся режиме.
Отдельные показатели
погрешностей измерения, приведенные в
табл. 2.6,— расход рабочей среды и
ее массовая скорость в элементах
контура, приращение энтальпии,
коэффициенты тепловой и
гидравлической разверки, неравномерность теп-
29
Таблица 2.6. Основные показатели, объем измерений и определений при проверке надежности
[21—24]
Наименование
Парогенерирующие контуры
котлов с естественной
циркуляцией
Парогенерирующие контуры
прямоточных и водогрейных котлов
Основные определяемые
показатели
Измеряемые и
определяемые параметры по водопа-
ровому и газовому трактам
котла (обязательные и по
необходимости)
Гидравлическая раз-
верка
Температурная развер-
ка
Опрокидывание потока
рабочего тела
Застой и свободный
уровень рабочего тела
Снос пара
Расслоение потока
Скорость циркуляции в
контуре и по отдельным
экранным трубам
Скорость рабочего тела
в опускных трубах
Полезный напор экрана
Сопротивление
опускной системы контура
Расход пара в выносных
солевых отсеках
Уровень воды в
выносных солевых отсеках
Давление насыщенного
пара в барабане котла
Температура металла
разверенных экранных
труб и труб, находящихся
в зоне наибольших
тепловых потоков
Теплогидравлическая разверка
Апериодическое нарушение
устойчивости рабочего тела
Нарушение пульсационной
устойчивости рабочего тела
Застой движения рабочего тела
Расслоение потока
Расход и средняя массовая скорость
рабочего тела в целом по контуру,
расход и массовая скорость в его
элементах
Температура рабочего тела на
входе и выходе из контура
Максимальная температура на
выходе из элементов контура
Недогрев до температуры кипения в
контуре (для водогрейных котлов)
Давление рабочего тела на выходе
из контура (или на входе в контур, или
в конце испарительной части парового
котла); для водогрейного котла также
давление на входе в котел
Тепловосприятие (приращение
энтальпии в контуре)
Температура металла отдельных
труб в зоне обогрева
Перепад давлений рабочего тела в
контуре (от входа до выхода)
Коэффициенты тепловой разверки,
гидравлической разверки,
неравномерности тепловосприятия
Допуски отклонений
основных параметров от
номинальных значений (в
числителе для котлов с
£>ном^260 т/ч, в
знаменателе — до 260 т/ч), %:
паропроизводитель-
ность
расход питательной
воды
давление
Температура
питательной (сетевой на входе и
выходе из котла) воды, °С
Температура перегретого
пара (свежего и
промежуточного), °С
Погрешность
определения показателей, получен-
±5/±10
±5/±10
±5/±10
±2/±2
Скорость циркуляции,
о/
Паровые котлы:
±5/±Ю
±5/±Ю
±5/±10
+ 2/±2
Водогрейные котлы:
Расход и массовая скорость
рабочего тела,
/о
.±5
30
водопарового тракта энергетических, паровых и водогрейных котлов в стационарных режимах
Водяные экономайзеры
Теплогидравлическая разверка
Апериодическое нарушение устойчивости
рабочего тела
Нарушение пульсационной устойчивости
рабочего тела
Застой движения рабочего тела
Опрокидывание потока рабочего тела
Расслоение потока
Общий расход и средняя массовая скорость
рабочего тела в целом по схеме на входе в
котел или экономайзер, расход и массовая
скорость рабочего тела в элементах схемы
Температура рабочего тела на входе и
выходе из ступени, на входе в элементы схемы
Недогрев до температуры насыщения в не-
кипящей части и за некипящим экономайзером
Максимальная температура рабочего тела
на выходе из элементов ступени
Максимальная температура стенок труб в
зоне обогрева
Давление рабочего тела на входе и выходе
Средняя температура продуктов сгорания в
сечениях по ступеням
Тепловосприятие (приращение энтальпий)
по ступеням
Массовое паросодержание в кипящей части
и на выходе
Температура верхней и нижней образующих
горизонтальных и слабонаклонных труб
Коэффициенты тепловой разверки,
гидравлической разверки, неравномерности тепло-
восприятия
±5/±Ю
±5/±Ю
±5/±Ю
±2/±2
Общий расход и средняя скорость рабочего
тела в целом по схеме на входе в котел или
Пароперегреватели (свежего пара
и промежуточные)
Теплогидравлическая разверка
Регулировочные, тепловые и гидравлические
характеристики
Температура пара на входе и выходе
поверхности нагрева, ее элементов (подпотоков,
ступеней, панелей, контуров, витков, труб)
Максимальная температура пара на выходе
из элементов поверхности
Температура пара и максимальная
температура металла труб в зоне обогрева
Давление пара на выходе и входе
поверхностей и их элементов (перепады этих давлений)
Изменение давления по длине коллекторов
(при необходимости)
Расход пара в поверхности и ее элементах
Давление, температура и расход собственного
конденсата и питательной воды, подаваемой
во впрыскивающий пароохладитель
Давление и температура пара на входе и
выходе поверхностных пароохладителей, его
расход
Давление и температура греющего пара на
входе и выходе паропарового (газопарового)
теплообменника, расход этого пара
То же нагреваемого пара
Расход пара парового байпаса
Температура пара после смешения пара
парового байпаса с основным потоком
Температура, состав и расход продуктов
сгорания по газовому тракту котла
±5/±10
±5/±10
±5/±Ю
±2/±2
Температура пара и металла, °С . . ±10
Давление пара, питательной воды, конден-
31
Наименование
Парогенерирующие контуры
котлов с естественной
циркуляцией
Парогенерирующие контуры
прямоточных и водогрейных котлов
ных при обработке
результатов измерений
Скорость рабочего тела
в опускных трубах, %...—
Полезный напор
экрана, % . . ±5
Сопротивление
опускной системы контура,
% ±5
Расход пара в
выносных солевых отсеках,
% ±5
Уровень воды в
выносных солевых отсеках,
% ±5
Давление насыщенного
пара в барабане, % ±5
Температура на входе и выходе из
контура и его элементов, °С:
для паровых котлов . . ±10
для водогрейных котлов =ь5
Недогрев до кипения для
водогрейных котлов, °С . . ±5
Давление на входе и выходе из
контура, % . ±2
Перепад давлений в контуре (от
входа до выхода), % . . ±5
ловосприятия для прямоточных и
водогрейных котлов и некоторые
другие— определяют без
нормирования точности. Для измерения
отдельных параметров могут быть
использованы индикаторы (их перечень
указывается в рабочей программе
испытаний). Для измерения показателей
с нормируемой точностью должны
использоваться самопишущие СИ с
аналоговой, цифровой или иной
формой записи (непрерывной или с
периодичностью регистрации не более
Таблица 2 7. Предельно допустимые
температуры наружной поверхности труб котлов, °С
Марка
стали
20
12Х1МФ
12Х2МФСР
ЭИ531
ЭИ756
X18H12T
Мазут
410
540/585
585
585
620
610
Топливо
Эстонский
сланец
450
540
540
545
560
610
Остальные
гетические
топлива
450
585
585
600
630
640
Примечание Допустимая температура
наружной поверхности экранных труб из стали
12X1МФ мазутных котлов с местными
удельными тепловосприятиями более 470 Вт/м2
ограничивается 540 °С
120 с). На головных котлах при
большом количестве измеряемых
параметров желательно применять
автоматизированные системы сбора
информации с записью ее на
накопителях (перфо- или магнитных
лентах) с последующей обработкой
материалов на ЭВМ. В двухпоточных
прямоточных котлах симметричной
конструкции и при симметричной
компоновке циркуляционных
контуров котлов с естественной
циркуляцией допускается проверка
надежности одного регулируемого потока
и контуров, расположенных в одной
половине топки, при этом режимные
параметры котла должны
контролироваться по обеим сторонам и по
второму потоку.
Длительность каждого опыта в
стационарном режиме во всех
названных видах испытаний: для пыле-
угольных котлов — не менее 2 ч, для
газомазутных—не менее 1 ч. При
этом нагрузка котла не должна
превышать установленной паропро-
изводительности (тепловой
мощности для водогрейных котлов), а
температура перегрева пара и рабочее
давление — максимально
допустимых значений, установленных
заводом-изготовителем. В котел должно
32
Водяные экономайзеры
экономайзер, % . ±5
Температура рабочего тела на входе и
выходе из ступени, °С ±5
Температура рабочего тела на входе и
выходе из элементов схемы, °С .... ±5
Температура на верхней и нижней
образующих горизонтальных и слабонаклонных труб,
°С ±5
Недогрев до температуры насыщения в не-
кипящей части и за некипящим
экономайзером, °С . . ±5
Температура продуктов сгорания в сечениях
по ступеням, °С .... ±10
Давление рабочего тела в схеме на входе
и выходе, % . . ... ±2
Перепад давлений рабочего тела от входа
до выхода (сопротивление), % ±5
подаваться топливо
предусмотренного программой испытаний качества.
Состояние котла должно отвечать
условиям, оговоренным этой
программой. Параметры работы котла
контролируют по поверенным
штатным СИ. Если опыты не совмещаются
по времени с режимно-наладочными
работами, то их проводят в порядке,
предусмотренном программой
испытаний котла.
Применительно к прямоточным
котлам для проверки надежности
парообразующих поверхностей нагрева
опыты проводят на номинальной,
двух-трех промежуточных (обычно
0,7 D„om и 0,5 D„0m) и минимальной
нагрузках. По их данным строят
статические характеристики —
зависимости температур и давлений по
водопаровому тракту, показатели
гидравлической устойчивости
проверяемых контуров; определяют
допустимый диапазон нагрузок по этим
показателям. На нагрузке, близкой
к номинальной, проверяют влияние
на показатели надежности избытка
воздуха в топке, сочетания
работающих горелок (мельниц), температуры
питательной воды (отключая ПВД),
загрузки дымососа газовой
рециркуляции и др. На водогрейных котлах
2 В И Трембовля и др
Продолжение табл. 2.6
Пароперегреватели (свежего пара
и промежуточные)
сата, % . ±2
Расход пара, воды, конденсата, % ±5
Температура продуктов сгорания, % ±5
Избыток воздуха, % . . . . . 3,5
Расход продуктов сгорания, % . . . 2,5
Тепловосприятие, % . . ±2
проводят аналогичные опыты с
различной температурой сетевой воды на
входе (на выходе она должна быть
на 35—40 °С ниже температуры
насыщения при рабочем давлении в
выходном коллекторе), с
минимальным давлением на выходе, с
минимально допустимым расходом воды.
У котлов с естественной
циркуляцией проверку надежности
циркуляции осуществляют на номинальной и
трех частичных нагрузках — 0,5 Д,ом,
0,7 D„om и на нижнем пределе
регулировочного диапазона (техническом
минимуме нагрузки). На
номинальной или близкой к ней
(преобладающей в эксплуатации) нагрузке^про-
веряют влияние на надежность
циркуляции избытков воздуха в топке,
степени рециркуляции продуктов
сгорания, различных сочетаний
работающих горелок (мельниц),
снижения на 40—50 % температуры
питательной воды и др. Далее
определяют минимальную и максимальную
нагрузки по условиям надежности
циркуляции в отдельных панелях
экранов. Первая из них лимитируется
снижением скорости в разверенных
трубах обычно до 0,3 м/с, (кроме
затененных угловых и соседних с
ними труб) или появлением в них
33
опрокидывания потока.
Максимально допустимую нагрузку определяют
по показателям падения скоростей
в экранных трубах, прекращения
роста или снижения полезного напора
и скоростей в опускных трубах.
Объем контроля, количество и
размещение СИ определяют в каждом
конкретном случае применительно к
конструкции котла и задачам
испытаний (обычно скорость циркуляции
в каждой проверяемой панели
контролируется не более чем на 25 %
ее экранных труб и во всех опускных
трубах данной панели). Режимы
должны поддерживаться в
соответствии с эксплуатационными
режимными картами, при наличии
основного и резервного топлив опыты
проводятся на обоих топливах.
Надежность водяных
экономайзеров проверяют в режимах с
включенными ПВД, при снижении
давления рабочего тела, повышенных
против расчетных температурах
продуктов сгорания и избытках воздуха,
причем во всех элементах в некипя-
щей части должен сохраняться
устойчивый недогрев до кипения, а
внутри кипящей части — насыщение.
Если же такое состояние не
выдерживается, то температуры стенки в
обогреваемой зоне не должны
выходить за пределы, приведенные в
табл. 2.7. Температурный режим
пароперегревателей проверяют в
зависимости от изменения нагрузки
котла, избытка воздуха в топке,
величины рециркуляции продуктов
сгорания.
2,4.2. МЕТОДЫ ПРОВЕРКИ
ОБЕСПЕЧЕНИЯ КРИТЕРИЕВ
НАДЕЖНОСТИ
Теплое идравлическая разверка,
возникающая вследствие неравномерности тепловос-
приятия и гидравлической неравномерности
параллельно включенных труб, определяется
коэффициентами тепловой, температурной и
гидравлической разверок и находится по
отклонению расходов (массовых скоростей) и
выходных температур в отдельных трубах
или элементах групп труб поверхностей
нагрева от средних значений этих параметров
в этой же поверхности.
Коэффициент тепловой разверни pq
определяется отношением приращения энтальпии в
отдельной трубе (витке) А/*т к приращению
энтальпии в поверхности нагрева (элементе)
А/гЭ1:
р^ = ДЛт/ЛЛ,1 = 1+бЛ/ДЛэл, B.1)
где 6/г — превышение приращения энтальпии
в разверенной трубе над средним в элементе.
Неполное перемешивание рабочего тела
в предшествующих элементах учитывают
по формулам C.03) и C.04) в [20] с учетом
схем соединения элементов.
Для определения тепловой разверки
необходимо знать энтальпию на выходе из каждой
трубы. Прямыми измерениями ее можно
определить лишь при исследовательских работах,
переводя часть труб в режим
труб-калориметров с автономным питанием.
При определении тепловосприятия
экранных труб, Вт/м2, косвенным методом — по
температуре стенки — расчет ведут по
упрощенной формуле
*=TL ('»-'■). B.2)
Ост
где /ст — измеренная температура стенки, °С;
/в — температура воды в трубе, °С; бст —
толщина стенки трубы в точке измерения
температуры, считая от внутренней поверхности
трубы до точки закладки концов ПТ, м;
а — теплопроводность металла стенки,
Вт/(м-К).
Полное тепловосприятие экрана, Вт,
£э = </ср#э, B.3)
где <7сР — среднее удельное тепловое
восприятие экрана по высоте и ширине топки,
определяемое из графика эпюры локальных тепло-
восприятий, Вт/м2; Нэ — радиационная
площадь поверхности экрана, м2, определяемая
по [25, гл. 6].
Паропроизводительность экрана котла с
естественной циркуляцией, т/ч,
где Ga — количество воды, поступающей в
экран, т/ч, г — теплота парообразования при
давлении в барабане, кДж/кг; \liH — недогрев
воды до кипения в барабане:
MiH=h "" ; B.5)
Кс ц
здесь h', /i"B э — энтальпия соответственно
насыщенного пара и воды за водяным
экономайзером, кДж/кг; kQ u — средняя кратность
циркуляции в экранах- kc n=Gon/DK\ Gon —
общий расход воды через опускные трубы,
кг/с; DK — нагрузка котла, кг/с.
Коэффициент температурной разверки в
гидравлическом элементе рт определяется
отношением температуры рабочего тела на выхо-
34
де из разверенной трубы tl к средней
температуре на выходе из элемента /к:
Рт=«/7"к==1+6/т/Гк, B.6)
где 6/т — максимальное отклонение темпера-
'туры рабочего тела в элементе или его участке,
определяемое по превышению температуры
рабочего тела в наиболее нагретой трубе над
средней.
Температурный режим поверхностей
нагрева контролируют с использованием
поверхностных ПТ, устанавливаемых на выходе
труб, и температурных вставок, позволяющих
измерять в обогреваемой зоне температуру
металла лобовой и тыльной частей
вертикальных труб, а для горизонтальных —
дополнительно верхней и нижней частей. На котлах
с газоплотными плавниковыми экранами,
кроме указанных показателей надежности,
необходимо проверять температурные условия
работы межтрубных перемычек (особенно
лобовую поверхность перемычки), на которые
воздействуют высокие температуры и
собственное несимметричное температурное поле
при прохождении через смежные трубы
рабочего тела с разной температурой. Для
температурного контроля таких экранов
необходимо применять температурные вставки.
Для контроля разности температур соседних
труб используют дифференциальные ПТ.
Коэффициент гидравлической разверни
рг определяется отношением расхода
рабочего тела GT в отдельной трубе (в отдельном
витке) к среднему расходу в трубах элемента
G:
Рг=ат/7Г. B.7)
При равенстве диаметров всех труб
гидравлического элемента коэффициент
гидравлической разверки может быть определен
по отношению массовых скоростей оутр/(дор),
где wT и w — скорость соответственно в
отдельной трубе и средняя скорость в трубах
элемента, м/с; р — плотность рабочего тела,
кг/м3.
Для котлов сверхкритического давления
расчетные массовые скорости, кг/(м2-с), при
DH0M по [20] следующие:
Топливо Нижняя ра- Верхняя
радиационная диационная
часть часть
Угли, включая
антрацит 2000 1000—1500
Мазут 2500 1500—2000
Газ 1500 1000
Эти значения при наличии рециркуляции
рабочего тела или рециркуляции продуктов
горения допускается уменьшать примерно
на 20%.
Поскольку начальные участки (/^2 м)
наиболее обогреваемых труб, расположенные
непосредственно за раздающим коллектором,
находятся в наиболее тяжелых условиях по
теплообмену из-за интенсивного обогрева
(q^ 232,6 Вт/м2), в них должны быть
обеспечены массовые скорости не ниже
приведенных в [20, рис. 3.5—3.7].
При минимальных нагрузках массовые
скорости потока в трубах в области ядра
факела не должны быть менее [20]:
(йур)мн„=400 кг/(м2-с) при р<10 МПа;
(ш,р)мин = 500 кг/(м2-с) при р>10 МПа.
Гидравлическую разверку определяют
измерением расхода на входе в отдельные трубы
с использованием индивидуальных расходо-
мерных устройств — напорных трубок или
дроссельных шайб.
Коэффициенты тепловой и гидравлической
разверок связаны отношением
Р* = ПкПт/Рг, B-8)
где г|к — коэффициент конструктивной
нетождественности, определяемый по отношению
площади обогреваемой поверхности ST
отдельной трубы (отдельного витка) к средней
площади поверхности обогреваемых труб
элемента S: \\K = ST/S; цт—коэффициент
неравномерности тепловосприятия в элементе,
определяемый по отношению среднего
удельного тепловосприятия разверенной трубы (раз-
веренного витка) qT к среднему удельному
тепловосприятию элемента q3J]: y\T = qT/q^.
Кроме того, при расчетной проверке
гидравлической неравномерности используется
коэффициент гидравлической
неравномерности г|г, определяемый отношением полного
коэффициента гидравлического
сопротивления разверенной трубы гЛ к полному
коэффициенту гидравлического сопротивления
элемента 2ЭЛ:
Пг = 2т/2эл. B.9)
Значения zT и z31 принимают по данным
[20, гл. 2]. Связь между коэффициентами
гидравлической разверки и неравномерности
для пароперегревателей и некипящих
экономайзеров определяют по формулам C.10)
и C.11) в [20].
Застой циркуляции рабочего тела
определяют по снижению его расхода в отдельных
элементах контура до нуля или до значений,
близких к нулю (менее 30% номинального).
Кроме того, при этом отмечается подъем
температуры стенки в зоне обогрева,
происходящий вследствие застоя паровых пузырей
в зонах местных сопротивлений. Отсутствие
или наличие застоя проверяют путем
измерения скорости рабочего тела в подъемных
трубах (см. гл. 8).
Расчетные рекомендуемые значения
скорости при стационарных режимах
следующие [20]:
Трубные элементы Скорость, м/с
Экраны, непосредственно
введенные в барабан 0,5—1,5
Экраны, имеющие верхние
коллекторы . 0,2—1,0
Двухсветные экраны 0,5—2,0
Экраны котлов малой мощности 0,2—0,8
2*
35
Первые три ряда труб первых
кипятильных пучков .... 0,5—1,7
Остальные ряды труб первых
кипятильных пучков . ... 0,1—0,3
Второй и третий пучки
кипятильных труб ... .... 0,1—0,5
Поскольку характеристики работы
подъемных и опускных элементов жестко связаны,
для проверки отсутствия застоя достаточно
измерить расход котловой воды по опускным
трубам и, используя результаты этих
измерений, составить уравнения материального
баланса в подъемной и опускной частях:
lGn = lGon B.10)
или
ЗбООр (w\nfin + ^211/2.1 + ... + ш„„/„п) =
= ЗбООр ( W юп/юп + W2011/2011 + • • • + Wn он//» on) ,
B.11)
где Gn и Gon — расход котловой воды
соответственно в подъемном и опускных контурах,
кг/ч; р — плотность котловой воды при
температуре насыщения, соответствующей
давлению пара в котле, кг/м3; win, w2n и т д.—
средние скорости котловой воды в каждой
подъемной трубе, м/с; значения их находят
планиметрированием эпюр, строящихся для
всех труб по значениям измеренных скоростей
в отдельных трубах, w\on, W20n — то же для
ОПуСКНЫХ Труб, М/С; /|„, /2п, //in, /ion, Ьоп, -.,
/«он — сечение соответственно подъемных и
опускных труб проверяемого контура, м2.
При правильном измерении расхождение
данного баланса не должно превышать 5%.
ZGn-£Gon 1Q0<5
lGa
Практика показывает, что в режимах
изменения нагрузок при постоянном давлении
ненадежными по показателю застоя циркуляции
оказываются трубы, скорости в которых
близки к нулевой (расход рабочего тела до 10 %
минимально допустимого). Если же вектор
скорости меняет свое направление очень
быстро (мгновенно), то такой режим не дает
оснований для утверждения о наличии процесса
застоя.
Свободный уровень в экранных трубах,
введенных в барабан и выносные циклоны
выше уровня воды, натурными испытаниями
не проверяют. Косвенно можно судить о
наличии свободного уровня по температурам
металла верхней части экранных труб (в них
скорость циркуляции близка к нулевой),
значительно превышающих температуры в
средней части экрана Контроль этих температур
в зоне обогрева ведут по температурным
вставкам.
В парообразующих трубах с опускным
движением котлов с принудительной
циркуляцией докритического давления средняя
массовая скорость рабочего тела должна быть
не менее 500 кг/(м2-с), в котлах
сверхкритического давления проверку на застой обычно
не проводят, за исключением случаев сильного
шлакования подъемных труб и затенения
угловых.
В водяных кипящих экономайзерах
массовая скорость в разверенной трубе, достаточная
для выноса пара из горизонтальных труб,
должна быть не менее 300 кг/(м2-с) При
этом же значении обеспечивается вынос
газовых пузырей из труб экономайзеров некипя-
щего типа котлов докритического давления
и конвективных экономайзеров котлов
сверхкритического давления.
Проверку застоя следует проводить при
наименьших нагрузках котла, гарантированных
заводом-изготовителем для длительной работы
агрегата.
Показателями опрокидывания циркуляции
являются смена вектора скорости по
показаниям напорных трубок на противоположный
в течение длительного времени (не на
мгновение) и быстрый рост температуры стенки
трубы в запариваемой зоне. Это явление
связано со скольжением пара в трубе и
невозможностью преодолеть им динамическое
воздействие движения воды вниз. Опрокидывание
потока проверяют в экранных трубах котлов
с естественной циркуляцией, введенных в
барабаны и выносные циклоны ниже уровня
воды или в коллектор В прямоточных котлах
и водяных экономайзерах опрокидывание
потока проверяют независимо от их рабочего
давления. Проверку на опрокидывание
проводят одновременно с проверкой застоя.
Отсутствие вихревых воронок над
опускными трубами обеспечивается минимальной
высотой столба воды h (м) над входными
сечениями опускных труб диаметром drp (мм),
при которой над ними не появляются вихревые
воронки (рис 2.5), и его проверяют расчетом
по [20]. Условную скорость воды w6 в объеме
барабана, м/с, определяют по наименьшему
сечению на пути ее поступления к
проверяемым трубам:
Скорость 6'опускных трубах, м/с
Рис. 2.5. Минимальная по условиям
отсутствия вихревых воронок высота уровня в
барабане котла над входом в опускные трубы
36
где D — паропроизводительность котла
(отсека), кг/ч; k — средняя кратность
циркуляции в котле (отсеке), кг/кг; р— плотность
котловой воды при температуре насыщения,
кг/м3; / — площадь сечения набегающего
потока циркулирующей воды, поступающей
к опускным трубам, м2.
При продольном токе воды в барабане и
отсутствии устройств, суживающих движение
потока,
f = 0,39dl±Midc» B 14)
где da — диаметр барабана, м, \h —
расстояние уровня воды от оси барабана, м.
При наличии сужений потока условную
скорость подсчитывают по фактической
площади сечения потока.
Для поперечного тока воды в барабане
l = hlt B.15)
где h — средняя высота от нижней
образующей барабана или перегородки до среднего
уровня воды, м; / — длина части барабана,
в которой расположены проверяемые опускные
трубы, м.
В случае наличия над опускными трубами
жалюзийных решеток высота минимального
уровня принимается уменьшенной против
расчетной в 2 раза.
Отсутствие сноса пара в опускных трубах
из барабана проверяют по:
отсутствию пульсационных изменений
скоростей в опускных и подъемных трубах
циркуляционного контура,
отсутствию пульсационных изменений
полезных напоров в контролируемом контуре.
Полезный напор, Па,
Рпол = А/г(рж-()и)-//(()в-р'), B 16)
где Sh — показание дифференциального
манометра, м, h — высота между точками отбора
давления трубками (Нифера), измеряющими
статическое давление в барабане и во входном
коллекторе циркуляционного контура, м,
(>ж, рв, р' — плотность соответственно рабочей
жидкости в дифференциальном манометре,
воды над рабочей жидкостью, воды при
температуре насыщения, соответствующей
давлению пара в котле, кг/м3.
Во избежание значительной погрешности
вследствие большой температурной разницы
столбов жидкости и внесения поправок на
разницу температур в соединительной
(импульсной) линии ее необходимо прокладывать
внутри шунтовой трубы, соединяющей место
верхнего отбора давления с нижним
коллектором контура, или внутри опускной трубы
Проверку отсутствия расслоения
пароводяной смеси проводят в горизонтальных и
наклонных (вплоть до 60° к горизонту)
парообразующих трубах. В них при определенных
сочетаниях режимных параметров (давления,
массовой скорости и др.) в условиях кризисов
теплообмена водяная пленка на верхней части
периметра исчезает и температура данных
участков значительно возрастает. По условиям
надежности для таких труб массовые скорости
не должны быть ниже приведенных в [20]
Для наклонных труб считается [20], что
предупреждение расслоения достигается при
( Шр) мин = (Wp) гор — , B.17)
где (шр)гор принимают по [20], а — угол
наклона трубы к горизонтали, град
Для выявления расслоения на
парообразующих трубах устанавливают температурные
вставки или на короткое время поверхностные
ПТ по верхней и нижней образующим трубы
в нескольких сечениях по ее длине.
Показателем наличия или отсутствия расслоения
является разница или совпадение температуры
в проверяемых точках одного сечения
Проверку отсутствия апериодического
нарушения устойчивости (общекотловой
пульсации потока) рабочего тела, возникающего под
действием резких колебаний расхода топлива,
давления в котле, неустойчивости системы
питательный насос — гидравлический тракт —
система регулирования и затухающего после
устранения возмущения, осуществляют
измерением расхода рабочего тела в отдельных
элементах контура. При этом скорость
изменения расхода достигает 10 %/мин и в ряде
случаев наблюдается значительное повышение
температуры рабочего тела на выходе из
элементов или опрокидывание движения
рабочего тела в отдельных трубах.
Нарушение пульсационной устойчивости —
появление межвитковой незатухающей
пульсации потока в отдельных трубах с постоянным
периодом 10 с и более, вызываемой главным
образом изменением физических свойств
рабочего тела в зоне парообразования,
определяется синусоидальным пульсирующим
характером колебаний расхода рабочего тела,
его температуры и стенок труб в параллельных
элементах с постоянным периодом независимо
от амплитуды пульсации Поскольку фазы
колебаний расходов, как правило, не
совпадают, межвитковая пульсация внешне не
нарушает общей устойчивости
гидродинамического режима котла, вызывая в то же время
повреждения труб в результате их перегрева
или переменных температурных напряжений
Если нарушения гидравлической устойчивости
того или иного вида согласно [20]
невозможны, допускается при испытаниях не
определять соответствующие показатели При
обнаружении в результате опытов пульсаций
расхода необходимо по [20] определить
расчетным путем границу пульсационной
устойчивости поверхностей нагрева и проверить
соответствие расчетных данных
действительному расходу, при котором пульсации
отсутствуют.
Пульсацию определяют с использованием
измерительных дроссельных шайб или
напорных трубок, устанавливаемых на входе в
витки В качестве вторичных приборов
применяют самопишущие дифференциальные
манометры По их диаграммам строят для
каждого витка графики расхода воды по вре-
37
мени и по ним устанавливают амплитуду и
частоту пульсации потока. Эти же данные
служат основой для определения характера
нарушения апериодической устойчивости.
2.5. ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЕ ОПЫТЫ
2.5.1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
Опыты проводят для выявления
общей картины работы котельной
установки, проверки предварительных
выводов, сделанных на этапе
организации и подготовительных работ,
опробования СИ, для обучения
лаборантов-наблюдателей. Вначале
проверяют возможность нагружения
котла до номинальной паропроизво-
дительности по принятой в
эксплуатации технологии для
определения диапазона и ступеней изменения
нагрузок, при которых будут
проводиться тарировки, определение при-
сосов воздуха в агрегат и скоростей
воздуха и аэросмеси в горелках,
выявление влияния изменения
нагрузки на шлакование, изменение
температурного режима
поверхностей нагрева, перегрева пара. Нагру-
жение проводят от принятой в
эксплуатации минимальной нагрузки
ступенями по 0,1—0,2 номинальной.
Выдержка времени на каждой
ступени нагрузки определяется
продолжительностью измерений с момента
стабилизации основных показателей
работы котла (температуры уходящих
газов, перегрева пара, избытка
воздуха и разрежения в топке).
Стабилизация у пылеугольных котлов
обычно наступает через 2—3 ч, у
газомазутных — быстрее.
Объем и периодичность записей не-
регистрируемых показателей в
журналы наблюдений (через 10—15 мин)
устанавливает руководитель
испытаний по местным условиям; записи
ведут в течение всего опыта (при
переходных и стабильных режимах)
с отметками времени начала
перехода на новую ступень нагрузки. Для
обработки материалов учитывают
данные лишь последнего часа
каждого режима, более ранние записи
используют для оценки
характеристики процессов. На каждой ступени
нагрузок следует проверять три-
четыре режима.
Котел энергоблока должен
работать при расчетной температуре
питательной воды, соответствующей
нагрузке турбины, а на ТЭС с
поперечными связями — с постоянной
температурой, так как ее изменение
существенно влияет на температуру
перегрева пара и уходящих газов.
До опыта следует определить
предельное значение паропроизводи-
тельности котла при работе тя-
годутьевых устройств на малой
(первой) частоте вращения (для
двухскоростных электродвигателей),
поскольку при преждевременном
переходе на высокую (вторую)
частоту вращения существенно
повышается удельный расход
электроэнергии на тягу и дутье.
Во всех предварительных опытах
следует опробовать предельные
положения органов регулирования для
выявления характеристики работы
топки.
2.5.2. ИЗМЕРЕНИЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ
ПРИ ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫХ ОПЫТАХ
Тарировки пылегазовоздухопрово-
дов. Как правило, тарировки
проводят при номинальных или близких
к ним и при меньших нагрузках
(на одном из двух дымососов, на
малой частоте вращения и т. п.).
Методы проведения тарировок
рассмотрены ниже.
Проверку распределения топлива
по горелкам осуществляют
контролем работы питателей пыли и в
схемах пылеприготовления с прямым
вдуванием — питателей сырого угля.
Проверку идентичности частот
вращения приводов питателей пыли в
заданном диапазоне их работы при
автоматических бесступенчатых
системах регулирования (СВР) ведут на
одинаковых значениях указателей
положения изменением напряжения
на якорях электродвигателей, а для
старых систем регулирования — при
одинаковых положениях траверс
реостатов приводов. Руководитель
38
испытаний должен ознакомиться с
данными учета работы СБР,
влиянием их нарушений на режим работы
котла и с результатами
корректировок частот вращения приводов.
Разбежка частот вращения
питательной пыли не должна превышать
± C—5) % в диапазоне 970—
1170 c"f.
В опытах должна обеспечиваться
равная подача топлива в
параллельно работающие мельницы.
Распределение жидкого топлива по
горелкам контролируется предварительной
стендовой тарировкой форсунок по
производительности и качеству рас-
пыливания, а также установкой
индивидуальных или групповых
измерительных диафрагм. Это
необходимо и для контроля распределения
по горелкам газообразного топлива.
Проверка распределения воздуха
по горелкам. На режимах с разным
перераспределением первичного,
вторичного (и третичного) воздуха
должны быть сняты топочные изотермы
для объективной оценки
характеристик топочных процессов.
Опробование подачи первичного воздуха
должно охватывать наибольший
диапазон его расходов для определения
надежности подачи пыли без
забивания пылевоздухопроводов и
горелок пылью, с одной стороны, и для
ограничения ненормального
топочного процесса из-за избыточного
расхода воздуха — с другой.
Расходы первичного воздуха по
горелкам в схемах с
промежуточными бункерами пыли контролируют с
использованием диафрагм толщиной
10 мм, устанавливаемых в пылевоз-
духопроводах до места ввода в них
течек пыли, либо цилиндрических
термодатчиков ВТИ, не имеющих
недостатков напорных трубок при
измерении запыленных потоков.
Последние целесообразно
устанавливать в пылевоздухопроводах к
горелкам при схемах пылеприготовле-
ния с прямым вдуванием. Расход
незапыленного воздуха измеряют с
использованием СИ и методов,
описанных ниже.
Снятие предварительных
характеристик котлов с механическими
решетками. Для знания возможных
режимов варьированием скоростью
механической решетки следует снять
зависимость ее изменения от
положения регулирующих органов путем
отсчета времени прохождения
выделенного участка полотна на
расстоянии 1—2 м относительно
неподвижной отметки в топке. Надежность
работы решетки проверяют до начала
опытов снятием зависимости
нагрузки электродвигателей привода от
ее скорости. Проверку ведут на
холостом ходу на холодной топке с
изменением скорости от минимальной
до максимальной и обратно с
использованием амперметров или
ваттметров. Плотность шиберов зонного
дутья проверяют путем нанесения
порошка мела на решетку и постановки
зон под давление воздуха при
закрытых зонных шиберах. Отсутствие
перетоков воздуха между зонами и
расходы его на зоны проверяют с
использованием напорных трубок
или анемометров.
Проводя предварительные опыты
на котлах с механическими
решетками, целесообразно проверять режим
топки при различной толщине слоя
топлива, меняя скорость решетки в
целях обеспечения неизменной
нагрузки котла, а также опробовать
различное распределение воздуха
дутья по зонам.
Определение присосов воздуха в котельную
установку. Плотность газового тракта и пы-
леприготовительных установок является одним
из важнейших условий экономичной работы
котла (примерно на каждые 5 % увеличения
присосов воздуха КПД котла снижается на
0,5—1 %), поэтому перед испытаниями
необходимо измерение присосов, сравнение их с
нормативными (расчетными) и, при
необходимости, уплотнение котельной установки.
Присосы определяют путем
одновременного анализа газов на RO2 в газоходах между
отдельными поверхностями нагрева,
золоуловителя и дымососа с одновременным
измерением нагрузки котла и параметров пара.
Значение присосов в зону отдельной
конвективной поверхности нагрева подсчитывают
по разнице коэффициентов избытка воздуха
на отдельных участках газового тракта.
Например, присос воздуха на участке
промежуточного пароперегревателя
39
\Qtii itп — ОСц пп &п пп, B.18)
где а', пп, а"„„— избыток воздуха
соответственно перед и за промежуточным
пароперегревателем
Наиболее часто применяют следующие
способы определения присосов
1 Определение присосов в целом по
котельной установке (пылесистема, топка,
газоходы) по воздушному и тепловому балансам
воздушного подогревателя (при ступенчатой
схеме — по ее первой ступени). Для этого
измеряют нагрузку котла, параметры пара,
содержание R02 до и после
воздухоподогревателя, температуру продуктов сгорания до и
после воздухоподогревателя (\)£„д, ив'Пд),
температуру воздуха перед и за
воздухоподогревателем (/ВПд, Сд)
Присос воздуха по котельной установке
Аак у= ср = ДаПс + Лат + Лаг,
B.19)
где (р — отношение количества воздуха,
прошедшего через воздухоподогреватель, к
теоретически необходимому количеству воздуха
для горения, Лапе, Дат, Даг — присос воздуха
соответственно в системе пылеприготовления,
в топке и в газоходах, включая
воздухоподогреватель.
Соотношение между количеством воздуха,
прошедшим через воздухоподогреватель, и
теоретически необходимым можно установить
по тепловому балансу:
(р= Овпд- Спд Г аУс гсс г + У, „g, „ 1 B20)
*впд— 'впд L VqCb VqCb J
ОСвпд i О^впд „ -.
где a= jr средний избыток
воздуха в воздухоподогревателе; К? г — объем сухих
газов при а=1, м3/кг; V0 — теоретически
необходимое количество воздуха, м3/кг; VB „ —
объем водяных паров, м3/кг; сс г, сн „, св —
теплоемкость соответственно сухих газов,
водяных паров и воздуха, кДж/(м3-К). Здесь
и далее объемы и теплоемкости даны при
нормальных физических условиях (/=0°С,
р = 0,101 МПа = 760 мм рт. ст). Таким
образом, все величины, входящие в уравнение
B.20), измеряются или известны для данной
марки сжигаемого топлива. Точность
определения Доек у по этому методу равна
± C-5) %
2. Определение присосов воздуха в топку
и в газоход пароперегревателя по разнице
избытков воздуха на выходе из
пароперегревателя при работе топки с нормальным
разрежением а%п и с избыточным давлением
аЯп, % [26]:
Aa = aK„-a{|n. B.21)
Опыт проводят при нагрузке, равной
0,8 D„om, и постоянном расходе воздуха через
воздухоподогреватель (контролируют по его
сопротивлению дифференциальным напоро-
мером) с измерением разрежения внизу
холодной воронки Избыток воздуха
поддерживают примерно равным 1,3 при
уравновешенной тяге для предупреждения появления
химической неполноты горения. Далее,
прикрытием направляющего аппарата дымососа
создают в нижней части топки (холодной
воронки) нулевое давление, затем погружают
дутьевой вентилятор, с тем чтобы
сопротивление воздухоподогревателя по воздушной
стороне оставалось на первоначальном уровне
для сохранения неизменной подачи
организованного воздуха. При работе топки под
давлением (длительность режима не более
5—7 мин) вновь проводят измерения; по
полученным значениям RO2 подсчитывают
избытки воздуха и по формуле B.21) определяют
присосы.
Неизменный расход топлива поддерживают
в опыте вручную при отключенных
устройствах автоматики горения и разрежения. На
газомазутных котлах расход топлива
контролируют прямыми измерениями. Определение
RO2 следует проводить по быстро отобранным
в аспираторы пробам газа, с тем чтобы
сократить длительность работы котла в режиме
с давлением в топке.
Абсолютная погрешность определения
присосов воздуха этим методом составляет
± D—5) % теоретически необходимого
количества воздуха. Данный метод не
рекомендуется применять при сжигании сернистых
топлив по условиям возможности
загазованности помещения котельной.
3. Определение присосов воздуха в топку
и газоход пароперегревателя упрощенным
методом в зависимости от поддерживаемого
в топке разрежения [26, 27]. Необходимые
измерения видны из рис. 2.6. Разрежение
вверху 5т и внизу топки 5т измеряют
микроманометрами с точностью не ниже 2 Па.
Режимы поддерживают вручную с
отключением автоматических регуляторов топлива,
воздуха и разрежения. Первый режим ведут
при нагрузке, примерно равной 0,8 DH0M,
с избытком воздуха в топке ат= 1,3-1-1,4 и
принятым к эксплуатации разрежением в
топке. В последующих режимах нагрузку
оставляют неизменной, но повышают разрежение
вверху топки поочередно до уровня
(округленно) 5, 100, 150, 200 Па путем увеличения
нагрузки дымососа. При этом несколько
прикрывают направляющие аппараты дутьевых
вентиляторов для поддержания постоянства
расхода воздуха через воздухоподогреватель
(его сопротивления Д/?в) или постоянства
показании трубы Вентури Дртв и давления
перед ней р'тВ. Продолжительность каждого
режима определяется временем одной-двух
записей показаний СИ (но не менее 10 мин).
По снятым значениям разрежения в топке
и сопротивления газового тракта Дрг строят
график (рис. 2.7, левая часть) и полученную
прямую экстраполируют вправо в область
работы топки под давлением. Далее по оси
абсцисс откладывают значение разности
40
s;
-^--o
5THll
\RQz+Oz
\APr
iT\
*h
1
L_
')
и
ЬРъ
SHr U
R0z+02
Рис. 2.6. Схема измерений при определении присосов воздуха в топку и газоход
пароперегревателя упрощенным методом:
а — с трубчатым воздухоподогревателем, б — с РВП
5ТВ
_i i
Ар
'Я
_i С
'г ■
1
[
20 10
Разрежение
О 10 20
Давление
Рис. 2.7. График определения
сопротивления газового тракта котла при условной
работе топки под давлением
разрежений Д/г вверху и внизу топки при
эксплуатационном разрежении и, переходя на
экстраполированный участок, а затем на ось
ординат, находят значение сопротивления
газового тракта Apf, которое соответствовало бы
работе топки под давлением. Значение
суммарных присосов в топку и газоход
пароперегревателя, %, подсчитывают по эмпирической
формуле
—~(Ч&У
B.22)
Метод позволяет определять присосы с
абсолютной погрешностью ± C,5—5) %
теоретически необходимого количества
воздуха.
4 Определение присосов воздуха в топку
водогрейных котлов башенного типа В основу
метода согласно [28] положена зависимость
изменения сопротивления нижнего пакета или
всей конвективной поверхности от присосов
воздуха, создаваемых путем изменения
разрежения вверху топки. Объем измерений виден
из рис 2.8 Разрежение внизу топки
контролируют микроманометром, на выходе из
топки — U-образным тягонапоромером. Первый
режим снимают при тепловой мощности котла
@,5—0,6) D„OM и эксплуатационном значении
разрежения в верхней части топки 20 Па.
На следующих режимах при той же тепло-
производительности разрежение вверху топки
увеличивают при неизменном расходе топлива
до значений (округленно), например, 50, 100,
150, 200 Па путем изменения положения
направляющего аппарата дымососа или
регулирующего шибера. По данным измерений строят
зависимость &hc = f(s") (рис 2.9),
экстраполируя до пересечения с осью
ординат (Л/io), на которой разрежение равно
нулю.
Присос воздуха в топку, %,
где ami — избыток воздуха за
пароперегревателем; Др? — сопротивление газового тракта
при эксплуатационном (первом) режиме.
Значение Да приводят к номинальной
нагрузке
Даном = Да-^-, B.23)
А-'ном
где D — нагрузка во время опыта
Дат = /гас A — ^Ah0/Ahc)y
B.24)
где ЛЛо и \hc — сопротивление поверхности
соответственно при отсутствии и наличии
присосов, Па; ас — эксплуатационный
коэффициент избытка воздуха в рассечке
конвективной поверхности, k — коэффициент,
учитывающий удаление газов из топки через ее
41
R02,a,yx,
«ух
R02,ot0;ac
Рис. 2.8. Схема измерений по
газовоздушному тракту котла ПТВМ [28]
сосов используют аналогичную зависимость
применительно ко всей конвективной
поверхности нагрева и значения коэффициентов
избытков воздуха в рассечке и за конвективной
поверхностью. В этих случаях Да=(аух —
— схух) —Дак пМ; здесь аух, осуХ —
коэффициент избытка воздуха соответственно за
конвективной поверхностью в нормальных
эксплуатационных условиях и при разрежении
внизу топки, равном нулю; Дак п11 — присосы
воздуха в верхний пакет конвективной
поверхности (по данным газового анализа). При
плотной топке опытная прямая на рис. 2.9
будет горизонтальна, а полученные значения
присосов будут находиться в пределах
точности измерений. Точность данного метода
определения присосов равна ±3 %
теоретически необходимого расхода воздуха.
5. Определение присосов воздуха в
регенеративные вращающиеся воздушные
подогреватели (РВП). Присосы воздуха через
периферийные и радиальные уплотнения
Ла
РВП— аРВП — аРВП~
Аап
B.26)
где арвП' арвп — избыток воздуха
соответственно после и до РВП, Да„ер — перенос
воздуха секторами ротора в газообразные
продукты горения [29] :
Ah
30
20
10
0
с,По-
<-"
2
^
--
0 Ч
0 6
"==п
0 8
ш-
0 10
1 V
0 12
ОМ
2,
0 16
^_
0 78
02С
WS,
_и А
?,Па
Дап
_ dpipnm
а — Я ■
Рис. 2.9. Определение сопротивления нижнего
пакета конвективной поверхности при нулевом
разрежении в нижней части топки
водогрейного котла [28]:
/ — работа на мазуте; 2 — работа на газе
неплотности при нулевом разрежении внизу
топки:
k=-
ас— ас
Дат —Дат
B.25)
здесь ас — коэффициент избытка воздуха в
рассечке конвективной поверхности нагрева
при увеличенном против эксплуатационного
разрежении в топке; Да(, Дат — присос
воздуха в топку соответственно при увеличенном
и эксплуатационном разрежении в топке.
При незначительном сопротивлении
нижнего конвективного пакета с изменением при-
£РУоРс|
B.27)
здесь Л — переводной коэффициент: при
работе на твердом топливе Л=36, на мазуте
Л =38 и на газообразном топливе Л =39; п —
частота вращения ротора, с-1; m —
количество РВП на котел, шт.; Bv — расчетный
расход топлива, кг/ч; К0 — теоретически
необходимый расход воздуха, м3/ч, рср —
отношение среднего количества воздуха,
проходящего через РВП, к теоретически
необходимому; dp — диаметр ротора, м; lip — высота
ротора, м.
Согласно [29] для исключения байпаси-
рования воздуха и газов, минуя набивки,
необходимо измерять перепад давления
(разрежения) воздуха (газов) в точках отбора
из пространства между ротором, корпусом и
патрубком горячего воздуха, газообразных
продуктов сгорания перед РВП.
Учитывая, что присосы в РВП зависят от
перепада давлений между воздушными и
газовыми потоками, значения присосов следует
определять на номинальной, минимальной и
средней нагрузках котла.
6. Определение присосов воздуха в пыле-
системы проводят только в установках с
промежуточными бункерами пыли; в схемах с
прямым вдуванием, работающих с
незначительным разрежением, присосы могут не
учитываться из-за их малого влияния на
экономичность котельной установки.
42
При сушке топлива газообразными
продуктами горения присосы воздуха, %,
RO" (
где RO2, RO2 — среднее содержание R02
соответственно в начале и конце проверяемого
участка пылесистемы, %. Присосы, м /ч, при
сушке горячим воздухом
AQnc = Q-Qo-QBn, B.29)
где Q — непосредственно измеренное
количество воздуха перед мельничным вентилятором
или в конце проверяемого участка, м /ч,
Qo — измеренное количество горячего воздуха,
поступающего в мельницу или начало
проверяемого участка, м3/ч; Qa „ — количество
водяных паров из системы пылеприготовле-
ния, м3/ч:
здесь Wrt, Wrin — влажность соответственно
на рабочую массу топлива и пыли, %; В —
расход топлива на мельницу, кг/ч.
Присосы холодного воздуха в долях
сушильного агента
Acenc=Q-Qo-Q-*=^L. B.31)
Qo Qo
2.6. ОБЩИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ
ПО ПРОВЕДЕНИЮ РЕЖИМНЫХ
И БАЛАНСОВЫХ ОПЫТОВ
Основные положения организации
режимных и балансовых опытов
сводятся к следующему:
режимные и балансовые опыты
следует проводить только после
устранения недостатков, выявленных
в результате предварительных
опытов;
на котел должно подаваться
только то топливо, которое предусмотрено
для испытаний;
должны выдерживаться
обязательные условия (см. табл. 2.1)
обеспечения установившегося теплового
состояния котла (характеризуется
постоянством температуры уходящих
газов при заданном режиме);
авторегуляторы топлива и общего
воздуха должны работать в режиме
стабилизации их расходов;
на головных котлах при впервые
проводимых режимных опытах
должны проверяться надежность
поверхностей нагрева водопарового тракта
и надежность циркуляции и
гидродинамики, на основании которых
определяют возможность проведения
последующих балансовых опытов; на
серийных котлах ГРЭС и ТЭС для
этой цели используют данные
испытаний аналогичных установок;
при возможности измерения
расхода твердого топлива целесообразно
через каждые 2 ч проводить «нулевые
отсчеты», при которых уровень
топлива в бункерах над весами, уровень
в барабане и давление в котле
подводят к значениям в начале опыта.
Это позволяет в случае срыва опыта
на заключительном его этапе
использовать материалы таких интервалов
и контролировать достоверность
измерений по испарительности топлива,
неизменной при стабильном режиме
опыта;
на пылеугольных и мазутных
котлах за 1 ч до начала опыта должна
проводиться эксплуатационная
очистка экранов, пароперегревателя и
других поверхностей нагрева. По
условиям эксплуатации такая
очистка допускается и во время опытов,
при этом учитывают теплоту обду-
вочного агента. На котлах с
твердым шлакоудалением за 1 ч до
начала опыта должен быть спущен
шлак;
непрерывная продувка во время
опыта должна быть закрыта либо,
если по условиям водно-химического
режима котла это невозможно,
необходимо учитывать ее расход;
выявление влияния на
характеристики работы котла любого из
показателей режима (избытка воздуха
и т. п.) должно определяться при
неизменных (с комбинациями в
установленных пределах) всех остальных
показателях;
основные измерения и записи в
балансовых опытах выполняют в
объеме, приведенном в табл. 2.2;
43
Таблица 2.8. Форма журнала общих наблюдений
Опыт № !
Дата
Установка Котел
Топка Горелки (система)
Нагрузка перед опытом за часов
Время последней обдувки перед опытом
Время последнего спуска очаговых остатков: перед опытом , в конце опыта
Время проверки перед началом опыта всех паровых, мазутных
спускных линий и заслонок
Намеченный режим при испытании:
а) Топливо , марка
б) В работе вспомогательное оборудование (дымососы, дутьевые вентиляторы и т. д.)
Положение заслонок
Начало отбора проб топлива
Неполадки, замеченные при осмотре аппаратуры перед началом опыта
Неправильные отсчеты, обнаруженные у наблюдателей при просмотре записей в течение опыта
При приемке журналов наблюдений после опыта обнаружено:
Подробная глазомерная оценка процесса горения: вид и положение факела, вид топки,
дымление, работа отдельных частей топки и котла (шлакование)
Способ регулирования топочного режима
Руководитель опыта
Количество журналов наблюдений
Время Характер протекания Основные параметры отдель-
ч-мин опыта ных периодов опыта;
замечания руководителя испытаний
руководитель испытаний должен
вести лично журнал общих
наблюдений (табл. 2.8).
2.7. ОПРЕДЕЛЕНИЕ
ОПТИМАЛЬНОГО ПОЛОЖЕНИЯ
ФАКЕЛА
В задачи определения
оптимального положения факела входит
выявление режимных условий
организации топочного процесса без
ограничений по номинальной нагрузке, с
наименьшими потерями теплоты, без
прогрессирующих процессов
загрязнения поверхностей нагрева, с
обеспечением надежных температурных,
циркуляционных и
гидродинамических условий работы поверхностей
нагрева и водопарового тракта.
44
В топках пылеугольных котлов с
твердым шлакоудалением
нормальному расположению факела отвечает
равноудаленность его ядра от всех
стен топки, максимальное заполнение
топки с опусканием факела не ниже
середины холодной воронки. В
однокамерных топках с жидким
шлакоудалением ядро факела должно
располагаться вблизи пода без сепара:
ции на него несгоревшей пыли из
факела.
На пылеугольных котлах для
определения оптимального положения
факела обычно достаточно четырех
опытов с последующим анализом
графиков изотерм факела,
снимаемых через все лючки и глазки топки
2—3 раза за опыт (на графиках
указываются также основные
сведения об опыте — дата, нагрузка котла
DK, а" или в ближайшем
контролируемом сечении газохода,
количество и номера работающих горелок
и мельниц и т. д.).
Опыты проводят при номинальной
или близкой к ней нагрузке с
расчетным или скорректированным по
условиям эксплуатации избытком
воздуха в топке и при тонкости
пыли, соответствующей топливу,
конструкции топки и пылеприготовитель-
ному оборудованию (табл. 2.9).
Контроль тонкости пыли ведут по
остатку на сите с размером ячейки
90 (/?9о) и 200 (/?2оо) мкм и для бурых
углей и сланца еще по ситу R\ooo-
Для бурых углей и сланца /?2оо =
= 15^-35%, для каменных углей
/?2оо= 1,3-т-13%, для АШ, ПА и
тощих углей /?2оо = 0,3-f-1,2 %.
Регистрируют основные
показатели котла, контролируемые в
эксплуатации, положения
регулирующих органов горелок, давление
первичного, вторичного и третичного
воздуха, сопротивление
воздухоподогревателей по воздушной стороне.
Отбор очаговых остатков необходим
для определения содержания в них
горючих и получения температурных
характеристик выделившейся золы
и их химического состава. Отбор
проб топлива ведут для получения
данных по техническому и
элементному составам и плавкостных
характеристик золы топлива.
Распределение пыли топлива и воздуха по
горелкам при проведении опытов
должно осуществляться в соответ-
Таблица 2.9. Расчетная тонкость пыли для различных топлив
Топливо
Мельница, схема
пылеприготовления
Яэо, %
tftooo, %
Твердое шлакоудаление
Бурые угли и сланцы
Ж,
МВ
мм
СМ с прямым
ванием
СМ, ММ с пря
вдуванием
СМ
ШБМ
ШБМ
ШБМ
ШБМ
ММ
вду-
[МЫМ
60
55
30—25
15—25
12—14
8—12
6—7
10—12
15—30
55
<1,5
0
0
0
0
0
0
0
1,5
Каменные угли марок Г, Д, ГР, ДР
ЖР с выходом летучих 40> V[> 35 %
Каменные угли с 35> Vrc> 24 %, экибас-
тузский, воркутинский уголь
Каменные угли с выходом летучих 24>
> Vc> 12 %, угли марок СС, Т,
нерюнгринский, норильский уголь
Жидкое шлакоудаление
Антрацитовый штыб с К£<6%
Тощий уголь с Vc = 8 -=- 17 %, уголь марки
2СС с VT=17-t-'25%
Каменные угли марок Г, Д, ГСШ, 1СС
с У? = 25-М0%
Бурые угли
Примечания: 1. Меньшие значения тонкости пыли — для углей с меньшим выходом летучих.
2. Для окисленных углей значение #эо снижается на 50 %.
3. МВ, ММ, СМ, ШБМ — соответственно мельницы-вентиляторы, молотковые, среднеходные
и шаровые барабанные мельницы.
45
Таблица 2.10. Предельные температуры продуктов сгорания на выходе из топки
Топливо
Характер
первичных
отложений
Температура продуктов сгорания, °С
перед ширмами (на уровне
середины выходного окна)
цельносварными
гладко-
трубными
Перед
конвективным
пароперегревателем,
размещенным в
горизонтальном
газоходе '
Донецкие угли марок АШ, ПА, Т
То же марок Г, Д
Кузнецкий уголь марок Г, Т, СС
Назаровский, ирша-бородинский, бе-
резовский угли
Экибастузский уголь, Ad = 45-^50 %
То же, Л"<45%
Подмосковный уголь марки Б
Кизеловский уголь марки Г
Ангренский уголь марки Б
Фрезерный торф
Сланцы Северо-Западных
месторождений 3
Рыхлые
»
Прочные
Рыхлые2
Отсутствуют
Прочные
»
»
»
Прочные
1200
1100
1200
1050
1200
1250
1100
1100
1050
1000
1000
1150
1100
1150
1050
1200
1250
1100
1100
1050
1000
1000
1000
950
1000
900
1100
1100
1000
1000
900
900
900
1 С фестонированной частью для шлакующих углей
2 При валовой добыче возможно упрочнение.
J Для других твердых топлив температура принимается равной температуре начала деформации
золы по ее плавкостным характеристикам, но не выше 1100°С
ствии с проектом котла. Влажность
пыли по условиям взрывобезопас-
ности должна отвечать нормируемым
значениям.
Допустимые средние температуры
продуктов сгорания перед ширмами
и вертикальным конвективным
пароперегревателем, расположенным в
горизонтальном газоходе, не должны
превышать значений, приведенных
в табл. 2.10.
Расход первичного воздуха должен
быть минимальным (табл. 2.11),
скорости на выходе из горелок
должны соответствовать данным
табл. 2.12—2.14. Минимальные
скорости пылевоздушной смеси должны
ограничиваться пределами, при
которых еще не обгорают и далее не
зашлаковываются горелки, не
шлакуются экраны и не начинается
сепарация пыли из выходящего в топку
потока аэросмеси. В схемах с
бункером пыли при ее транспорте в
горелки с высокими концентрациями
в транспортирующем агенте расход
первичного воздуха отдельно не
регулируют и изменяют совместно со
вторичным воздухом.
Таблица 2.11. Рекомендуемое количество
первичного воздуха в горелках
Топливо
Расход воздуха,
теоретически
необходимого для горения
топлива, Vlu %, при
транспорте пыли *
горячим
воздухом
сушильным
агентом
Топки с твердым шлакоудалением
А, ПА и тощие угли 15—20
20—25
20—25
20—25
Каменные угли
Бурые угли:
сушка горячим
воздухом
сушка дымовыми
газами
Топки с жидким шлакоудалением
А, ПА, тощие угли,
2СС
Каменные угли, Г, Д,
ГСША, 1СС
Бурые угли:
сушка горячим
воздухом
сушка дымовыми
газами
15—20
20—25
20-25
20—25
20—26**
25—35**
45—55
10—15
20—25
25—30
* Рекомендуется и при подаче пыли с
высокой концентрацией при сжигании
малореакционных топлив.
** Для экибастузского угля выбирают по
наивысшему пределу для тощего угля
46
Таблица 2.12. Расчетные скорости пылевоздушной смеси и вторичного воздуха на выходе
из горелок топок с твердым шлакоудалением при номинальной нагрузке
Тип горелки
Тепловая
мощность горелки,
МВт (Гкал/ч)
Тощие угли
гсI, м/с w2/w\
Каменные и бурые угли
w\, м/с
W2/W\
Лопаточно-лопаточная
Улиточно-лопаточная
Двухулиточная
Прямоточно-лопаточная
Прямоточно-улиточная
Прямоточная с горизонтальными
щелями
Прямоточная с односторонним
подводом вторичного воздуха с
вертикальными щелями
Крупносопловая для
подмосковного и челябинского угля при одно-
фронтальном расположении
То же при встречном
расположении
Прямоточная для
мельниц-вентиляторов при зольности Ad = b+ 15 % 35 C0)
52 D5);
63,9 E5)
75,6F5);
100 (86)
Примечания: 1. w\ — среднерасходная скорость пылевоздушной смеси,
ричного воздуха в выходном сечении
2 Для прямоточных горелок котлов с МВ меньшие значения скоростей применяют для углей
с большой зольностью
3. Для многозольных углей типа экибастузского w\ принимают по значениям для тощих углей.
4. В топках с прямым вдуванием скорость первичного воздуха в горелке дана при одной
выключенной мельнице.
15 A3)
23 B0)
35 C0)
52 D5)
75,6 F5)
23 B0)
35 C0)
35 C0)
52 D5)
75,6 F5)
15 A3), \
23 B0) Г
35 C0)
52 D5)
75,6 F5); \
100 (86) J
124 A07)
33 B8,5)
16—18
16—18
18—20
18—20
—
—
—
—
—
—
20—22
22—24
23—25
—
—
1,3-
1,3-
1,3-
1,3-
1,2-
1,4-
1,5-
12
-1,4
-1,4
-1,4
-1,4
-1,4
-1,6
-1,6
18—20
20—22
22—24
22—24
24—26
18—20
18—20
24—26
24—26
24—26
22—23
22—24
23—25
25—26
25—27
1,3—1,4
1,3—1,4
1,3—1,4
1,3—1,4
1,4—1,5
1,2—1,3
1,2—1,3
1,4—1,8
1,4—1,8
1,4—1,8
1,7—1,8
1,8—2,0
1,8—2,0
1,8—2,0
1,8—2,0
Wo
26
11 — 12
Влажность топлива, %
25—30
35
15—18
15—18
45
13—16
13—16
55—60
10—13
10—13
40—45
45—55
15—18 13—16 10—13
50—60
W2 — скорость вто-
Таблица 2.13. Расчетные скорости пылевоздушной смеси и вторичного воздуха на выходе
из горелок в топках с жидким шлакоудалением
Тип горелки
Вихревая
Лопаточно-лопаточная
Улиточно-лопаточная
Двухулиточная
Прямоточно-лопаточная
Прямоточная с односторонней
подачей аэросмеси для
тангенциального расположения *
Вертикально-щелевая с
чередующейся подачей пылевоздушной
смеси с тангенциальным
расположением
Тепловая
мощность горелки,
МВт (Гкал/ч)
23 B0)
35 C0)
52 D5)
75,6 F5)
100 (86)
124 A07)
23 B0)
35 C0)
52 D5)
75,6 F5)
23 B0)
35 C0)
46,5 D0)
75,6 F5)
А, ПА, тощие угли, СС
w\, м/с
14—18
14—18
16—20
18—22
18—22
20—24
20—22
22—24
23—25
—
20—22
22—24
23—25
—
w-2/w
1,3-
1,3-
1,3-
1,4-
1,4-
1,4-
1.2-
1,4-
1,5-
1,3-
1,4-
1,5-
-1,4
-1,4
-1,4
-1,5
-1,5
-1,5
-1,4
-1,6
-1,6
-1,4
-1,6
-1,6
Каменные и бурые
У1
w\, м/с
20—22
22—24
24—26
24—26
26—28
28—30
22—23
22—24
23—26
25—26
22—23
22—24
23—25
25—26
W2/W\
1,3—1,4
1,3—1,4
1,4—1,6
1,4—1,6
1,4—1,6
1,4—1,6
1,7—1,8
1,8—2,0
1,8—2,0
1,8—2,0
1,7—1,8
1,8-2,0
1,8—2,0
1,8—2,0
Меньшие значения—для антрацитового штыба с высокой золностью.
47
Таблица 2.14. Средние расчетные скорости
аэросмеси и вторичного воздуха на выходе из
амбразур горелок в топках с плоскими
параллельными струями, м/с
Топливо
Паропроизводительность котла,
т/ч
30-75
75—160
160—210
320
Бурые и 15—20 18—22 22—26 26—30
каменные
угли
Сланцы, 16—20 20—25 25—30 30—35
фрезерный
торф
Примечание Расчетная скорость
первичного воздуха во входном сечении камеры
смешения равна 10—15 м/с (большие значения —
для агрегатов повышенной паропроизводитель-
ности)
При применении вихревых пыле-
угольных горелок и подаче пыли из
промежуточных бункеров
регулирование положения факела
осуществляют изменением площади
поперечного сечения входных патрубков
горелок с камерным завихрением,
изменением живого сечения лопаточных
завихрителей, угла их наклона и
перепуском части воздушного потока
помимо завихрителей; при
применении прямоточно-лопаточных
вихревых горелок с рассекающим конусом
регулирование положения факела
осуществляют воздействием на поток
вторичного воздуха, а также
воздействием на поток аэросмеси путем
перемещения конуса.
На котлах с прямоточными
щелевыми горелками и подачей пыли из
бункеров, сжигающих
высокореакционные каменные и бурые угли,
положение факела изменяют
перераспределением подачи аэросмеси на
отдельные ряды щелей, а также
потоков вторичного воздуха на верхние
и нижние ряды щелей. При прямом
вдувании пыли регулирование
положения факела в основном
осуществляют воздействием на поток
вторичного воздуха, так как изменение
расхода первичного воздуха
ограничивается по условиям выдерживания
заданной тонкости пыли. В случае
наличия мельниц-вентиляторов
может использоваться подрегулировка
подачи топлива и воздуха на угловые
блоки горелок, подключенных к
отдельным мельницам.
В схемах с пылеконцентраторами
на высоковлажных бурых углях
регулирование положения факела
производят перераспределением пыли и
сушильного агента между основной
и сбросной горелками.
Следует иметь в виду, что при
сжигании топлива ухудшенного
качества, например высокозольного эки-
бастузского угля (зольность на
сухую массу Л''«52% вместо 39—
40 %), ядро горения смещается в
верхнюю часть топки из-за
затягивания процессов воспламенения
топлива вследствие снижения
температуры в ядре факела, а не нарушения
работы горелок.
Для котлов с расположением
горелок в два-три яруса возможность
проверки влияния распределения по
ним топлива на положение факела
определяется условиями
поддержания нормального перегрева пара,
выхода жидкого шлака, организации
ступенчатого сжигания в целях
снижения выбросов оксидов азота. По
условиям предотвращения
отложений в конвективной части тракта
котла несгоревшей пыли топлив с
большим выходом летучих и
возникновения в нем пожара в опытах
необходимо особо тщательно
контролировать температуру газов по
тракту и отбирать пробы золы из
отложений на отдельных участках газового
тракта для проверки отсутствия в
них несгоревшей пыли.
Опыты проводят при нагрузке,
равной примерно 0,9 DHom, и при всех
остальных показателях,
соответствующих расчетным или
эксплуатационным режимам.
Поскольку в пылеугольных топках
выравнивание концентраций
кислорода весьма затруднено, в опытах
необходимо следить за
правильностью распределения расходов
воздуха по отдельным горелкам (с
использованием мультипликаторов,
термодатчиков ВТИ, двоякозагнутых
48
трубок, по перепаду на расходомер-
ных диафрагмах, по давлению перед
горелками и др.) и за поддержанием
в них избытков воздуха при сжигании
твердого топлива на уровне 1 —1,05.
Допустимый коэффициент
неравномерности распределения воздуха по
горелкам [30]
аг=-
;о,о5,
B.32)
симальный и минимальный
коэффициент избытка воздуха в горелках.
При сжигании углей ухудшенного
качества, когда требуется
дополнительный расход' мазута или
газообразного топлива для восполнения
недостающей теплоты, при проведении
опытов расход замещающего
топлива не должен превышать расчетного
в соответствии с [31]. Для котлов,
работающих на АШ и тощих углях
ухудшенного качества, во избежание
накопления на поду топки
значительных масс шлака с сепарированной
угольной пылью следует проверить
выполнение в эксплуатации
требования [32], в том числе во время
опытов контролировать распределение
пыли и воздуха по горелкам по
давлению первичного и вторичного
воздуха и установленным специально на
пылевоздухопроводах ПТ с
регистрацией температуры пылевоздушной
смеси.
Режим, характеризующийся
наивысшей экономичностью,
отсутствием или наименьшим шлакованием,
обеспечением при умеренных
расходах воды на пароохладитель
номинальной температуры перегрева пара
и надежными температурными и
гидродинамическими условиями работы
поверхностей нагрева по водопарово-
му тракту, считается оптимальным.
Для топок с плоскофакельными
горелками, позволяющими сжигать
совместно или попеременно твердое,
жидкое и газообразное топливо,
положение факела по высоте топки
можно регулировать
перераспределением расходов воздуха, подаваемого
через верхние и нижние сопла.
Применительно к котлам ТЭЦ,
сжигающим твердое топливо с подачей его
пылью высокой концентрации,
коксовый и доменный газ при
преимущественном сжигании твердого
топлива, большая часть воздуха
подается через нижние сопла, а при работе
на коксовом газе с большой долей
доменного газа организованный воздух
подается в основном на верхние
сопла.
Поскольку комбинированное
сжигание твердого и жидкого
(газообразного) топлива рекомендуется
вести с выделением для последнего
отдельного верхнего яруса горелок, для
регулирования положения факела
следует использовать перечисленные
приемы, не вмешиваясь в работу
мазутных (газовых) горелок при
неизменной нагрузке. При небольшом
замещении мазутом (газом)
низкосортного газового угля для сжигания
жидкого или газообразного топлива
иногда выделяют средние горелки,
а для угля — ближайшие к углам,
которыми и регулируется положение
факела.
На котлах с механическими
решетками проверяют наивыгоднейшую
(по сумме q$ и q4) толщину слоя
топлива на полотне для топок
прямого хода и оптимальное
распределение воздуха по зонам для топок
прямого и обратного хода. Для выбора
оптимальной толщины слоя
достаточно четырех опытов, исходя из
следующих данных:
Топливо
Изменение толщины
слоя, мм
Жирные угли
спекающиеся 60—150
Жирные угли неспекаю-
щиеся 80—150
Тощие угли .... 100—180
Антрациты 150—250
Бурые угли 150—350
В опытах для экономичного
сжигания топлива на механических
решетках прямого хода должно
применяться подготовленное дробленое топливо
(каменные угли с большим выходом
49
летучих и бурые угли) с размером
кусков 25—30 мм, содержанием
мелочи размером 0—6 мм не более
60 % и пылевых частиц @—0,09 мм)
2,5 %. Контроль за соблюдением
этого условия при подготовке и во время
испытаний ведут по результатам
гранулометрического рассева топлива
(см. гл. 4). Толщина слоя должна
возрастать с увеличением размера
кусков топлива.
Выявление оптимального
распределения воздуха по зонам в топках
с решетками прямого хода
совмещается с опытами по определению
оптимальной толщины слоя топлива.
Опыты проводят' при трех-четырех
положениях шиберов зонного дутья
при варьировании скорости решетки
по условиям предупреждения кра-
терного режима горения.
Для топок с пневмомеханическими
забрасывателями и цепной решеткой
обратного хода, на полотне которых
топливо распределяется по размеру
кусков, оптимальную толщину слоя,
естественно, не определяют, а
оптимальное распределение воздуха по
зонам находят при поддержании
допустимой высоты слоя шлака на
решетке — до 100 мм при сжигании
каменных и до 120 мм — бурых углей.
При легкоплавной золе (температура
плавления 1050—1070 °С) толщина
шлаковой подушки должна быть
50—70 мм.
Распределение воздуха ведут из
расчета поступления в активные зоны
70—80 % всего организованно
подаваемого воздуха. Опыты следует
вести при нагрузках £>Ном, Аиакс,
0,75 DH0M и 0,5 DH0M; длительность
каждого режима 3 ч.
Основные измерения и анализы:
нагрузка котла; давление в
барабане; температура и давление
питательной воды; избыток воздуха за
котлом (с двух сторон); температура
газообразных продуктов сгорания
по газоходам, в том числе уходящих
из котла; разрежение в топке, за
каждой поверхностью нагрева по
ходу продуктов сгорания и перед
дымососом; температура холодного
и горячего воздуха; толщина слоя
топлива на полотне решеток;
давление воздуха под решеткой в каждой
зоне дутья (с обеих сторон топки),
в воздуховодах; скорость цепной
решетки; нагрузка электродвигателей
приводов решеток, дымососов и
дутьевых вентиляторов; учет, отбор и
анализ провала по зонам и шлака
из шлакового бункера; отбор проб
уноса из золовых бункеров
конвективной шахты. В случае, когда на
котле используются схемы возврата
и дожигания уноса и острого дутья,
программа опытов соответственно
расширяется. Оптимальные режимы
из серии опытов для данной нагрузки
находят по минимуму суммы потерь
от механической и химической
неполноты сгорания и потери с уходящими
газами.
Применительно к котлам с
топками, работающими в режиме
кипящего слоя, в электроэнергетике СССР
пока еще не накоплен достаточный
опыт экспериментальных работ.
Поэтому здесь приведены лишь краткие
общие рекомендации, вытекающие из
обобщения немногочисленных
опубликованных материалов. При
определении оптимального положения
факела в объем испытаний может
войти снятие зависимости потерь
теплоты с механическим и
химическим недожогом от высоты кипящего
слоя топлива, его температуры, от
избытка воздуха, его температуры,
от скорости ожижения кипящего
слоя, от диапазонов фракций мелочи
топлива, от рециркуляции уноса на
дожигание, от долей воздуха,
подаваемого под кипящий слой и в зону
над ним. Кроме того, может
оказаться необходимым снятие зависимости
изменения потерь с механическим
недожогом от шлакования кипящего
слоя, от размеров частиц
циркулирующего топлива, а также
определение влияния количества
обессеривающих добавок на связывание серы
топлива.
Как известно, появление кипения
слоя определяется минимальной
скоростью ожижения — пороговой ско-
50
ростью ожижения, находимой на
номинальной нагрузке и других
нагрузках регулировочного диапазона,
ступени которого следует устанавливать
по местным условиям. Ее нахождение
должно стать началом работ по
определению оптимального положения
факела. Максимальная скорость
ожижения кипящего слоя —
пороговая скорость уноса — определяет
вынос топлива (горючих) из слоя,
т. е. она может существенно влиять
на совершенство топочного процесса,
на значения q4 и q3.
Высота кипящего слоя и ее влияние
на q4 и *7з могут быть связаны с
изменением распределения воздуха,
подаваемого под слой и над ним,
количеством инертного материала в
слое и обессеривающих добавок. Все
это должно быть учтено при
подготовке к опытам.
Температура кипящего слоя
зависит от его массы, температуры
воздуха, подаваемого под слой и над ним,
долей их распределения. Следует
иметь в виду, что у разных котлов
различно время накопления массы
кипящего слоя, если они пускаются
без предварительно заполненных
модулей для кипящего слоя инертным
материалом. Поэтому испытания
должны включать вначале
определение длительности пуска котла без
начального заполнения кипящего
слоя вплоть до формирования
необходимой высоты слоя сжигаемым
топливом. Далее котел должен
проработать в течение времени,
необходимого для достижения равновесного
теплового состояния (см. табл. 2.1
для котлов с механическими
решетками), и лишь после этого
возможно проведение опытов для
определения оптимального положения
факела.
Для нахождения влияния узких
диапазонов фракционного состава
мелочи топлива на q4 и q3
предварительно на первых этапах работ
на котлах с кипящим слоем следует
определить эти диапазоны (с
соответствующими консультациями ВТИ
или НПО ЦКТИ).
Опыты по определению
влияния рециркуляции уноса в кипящий
слой на механический недожог
требуется проводить с возможно
большим числом ступеней доли
возврата.
Применительно к топкам котлов с
кипящим слоем, имеющим несколько
модулей (секций), в программу
испытаний целесообразно включить
определение влияния работы одного
или большого числа модулей
(секций) при неизменной тепловой
нагрузке (паропроизводительности) на
составляющие потерь теплоты q4,
qz и q6.
Для правильного определения
значений q4 и qe на котлах с кипящим
слоем необходимо знать заранее
теплоемкость инертного заполнителя
кипящего слоя, если он не создается
из золы сжигаемого топлива. В этом
случае значения q4 и q$ будут
суммироваться из соответствующих
слагаемых потерь теплоты с золой
(шлаком) от сжигания топлива и
инертного материала (см. § 14.4). Это,
естественно, затрудняет расчеты по
пробам очаговых остатков из-за
необходимости последующего их
разделения на золу и инертный
заполнитель. Массы этих составляющих
следует принимать по данным
ситового и химического анализов
отобранных проб.
Отсутствие достаточного опыта не
позволяет однозначно перечислить
необходимые средства и аппаратуру
для испытаний котлов с кипящим
слоем, в связи с чем руководителю
испытаний целесообразно их
программу согласовать не только с
заказчиком, но и с ВТИ или НПО
ЦКТИ.
При сжигании в качестве
основного топлива мазута, подаваемого
через механические форсунки,
оптимальное положение факела
определяется следующими признаками:
пламя должно начинаться вблизи
устья горелок и быть ослепительно
ярким без летящих «мушек», ядро
факела должно концентрироваться
51
в средней части топки \ конец
факела должен быть чистым, без
появления твердых частиц (кокса) в
уходящих газах, так как их наличие резко
снижает надежность работы котла
по условиям пожаробезопасности.
В основном задача достижения
оптимального положения факела при
сжигании жидкого топлива связана
с обеспечением требуемого
распределения топлива и воздуха по всем
горелкам на номинальной или
близкой к ней нагрузке. Изменение
положения факела может осуществляться
перераспределением топлива и
воздуха по ярусам настенных горелок
в пределах эксплуатационного
(расчетного) избытка воздуха в топке.
В камерных топках с подовыми
горелками, имеющими поворотные
лопатки в периферийном воздушном
канале, позволяющие обеспечить
прямоточный или вихревой режим
работы горелок, изменение угла
установки лопаток приводит к смещению
максимума тепловыделения
вследствие изменения степени раскрытия
факела. При этом [34] из-за
ухудшения смешения отбрасываемого к
периферии части воздуха и
обеднения продуктов газификации мазута
в прикорневой части факела
возрастают критические и оптимальные
избытки воздуха, ухудшается выжиг
топлива и увеличивается
сопротивление горелок. Изменение
интенсивности крутки факела — вихревой
режим — позволяет изменять форму и
длину факела и соответственно
перераспределять тепловосприятие
испарительных и пароперегревательных
поверхностей нагрева.
Нормальное горение природного
газа характеризуется заполнением
всей топочной камеры факелом с
окончанием горения в топке (из
индивидуальной дымовой трубы
должны выходить бесцветные продукты
1 При одностороннем настенном
расположении горелок в два яруса при сжигании
мазуп ядро горения но высоте может иметь
два ^ксимума тепловыделения [33],
располагающихся каждый над своей осью
горелок.
сгорания). Факел должен быть
ослепительно ярким или почти
прозрачным с фиолетовым оттенком.
Оптимальное положение факела при этом
достигается, как и при сжигании
жидкого топлива, требуемым
распределением топлива и воздуха по
всем горелкам при номинальной или
близкой к ней нагрузке. По условиям
обеспечения необходимой
температуры перегрева пара и надежности
поверхностей нагрева котла
регулирование положения факела в топке
может достигаться
перераспределением по ярусам настенных горелок
топлива и воздуха с обеспечением
их необходимого перемешивания
либо изменением угла наклона
поворотных горелок. При подовой
компоновке горелок положение факела
(форма и длина) определяется
интенсивностью его крутки так же, как
и мазутного факела.
При сжигании жидкого или
газообразного топлива, поступающего
через настенные горелки, для
нахождения оптимального положения факела
обычно достаточно трех опытов, а
применительно к агрегатам с
подовыми горелками — четырех-пяти
опытов (при четырех-пяти положениях
лопаток завихрителей).
Поскольку газовые горелки
согласно [35] должны проходить
предварительные стендовые испытания
(допускается проведение испытаний
на промышленных котлах, для
которых они предназначены), при
проведении настоящих и ниже
рассматриваемых опытов следует
руководствоваться регулировочными
характеристиками горелок (зависимостями
расхода газа, коэффициента избытка
воздуха, давления первичного и
вторичного воздуха от давления газа
перед горелкой, зависимостью
расхода вторичного воздуха от расхода
первичного, если это позволяет
конструкция горелки).
В общем случае в объем измерений
входят значения нагрузки,
параметров пара, расходов на впрыски,
температуры питательной воды, избытка
воздуха, разрежения и температуры
52
в топке, сопротивления горелочного
аппарата, разрежения, давления и
температур по газовому и
воздушному трактам, температуры топлива,
потерь с химической и механической
(для мазута) неполнотой сгорания.
Контроль надежности поверхностей
нагрева ведется в выбранных точках
водопарового тракта. Оптимальные
режимы при указанных условиях
находятся по минимуму суммы
названных потерь теплоты и потерь с
уходящими газами при надежных
условиях работы поверхностей нагрева.
Обеспечение нормального
сжигания мазута достигается при
температуре его вспышки не ниже 65 °С
и влажности не более 10 %;
природный газ должен содержать
сероводорода не более 2 г/100 м3 и иметь
плотность не выше 1,1 кг/м3, газ должен
быть очищен от жидкой фазы и
технических примесей.
При определении оптимального
положения факела других газов
(коксового, доменного, попутного) для
обеспечения взрывобезопасности
должны быть выполнены указания
специальных инструкций [36].
На пылеугольных и газомазутных
котлах, имеющих рециркуляцию
газов, в опытах по выявлению
оптимального положения факела
определяют ее влияние на температурный
режим экранов и
пароперегревателей, снижение средней температуры
продуктов сгорания в конце топки,
уменьшение неравномерности
температуры или снижение локальной
температуры в местах шлакования
поверхностей нагрева. Опыты проводят
при расчетном значении
коэффициента рециркуляции и снижении его
на 50%. Если во втором режиме
обеспечивается заданный уровень
перегрева пара, надежный
температурный режим названных
поверхностей нагрева и процесс
шлакования не лимитируют поддержания
номинальной нагрузки, то третий
режим проводят при отключенной
рециркуляции. Продолжительность
каждого режима принимается не
менее 4 ч. Режимы должны
поддерживаться при постоянных
эксплуатационных (проектных) избытках
воздуха, номинальных параметрах
свежего пара и расчетной температуре
питательной воды.
Если рециркулируемые газы
вводятся и в верхнюю, и в нижнюю части
топки, то подача их вниз должна
быть минимальной, исходя из
температурных условий работы экранов
НРЧ прямоточных котлов и
обеспечения номинальных температур
перегрева пара при заданных средних
значениях расходов воды на впрыски.
По данным испытаний различных
котлов изменение объема
рециркуляции на 10 % общего расхода рецир-
кулируемых газов повышает
температуру пара в среднем на 10 °С;
увеличение доли рециркуляции в
верхнюю часть топки при неизменном
расходе газов повышает температуру
перегрева пара меньше, чем при
рециркуляции в нижнюю часть.
Объем рециркулируемых газов
определяют с использованием лемни-
скатных сопл или напорных трубок,
а при невозможности их установки
коэффициент рециркуляции
принимают равным:
r=l/peu/l/ = VAp/V^-l> B.33)
где Крец и V — объем соответственно
рециркулируемых газов и общий
расход газов на котел за местом отбора
рециркулируемых газов; Др, Ар0 —
сопротивление соответственно
контрольного участка конвективной
шахты при прохождении через него
рециркулируемых газов и их
отключении.
2.8. ОПРЕДЕЛЕНИЕ
ОПТИМАЛЬНОГО
ИЗБЫТКА ВОЗДУХА
Оптимальный избыток воздуха в
камерной пылеугольной топке (за
первой ближайшей к топке
поверхностью нагрева) обычно определяют
вслед за опытами по выявлению
оптимального положения факела в
топке при трех-четырех нагрузках котла
(номинальной, нижней границе регу-
53
лировочного диапазона и
промежуточной). Изменение избытка воздуха
осуществляется воздействием на
подачу вторичного воздуха при
неизменном расходе первичного.
Минимальные значения коэффициента
избытка воздуха для этих случаев
должны быть не менее 1,1 —1,15, а
максимальное — не выше 1,45 в
зависимости от системы шлакоудале-
ния из топки и выхода летучих
топлива. В опытах должны
обеспечиваться устойчивый топочный
процесс, заданный уровень температур
перегрева пара, устойчивый выход
жидкого шлака и надежная работа
поверхностей нагрева по водопарово-
му тракту. При жидком шлакоудале-
нии в этих опытах необходимо также
контролировать влияние сброса
воздуха из пылесистем в топку на
сепарацию пыли на под и, если
потребуется, уменьшить сброс (для
малореакционных топлив).
Опыты проводят при четырех
значениях избытков воздуха:
минимальном, максимальном и двух
промежуточных. Если в опытах достигается
предельно допустимое значение
температур контролируемых
поверхностей нагрева по водопаровому
тракту, то дальнейшее увеличение
(уменьшение) избытка воздуха должно
быть приостановлено, избыток
изменен для снижения температуры на
данном участке до безопасного по
условиям эксплуатационных
возмущений уровня, и это значение
избытка принимается предельным в данной
серии опытов. В котлах энергоблоков,
сжигающих непроектные
низкосортные газовые угли, на пониженных
нагрузках по условиям поддержания
допустимой температуры
промежуточного перегрева пара приходится
устанавливать обычно более высокий
избыток воздуха на выходе из топки.
Оптимальный избыток воздуха на
пылеугольных котлах при нагрузках
от нижнего предела регулировочного
диапазона до технического минимума
нагрузок не определяют, так как
здесь задача сводится к обеспечению
устойчивого топочного режима при
^/\
, /о\
1 *
V
\
\
>
—L-
v
JS
^^в
-J—
-J-J 1 I I U-J
1,0 акр/,/ 1,2 ос!!„
Рис. 2.10. Характер изменения потерь теплоты
с химической неполнотой сгорания с
изменением избытка воздуха в топке при сжигании
мазута и газа
надежных циркуляции,
температурном режиме и гидродинамике водо-
парового тракта и обеспечению
заданной температуры промежуточного
перегрева пара и для котлов с
жидким шлакоудалением — без
угрожающего накопления шлака на поду.
При сжигании жидкого и
газообразного топлива опыты
целесообразно проводить в следующей
последовательности [54]: сначала снимают
зависимость q3 = f(a'n'n) и
определяют критический избыток воздуха
акр (рис. 2.10), ниже которого в
уходящих газах обнаруживаются
продукты неполного сгорания (СО и Н2),
т. е. определяется диапазон рабочих
избытков воздуха. Рабочими
считаются избытки, на 1—2 %
превышающие акр. Опыты проводят в
диапазоне ап'п = 1,15-г-1,03 при
сжигании мазута и 1,1 —1,02 при сжигании
газа. Требуемое значение избытка
устанавливают по сопротивлению
контрольного участка конвективной
шахты или воздухоподогревателя,
предварительно определенному по
зависимости от параметра <xDK
(at?™™) или из соотношения Ар1пд =
= Лр?пд(а2/а1J, где а, оьь а2 —
избыток воздуха в топке и два его
значения при неизменном расходе топлива;
DK, QTorui — паровая и тепловая
нагрузки котла, т/ч, Вт; Дрвпд, Др!пд,
Др|пд — сопротивление контрольного
участка воздухоподогревателя и его
значения при ai, а2 и неизменном
расходе топлива. Для снятия этих
характеристик измеряют на четырех-
пяти нагрузках (от минимальной до
54
максимальной) избыток воздуха за
поворотной камерой
(пароперегревателем), сопротивление
воздухоподогревателя по воздушной стороне,
расход и параметры перегретого пара
и газообразного топлива. Для
построения указанной зависимости
должен использоваться расход пара,
приведенный в соответствии с
указаниями гл. 14 к расчетным
условиям. Наряду с зависимостью Дрвпд =
= /(aDK) могут применяться
подобные зависимости сопротивления
конвективной шахты или
воздухоподогревателя по газовой стороне от
aDK или ас?™™- На втором этапе
в рабочем диапазоне избытков
воздуха с интервалом Да=0,05-4-0,07
проводят четыре-пять опытов для
нахождения зависимостей потерь ^2,
<7з, q\ (для мазута), КПД брутто
котла, расхода электроэнергии на
тягу и дутье, температуры
промежуточного перегрева и тепловосприя-
тия поверхностей нагрева от избытка
воздуха, позволяющих определить
оптимальный избыток воздуха при
заданных нагрузках. Если условия
надежности испарительных и паро-
перегревательных поверхностей
нагрева не накладывают особых
требований, оптимальные избытки при
сжигании жидкого и газообразного
топлив обычно совпадают со
значениями осКр. Однако необходимо
учитывать чувствительность схем
авторегулирования процесса горения, и
поэтому связь между оптимальным
избытком воздуха аопт и аК|,
принимается следующей:
aonT = aKp+ @,03-0,04). B.34)
Нахождению акр [54] должно
предшествовать выполнение на котле
комплекса мероприятий,
предусмотренных [38] и направленных на
предупреждение заноса сажи и не-
сгоревшего мазута в газоходы котла
и последующего их загорания.
Испытания в целях организации
режима сжигания сернистого мазута
с предельно малыми избытками
воздуха имеют определенные
особенности. Перевод на этот режим,
направленный на снижение
низкотемпературной коррозии
воздухоподогревателя и водяного экономайзера, может
осуществляться на газоплотных
котлах, оснащенных цельносварными
экранами, или на котлах, имеющих
присосы воздуха в топочную камеру
в пределах норм ПТЭ. Топочная
камера должна быть оснащена
достаточным количеством гляделок с
плотно закрывающимися крышками или
телевизионными установками для
возможности визуального контроля
положения факела.
Перед испытаниями котла, целью
которых должна явиться проверка
режимов с предельно малыми
избытками воздуха, особенно тщательно
должны быть проведены
подготовительные работы. Необходимо прежде
всего принять меры по обеспечению
требуемого распределения топлива и
воздуха между всеми горелками. Для
этого на время испытаний котел
должен быть оснащен приборами,
контролирующими расход воздуха
(при наличии индивидуальных
подводов) и мазута на каждую горелку.
Перед испытаниями проверкой на
стенде подбирают два комплекта
мазутных форсунок (основной и
резервный) с одинаковыми расходными
характеристиками (в соответствии
с ПТЭ) и хорошим качеством
распыла. Могут быть использованы как
механические, так и паромеханические
форсунки, причем последние
предпочтительнее, так как они
обеспечивают значительно больший диапазон
качественного регулирования
нагрузок котла и дольше сохраняют
постоянными свои расходные
характеристики. До начала испытаний при
внутреннем осмотре топочной камеры
следует тщательно проверить
состояние горелок и идентичность
установки мазутных форсунок. Особенно
тщательно следует проверить
соответствие геометрических размеров
элементов горелок и их амбразур
проектным значениям на котлах, где
отсутствует индивидуальный подвод
воздуха к каждой горелке и
невозможно подрегулировать его расход
55
на работающем котле. Необходимо
также выполнить ревизию шиберов
газовоздушного тракта котла.
Нижнюю радиационную часть котлов
СКД в местах максимальных
локальных тепловых потоков и повышенных
температур металла труб следует
оснастить температурными
вставками. Поскольку во время испытаний
и при настройке режимов не
исключена возможность сажеобразования,
средства пожаротушения
воздухоподогревателя должны быть в
полном порядке, а сигнализация
загорания в газоходе задействована.
Проведению опытов должна
предшествовать подрегулировка
распределения расходов воздуха и топлива
по горелкам по показаниям
приборов и визуальному контролю за
положением факела в топочной камере.
Перед основными опытами
рекомендуется выполнить серию
предварительных опытов с различными
избытками воздуха при номинальной
или близкой к ней нагрузке котла
для ориентировочного определения
критического избытка воздуха с
помощью индикаторных трубок на
оксид углерода СО. Если следы
химического недожога появляются при а
в режимной точке выше 1,03 или
наблюдается неравномерность
содержания кислорода по ширине
газохода, откуда отбирают газы в
газоанализатор ГХП-ЗМ, следует
принять дополнительные меры по
выравниванию соотношения топливо —
воздух на всех горелках, заменив
при необходимости отдельные
мазутные форсунки. Если режимными
мероприятиями не удается снизить
значение критического избытка воздуха,
значит, при существующем
состоянии и конструктивном выполнении
топочно-горелочных устройств котел
не приспособлен для сжигания
мазута с предельно малыми избытками
воздуха.
Серию основных опытов с отбором
газов в хроматограф следует
выполнить в диапазоне избытков воздуха,
близких к значению избытка воздуха,
при котором в предварительном
опыте появились следы химического
недожога. Так, если следы химического
недожога были обнаружены при
а = 1,015, рекомендуется провести
опыты при значениях а, равных 1,04;
1,03; 1,02; 1,01, при этом опыт с
а =1,02 следует провести дважды.
Продолжительность каждого опыта
должна быть не менее 2 ч. Во время
проведения опытов необходимо через
лючки в топочной камере
контролировать положение факела, не
допуская его наброса на экранные
поверхности, а также появления
дымных полос в верхней части топки.
В опытах с избытком воздуха,
близким к критическому, следует следить
за составом отбираемого газа по
ширине и глубине газохода, не
допуская снижения содержания
кислорода в отдельных точках ниже 0,2 %.
На котлах СКД следует
контролировать показания температурных
вставок на трубах НРЧ, не допуская
достижения значений температуры
металла, опасной с точки зрения
развития высокотемпературной
коррозии. В связи с возможным поднятием
факела вверх топки необходимо
следить за температурой металла
змеевиков пароперегревателя,
расположенных на выходе из топочной
камеры. Для определения диапазона
нагрузок котла, при которых может
быть рекомендован режим сжигания
мазута с предельно малыми
избытками воздуха, проводят аналогичные
серии опытов с различными а при
нескольких значениях нагрузки. В
опытах должна быть задействована
система рециркуляции газов в
топочную камеру, если это необходимо
по условиям поддержания
нормальной температуры перегретого пара
и снижения выбросов оксидов азота.
По результатам испытаний
эксплуатационному персоналу выдается
режимная карта, в которой
определяются диапазон нагрузок и условия,
при которых обеспечивается режим
с предельно малыми избытками
воздуха. Суммарное значение дз + #4
в этих режимах не должно
превышать 0,3 %. При положительных ре-
56
зультатах испытаний режимы с
предельно, малыми избытками воздуха
(щ^ 1,02) проверяют в опытной
эксплуатации. В этот период
контроль за режимом ведут по штатным
приборам, среди которых должны
быть кислородомеры со шкалой
0—1 % Ог, дымомеры и измерители
химической неполноты сгорания.
После двух-трех недель работы
рекомендуется остановить котел для
проверки отсутствия сажистых
отложений на трубах водяного
экономайзера и в воздухоподогревателе.
При благоприятных результатах
осмотра режим может быть внедрен в
постоянную эксплуатацию. При
работе котла с предельными малыми
избытками воздуха должны
периодически включаться в работу средства
очистки конвективных поверхностей
нагрева и РВП.
При применении РВП возможны
низкочастотные колебания
параметров в газовоздушном тракте из-за
переменного сопротивления РВП по
окружности ротора вследствие
неравномерного загрязнения и
неоднородности набивки ротора. В связи
с тем что эти колебания затрудняют
измерения в опытах, особенно при
малых избытках воздуха, необходимо
названные колебания устранить
(значительно уменьшить) до начала
испытаний [39], так как иначе
оптимальные режимы будут определены
с повышенной погрешностью (до
0,5 %). Объем измерений и записей
в рассматриваемой серии опытов тот
же, что и при балансовых опытах,
кроме учета расхода топлива,
очаговых остатков, питательной воды.
Кроме того, должна
контролироваться надежность поверхностей нагрева
по водопаровому тракту. При
наличии на котле горелок с каналом для
ввода через них в топку газов
рециркуляции число опытов может быть
увеличено на один — три для
проверки влияния рециркуляции на
оптимальный избыток воздуха в топке.
Влияние избытка воздуха на
экономичность определяют по графической
ЗаВИСИМОСТИ <72 + ?3 + ?4 + <7т.д==/(апп)
для сжигания мазута и по ?2 + ?з+
+ qT д==/ (оспп) для газообразного
топлива, где qTR — условные потери
теплоты, вызванные затратами
электроэнергии на тягу и дутье, %:
здесь Ь — удельный расход
условного топлива на выработанный 1 кВт-ч
(средний за месяц периода
проведения испытаний), кг/(кВт-ч); Л^тд —
средний часовой расход
электроэнергии на тягу и дутье, кВт; QyT, Qf —
низшая теплота сгорания
соответственно условного и сжигаемого
топлива, кДж/кг; В — расход топлива,
т/ч.
Оптимальному избытку воздуха
соответствует минимальное значение
суммы перечисленных потерь.
Определение дч при сжигании мазута
осуществляют согласно гл. 13.
Сжигание мазута и природного газа
обычно сопровождается небольшими значениями q$
(расчетное значение — 0,5 %). Из
рассмотрения зависимости ф3=/(ос) (см. рис. 2.10)
видно, что интенсивный рост </3 начинается
со снижением избытка воздуха меньше
акр. Изменение qTA у котлов давлением 10 МПа
и выше принимается линейно возрастающим
примерно на 20 % при уменьшении их
нагрузки от DH0M до 0,6 Оном. Если по результатам
опытов при различных нагрузках не
выявляются четко осопт, то условно принимают,
что аопт для плотных топок котлов с
уравновешенной тягой сохраняется неизменным
в диапазоне A,0—0,7) DH0M при сжигании
твердого топлива и A,0—0,5) DHOM при
сжигании мазута и природного газа. При более
низких нагрузках аОПт возрастает и его
значение определяют следующим зависимостям:
для твердого топлива
otfn = аЦ'„. „ + @,75 - Я/А,™); B.36)
для мазута и природного газа
аЦ'п = а„„ „ + @,5 — D/DH0U), B.37)
где оьп'п — коэффициент избытка воздуха за
пароперегревателем; а„п н — коэффициент
избытка воздуха при Оном; D —
паропроизводительность котла, которая меньше 0,7 DHOm
для твердого и 0,5£>„ом для жидкого
(газообразного) топлива.
Следует иметь в виду, что значения
коэффициентов избытка воздуха по результатам
газового анализа аг при сжигании твердого
топлива не совпадают со значениями
коэффициентов избытка воздуха, рассчитанными по
материальному балансу ам на основе
непосредственных измерений расходов воздуха
57
и топлива, так как аг относится к фактически
сгоревшему топливу, а ам определяет
отношение суммарного объема поступающего в
топку воздуха к теоретически необходимому
для полного сгорания всего поданного в
топку топлива Связь между ними
следующая-
ам = агA-</4/100). B.38)
При наличии q^ значения аг определяют
по данным гл 14.
Необходимо отметить, что газовая
рециркуляция в котлах, работающих
под наддувом, не влияет на избыток
воздуха, так как количество
подаваемого воздуха на 1 кг топлива
остается неизменным; в котле же с
уравновешенной тягой и газовой
рециркуляцией присосы воздуха в
топку искусственно возрастают в связи
с тем, что часть их на участке
газоходов, начиная (условно) от места
контроля состава газов и кончая
местом отбора газов на
рециркуляцию, возвращается в топку. Это
вызывает расхождение в количествах
при«осов воздуха, определенных по
указанным выше методам, и
фактических, что необходимо учитывать,
особенно при определении
оптимального положения факела в топке.
Влияние роста присосов воздуха при
работающей рециркуляции газов
особенно заметно при малых
нагрузках котла. Например, если присос
воздуха на данном участке составит
10 %, то относительное увеличение
коэффициентов избытка воздуха при
коэффициенте рециркуляции 25 %
достигнет 10-0,25 = 2,5%.
Поскольку в практике
эксплуатации нашли применение дымномеры
ДМП-250М, их использование для
определения а0Пт при сжигании
мазута по оптической плотности
уходящих газов во время испытаний не
рекомендуется без газового анализа
и отбора проб на qA. В период
проведения опытов по определению а0Пт
необходимо руководствоваться
следующими показателями по
изменению температуры перегрева пара
[40] (для оборудования,
выпускаемого по техническим условиям,
согласованным в 1986 г. и в
последующие годы): для барабанных котлов
в диапазоне нагрузок @,6—0,3)/)НОм
допустимое снижение температуры
свежего пара от номинального
уровня в установившемся режиме — не
более 25 °С, а при совместном
сжигании основного и растопочного
топлив — не более 35 °С; для
прямоточных котлов температура свежего
пара должна поддерживаться на
номинальном уровне во всем
регулировочном диапазоне нагрузок, при
этом для энергоблоков всех типов
должен быть обеспечен необходимый
запас на регулирование
динамических отклонений температуры пара.
Снижение температуры пара
промежуточного перегрева от
номинального уровня в установившемся режиме
должно быть для всех видов
энергоблоков не более:
15 °С в диапазоне нагрузок ниже
0,7D„OM, включая 50 %-ную;
30 °С в диапазоне нагрузок ниже
0,5DHOm, включая 30 %-ную.
Оклонения температуры пара
промежуточного перегрева в переходных
режимах не должны превышать
предельных значений по условиям
срабатывания защит.
2.9. ОПРЕДЕЛЕНИЕ
ОПТИМАЛЬНОЙ ТОНКОСТИ
ТОПЛИВНОЙ ПЫЛИ
Под оптимальной тонкостью пыли
понимается ее значение, которому
соответствует минимальная сумма
потерь теплоты с механической
неполнотой сгорания и условного
расхода теплоты на размол. Первая
составляющая зависит в основном
от наличия в топливной пыли грубых
фракций, количество которых
определяется остатками: для антрацитов,
полуантрацитов и каменных углей —
на сите 200 мкм (/?2оо), Для бурых
углей и сланцев — на сите 1000 мкм
(/?юоо). Определение оптимальной
тонкости пыли обычно проводится
при @,9—1)£>„ом.
Рекомендуется следующий
диапазон изменения тонкости помола
58
во
м
кО
30
20
10
%
2^
*^1
У
/
ч
'3/
У
У'
6У
'д
У
>
У
У
У
г
О 10 20 30 <tO SOV^o/o
Рис. 2.11. Выбор тонкости пыли У?9о в
зависимости от выхода летучих в топливе К[ы для
мельниц различных типов:
/ —АШ, ПА и каменные угли (ШБМ, НШБМ
и ББМ), 2 — тощие и каменные угли (СМ),
3 — каменные угли (ММ), 4 — бурые угли (ШБМ
и ББМ), 5 —бурые угли (СМ и НШБМ), 6 —
бурые угли (ММ)
3, б, 9, 12
6, 9, 12, 15
20, 30, 40, 50
(рис. 2.11) в опытах:
Топливо
Антрациты и
полуантрациты . .
Тощие угли
Каменные и бурые угли
Опыты следует проводить со всеми
работающими и при одной
остановленной мельнице (в эксплуатации
одна мельница часто находится в
ремонте или резерве).
В связи с трудностью отбора проб
пыли из гравитационных сепараторов
ММ обычно используют
приближенную зависимость тонкости пыли
от скорости аэросмеси в шахте
(табл. 2.15).
Опыты на установках с ШБМ
и бункерами пыли следует проводить
при производительностях мельниц,
соответствующих тонкости пыли по
ее характеристике £ = /(/?9о),
полученной при предварительных
испытаниях мельниц с оптимальной
шаровой загрузкой и нормативном
сортаменте шаров. Опыты на установках
с СМ и ММ, оснащенных
центробежными сепараторами, ведутся с
регулированием тонкости пыли
поворотом их лопаток. Минимальный угол
открытия створок должен быть
определен заранее по условиям угрубле-
ния пыли. При инерционных
сепараторах у ММ и МВ тонкость пыли
регулируется поворотными
шиберами, при оборудовании ММ
гравитационными сепараторами — путем
изменения расхода сушильно-вентили-
рующего агента. В последнем случае
максимальная скорость в шахте
принимается увеличенной на 20—25 %,
а минимальная — уменьшенной на
25—35 %. Максимальное значение
тонкости пыли может ограничиваться
по условиям сепарации пыли и
шлакования топки. Объем измерений в
опытах тот же, что и для балансовых
опытов, но без измерений количества
очаговых остатков.
В объем обработки материалов
опытов входит подсчет ^з, Ц\ и
условной потери теплоты на расход
электроэнергии, идущей на размол
топлива и пневмотранспорт пыли qp T.
Подсчет ведут по формуле B.35),
в которой вместо NT д для схем с
ШБМ при транспорте пыли горячим
воздухом от вентилятора горячего
дутья или от воздухоподогревателя
подставляют значения расхода
электроэнергии, кВт-ч/т топлива, на
размол и транспорт пыли до горелок:
NPT=NP + NMB- B.39)
при транспортировке пыли
отобранным сушильным агентом
N
р т-
•■N? + NMB.
#в
ЯВс + Рн
B.40)
где /Vp, NM B — расход электроэнергии
соответственно на размол и привод
мельничного вентилятора (МВ);
Таблица 2.15. Опытные значения тонкости
пыли и скорости в гравитационных
сепараторах молотковых мельниц [41]
Топливо
Скорость
в сепараторе,
м/с
Сланец
Каменные угли
Бурые угли
Фрезерный торф
30—40 1,2—1,8
35—50 1,4—1,9
55—65 2,2—3,0
— 3,5—4,5
59
Явс — разрежение во всасывающем
патрубке МВ; рНагн — давление в
нагнетательном патрубке МВ.
При размоле топлива на
центральном пылезаводе NM B в формуле
B.39) не учитывают, поскольку
режим его мельниц не зависит от
работы котла. Для определения
оптимальной тонкости пыли строят
зависимость q4 + qP т = / (/?9о), а при
наличии гравитационных сепараторов у
ММ — зависимость q4-\-q?T = f (wm).
Следует иметь в виду, что
оптимальное значение тонкости пыли в
ряде случаев должно быть проверено
по показателю загрязненности и
роста аэродинамического
сопротивления котла при значительном
утонении пыли. Для экибастузского угля
УралВТИ рекомендует [42]
учитывать также потери от золового износа
конвективных поверхностей нагрева
и от снижения устойчивости горения
угля повышенной зольности.
2.10. ОПРЕДЕЛЕНИЕ
МИНИМАЛЬНОЙ НАГРУЗКИ
РЕГУЛИРОВОЧНОГО
ДИАПАЗОНА КОТЛА
Согласно [40] нижний предел
регулировочного диапазона нагрузок
энергоблока, т. е. диапазон нагрузок,
внутри которого мощность может
изменяться автоматическим без
изменения состава вспомогательного
оборудования и горелочных
устройств, должен составлять:
0,3 DH0M для блоков с
газомазутными котлами;
@,6—0,65) Dhom для блоков с пы-
леугольными котлами при твердом
удалении шлака [на влажных бурых
УГЛЯХ— @,6—0,7) Dhom];
0,7 Dhom для блоков с пылеуголь-
ными котлами при жидком удалении
шлака.
Применительно к пылеугольному
котлу испытание имеет целью
выявление нижней границы
регулировочного диапазона без подсветки
растопочным топливом с сохранением
для котла с жидким шлакоудалением
устойчивого выхода шлака и
определение соответствующего этой
нагрузке воздушного режима топки.
Для этого проводят один опыт, во
время которого при сухом шлакоуда-
лении ступенями по @,10—0,15) DH0M
с выдержкой времени по 10—20 мин
на каждой ступени уменьшают
подачу топлива на все горелки и снижают
нагрузку до минимума, ниже
которого топочный процесс становится
неустойчивым. После каждой ступени
необходима проверка правильности
соотношения топливо — воздух, т. е.
отсутствие чрезмерно большого
избытка воздуха.
На котлах с жидким
шлакоудалением режим должен быть увязан с
вязкостной характеристикой шлака,
на основе которой определяют
предварительный диапазон температур
над леткой, ниже которого при
разгрузке котла будет происходить
значительное увеличение вязкости
шлака на поду и затягивание летки.
Поэтому температура над леткой
должна часто проверяться
оптическим пирометром и визуально по
интенсивности выхода жидкого
шлака.
При сжигании ухудшенного
пылевидного топлива, когда требуется
восполнение недостающего
количества теплоты сжиганием мазута или
газообразного топлива,
минимальную нагрузку определяют при
условии сжигания пылеугольного и
замещающего топлива, количество
которого не должно выходить за
нормируемые пределы [31].
Проверка режима проводится в
течение 3—4 ч, после чего опыт
прекращается.
При наличии рециркуляции
дымовых газов разгрузку котла
целесообразно вести со степенью открытия
направляющего аппарата дымососа
рециркуляции, соответствующей
начальной. По достижении
определенной нагрузки, когда температура
промежуточного перегрева начинает
снижаться, следует увеличить
рециркуляцию газов и продолжить режим
при новом неизменном расходе ре-
60
циркулирующих газов и т. д.
Продолжительность выдержки каждой
ступени нагрузки после изменения
рециркуляции газов должна
определяться временем стабилизации
теплового состояния котла, но не менее
30 мин. В это же время следует
проводить контроль температурного
режима металла поверхностей нагрева
водопарового тракта котла.
Проведение испытаний на котлах
энергоблоков при сжигании
топочного мазута накладывает
дополнительные условия обеспечения
питания приводных турбин питательных
насосов и воздуходувок от отборов
основной турбины без перевода их на
посторонний источник питания в зоне
низких нагрузок. При подготовке к
опыту должны быть проверены
возможность регулирования тяги на
малых нагрузках (с установкой в
отдельных случаях для расширения
диапазона регулирования тяги двух-
скоростных электродвигателей
дымососов), представительность
измерений расходов питательной воды при
нагрузках ниже 0,4DHOM
существующими СИ, достаточность дымососов
рециркуляции для поддержания
необходимой температуры
промежуточного перегрева пара в области
низких нагрузок (возможно,
потребуется наращивание лопаток
рабочего колеса дымососа), состояние
мазутных форсунок, их идентичность
по производительности и качеству
распыливания (стендовыми
испытаниями). Допустимые отклонения
основных параметров форсунок [43,
44]: по расходу — не более ±2%,
по корневому углу распыла
факела — не более ±6 %, по
неравномерности орошения — не более
±10%. Диапазон регулирования
производительности и давления
топлива перед форсункой
предварительно с достаточной степенью точности
может быть оценен по формуле
Gmhh/Ghom =боном/бомин, B.41)
где Gmhh, Ghom — производительность
форсунки соответственно при
минимальном и номинальном
давлении; бо„ом, бомин — размеры капли
соответственно при номинальной и
минимальной производительности
форсунки, определяемые по [43].
Главной задачей при сжигании
мазута с использованием
механических форсунок является
определение минимального давления топлива
перед форсунками с сохранением
устойчивого топочного процесса и
хорошего распыла мазута. Для
проверки этого на котле
устанавливают номинальную нагрузку при всех
работающих горелках и полностью
открытой арматуре перед
форсунками. Избыток воздуха автоматикой
или вручную должен
поддерживаться на 3 % выше оптимального.
Затем снижением давления мазута
котел постепенно разгружают при
всех работающих горелках, избыток
воздуха поддерживают неизменным.
Давление мазута (при его
номинальном значении 3,5 МПа следует
снижать ступенями: 3,5; 2,5; 2,0; 1,5;
1,2 МПа (минимальное значение
определяется местными условиями).
При появлении признаков ухудшения
топочного процесса необходимо
увеличить подачу воздуха в горелки,
а при необходимости — и давление
мазута (нагрузку котла). На этом
режиме проверяют условия
эксплуатации, и если есть уверенность в
надежности режима, то вновь
проверяют режим с более низким
давлением мазута. При минимальном
давлении мазута режим проверяют не
менее 4—6 ч при условии
надежности температурного режима
металла поверхностей нагрева
водопарового тракта котла.
В задачу проведения опыта, когда
на котле применяются паромехани-
ческие форсунки, как правило,
обеспечивающие более надежный
распыл мазута при малых его
расходах, чем механические, а также при
сжигании природного газа, входит
нахождение минимальной нагрузки
по условиях допустимого
снижения температуры промежуточного
перегрева пара и надежности
температурного режима поверхностей
61
Таблица 2.16. Нормы предельно допустимых скоростей изменения нагрузки
Тип турбины
Изменения нагрузки
плановое
Скачок нагрузки
Д/V, МВт
Скорость скачка
dN/dx, МВт/мин
неплановое
Скачок нагрузки
AN, МВт
Скорость скачка
dN/dx, МВт/мин
К-800-240-ЗЛМЗ
К-500-240ХТЗ
Т-250/300-240ТМЗ
К-300-240ХТЗ
К-300-240ЛМЗ
К-210-130ЛМЗ
К-160-130ХТЗ
40
70
50
40
40
50
35
5
3
2,5
1,7
2,5
2,5
1.5
60
30
20
20
20
20
15
2,5
1,2
1,0
0,8
1,0
1,0
0,5
нагрева водопарового тракта котла.
Для этого котел разгружают
ступенями по @,15—0,20) DHom с
выдержкой времени, необходимой для
проведения всего объема
измерений (но не менее 30 мин),
проверяют правильность соотношения
топливо — воздух. По достижении
минимальной нагрузки
регулировочного диапазона по перечисленным
условиям нагрузку котла несколько
повышают для перехода в зону
надежного режима, и на этой
нагрузке режим проверяется в течение 4—
6 ч.
Надежность работы котла на
нижнем пределе регулировочного
диапазона проверяют нанесением
кратковременных возмущений (примерно на
3 мин), увеличением расхода
топлива и снижением расхода
питательной воды на 15—20 % исходного
уровня. Если при этом не
обеспечивается надежность режима, проверке
подлежит предыдущая ступень
нагрузки. Для предотвращения
возможного обрыва факела в опыте
эксплуатационный персонал котла
должен до начала работы обеспечить
необходимые мероприятия: быструю
подачу резервного топлива, передачу
части нагрузки на другие котлы.
Непрерывную продувку на время опыта
целесообразно закрыть по
согласованию с химическим цехом. Объем
измерений увеличивают до
указанного в § 2.7 применительно к
балансовым опытам, если проверяемый
режим может стать характерным для
работы агрегата.
62
Для котлов энергоблоков 800—
160 МВт предельно допустимые
скорости планового изменения нагрузки
с сохранением номинального
давления свежего пара в опытах
ограничивают приведенными в табл. 2.16
значениями [45]. Скачкообразное
изменение нагрузки при плановых
изменениях должно выполняться со
скоростью до 4 % номинальной
мощности в минуту из-за ограничений,
определяемых динамикой котла, при
неплановых изменениях — с
быстродействием, регламентируемым САР
турбины.
Измерения в опыте в основном
ведут по эксплуатационным
приборам: нагрузка котла, параметры
пара, температура питательной воды,
анализ газов за ближайщей к топке
поверхностью нагрева (в конце
поворотной камеры), температура в
топке, расход и давление вторичного
воздуха, количество и сочетание
работающих горелок, питателей пыли,
мельниц прямого вдувания. Кроме
того, ведут отбор проб топлива,
шлака, золы уноса, проб пыли и их
рассев, измеряется нагрузка тяго-
дутьевых устройств. Объем контроля
надежности работы поверхностей
нагрева определяется конструкцией
котла и результатами
предварительных опытов. Учитывая возможную
продолжительность опыта, следует
совмещать время его проведения со
временем системных минимумов
разгрузки, если по условиям
перераспределения нагрузки по котлам
ТЭС нет необходимых условий.
2.11. ОПРЕДЕЛЕНИЕ
ТЕХНИЧЕСКОГО МИНИМУМА
НАГРУЗКИ КОТЛА
Задача определения технического
минимума нагрузки котла связана
с необходимостью выявления
минимально допустимого уровня нагрузки
котла в целях обеспечения заданного
диспетчерского графика нагрузок,
при этом допускается изменение
состава вспомогательного
оборудования и подсветка пылевого факела
растопочным топливом. Согласно
[46] гидравлический и
температурный режимы поверхностей нагрева
котлов энергоблоков 160—800 МВт
не лимитируют снижение нагрузки
ниже 0,7 вплоть до 0,4DHOm, за
исключением котлов пылеугольных блоков
на сильношлакующихся углях. Для
пылеугольных котлов основной
фактор, ограничивающий диапазон
нагрузок,— это топочный режим,
зависящий от вида сжигаемого топлива
и конструктивных особенностей
топочных устройств. Уменьшение
нагрузки до 0,4D„OM и ниже при
сжигании сильношлакующих углей
может дополнительно ограничиваться
надежностью гидравлики парогене-
рирующих элементов из-за
возможности возникновения застоя или
чрезмерно низких массовых скоростей
в зашлакованных трубах. Работа
котлов с жидким шлакоудалением
в условиях пониженных нагрузок по
условиям надежности топочного
режима с учетом реакционной
способности топлив и плавкости золы
может быть обеспечена (табл. 2.17)
подсветкой мазутом и газом в
количестве, определяемом по [31] или
[47]. По условиям надежности
гидравлики длительность опыта может
быть ограничена 1,5—2 ч. При
несоблюдении любого из показателей
надежности опыт должен быть
прекращен и нагрузка котла поднята
до безопасного уровня.
Работа дубль-блоков в однокор-
пусном режиме допускается лишь в
исключительных случаях. При этом
согласно [48] для дубль-блоков,
разгружаемых на номинальном
давлении, при работе в однокорпусном
режиме устанавливают нагрузку,
равную 50 % указанной в табл. 2.17,
но не менее 30 % номинальной
нагрузки блока.
На пылеугольном котле после
достижения нижнего предела
регулировочного диапазона нагрузки при
сжигании низкореакционных топлив
должно зажигаться подсвечивающее
топливо (мазут или газообразное
топливо в объеме не менее 8 % по
теплоте) и путем отключения части
работающих горелок котел
разгружается ступенями по @,05—0,1) D„0M.
На каждой ступени нагрузки
проверяют режим работы топки, уровень
перегрева пара и надежность работы
поверхностей нагрева водопарового
тракта. Длительность выдержки на
каждой ступени определяется
временем стабилизации режима работы
котла и проведения измерений, но
не менее 20 мин.
В задачи опыта входит также
выявление оптимального сочетания
количества работающих горелок. При
двух-трех ярусах обычно отключают
из работы нижний ярус или часть
его горелок, а при одном ярусе
сочетание горелок определяют по
местным условиям (отключение накрест
лежащих горелок и т. п.). Режим
ведут при неизменном разрежении в
топке и неизменной подаче топлива
и воздуха; рециркуляцию газов (при
ее наличии) регулируют в
соответствии с рекомендациями,
приведенными в § 2.10. После достижения
нагрузки котла, при которой
температура перегрева свежего пара или
пара промежуточного перегрева
падает ниже допустимой, происходит
накопление шлака на поду в
опасных размерах, прекращается сток
шлака со стен даже при работе над-
подовой горелки или режим работы
поверхностей нагрева переходит в
опасную по условиям надежности
зону, нагрузка несколько поднимается
до устранения этих явлений и данную
нагрузку принимают за достижимый
63
Таблица 2.17. Минимально допустимые нагрузки энергоблоков [48]
Тип блока и состав оборудования
Топливо
Шлакоудаление
Минимальная
нагрузка, МВт
Моноблок с котлом ТГМП-1202 и турбиной
К-1200-240-3
Моноблок с котлом ТГМП-204П и турбиной
К-800-240
Моноблок с котлом ТГМП-204 и турбиной
К-800-240
Моноблок с котлами П-57, П-57-2, П-57-3,
П-57-ЗМ и турбиной К-500-240
Моноблок с котлом ТГМП-344А и
турбинами Т-250-240, К-300-240
Моноблок с котлом ТГМП-324 и турбиной
К-300-240
Моноблок с котлами ТГМП-314Ц,
ТГМП-314П и турбиной Т-250-240
Моноблок с котлами ТГМП-314А, 314Б и
турбинами К-300-240, Т-250-240
Моноблок с котлом ТГМП-314 и турбиной
К-300-240
Дубль-блок с котлом ТГМП-114 и турбиной
К-300-240
Дубль-блок с котлами ПК-41, ПК-41-1 и
турбиной К-300-240
Моноблок с котлом П-59 и турбиной
К-300-240
Моноблок с котлами ТПП-312, ТПП-312А
и турбиной К-300-240
Дубль-блок с котлами ПК-39, ПК-39-1,
ПК-39-П и турбиной К-300-240
Дубль-блок с котлом П-50 и турбиной
К-300-240
Дубль-блок с котлом ТПП-210А и
турбинами К-300-240, Т-250-240
Дубль-блок с котлом ТПП-210 и турбиной
К-300-240
Моноблок с котлом ТПП-110 и турбиной
К-300-240
Моноблок с котлом БКЗ-640-140 и турбиной
К-210-130
Моноблоке котлом БКЗ-670-140 и турбиной
К-210-130
Моноблок с котлом ТПЕ-215 и турбиной
К-210-130
Моноблок с котлом ТПЕ-214 и турбинами
К-210-130, Т-180/210-130
Моноблок с котлом ТГМЕ-206 и турбиной
К-210-130
Моноблок с котлом ТМ-104 и турбиной
К-210-130
Моноблок с котлом ТГМ-104 и турбинами
К-200-130, К-210-130
Моноблок с котлом ТГ-104 и турбинами
К-210-130, К-180/210-130
Мазут, газ
700
Мазут
Газ
Мазут, газ
Уголь экибастуз-
ский
Мазут, газ
Мазут
Мазут, газ
Мазут, газ
То же
То же
То же
Уголь
подмосковный
Уголь донецкий
ГСШ
Газ
Уголь экибастуз-
ский
Уголь кузнецкий
Т, донецкий Т
Газ
Уголь донецкий
АШ, Т, шлам,
кузнецкий Т
Газ
Уголь донецкий
АШ, шлам
Газ
Уголь донецкий
АШ, кузнецкий Т,
шлам
Газ
Уголь холбольд-
жинский, ирша-
бородинский
Уголь бикинский
Б1
Уголь
нерюнгринский
Уголь
нерюнгринский, кузнецкий Г
Мазут, газ
Мазут
Мазут, газ
Газ
—
—
—
Твердое
—
—
—
—
—
—
—
Твердое
Жидкое
—
Твердое
Жидкое
—
Жидкое
—
Жидкое
—
Жидкое
—
Жидкое
Твердое
»
»
—
—
—
—
400
320
440
325
120
100
150
150
120
150*
120
120
150
190
190
210
225
120
225
180
225
150
225
150
100
120
140
140
80
80
80
80
64
Продолжение табл. 2.17
Тип блока и состав оборудования
Топливо
Шлакоудаление
Минимальная
нагрузка, МВт
Дубль-блок с котлами ПК-47, ПК-47-2,
ПК-47-3 и турбинами К-200-130, К-205-130
Дубль-блок с котлами ПК-40-1, ПК-40-2 и
турбиной К-200-130
Моноблок с котлом ПК-33 и турбинами
К-180-130, К-200-130, К-205-130
Дубль-блок с котлом ТП-67 и турбиной
К-180-130
Дубль-блок с котлом ТП-101 и турбинами
К-200-130, К-210-130
Моноблок с котлом ТП-109 и турбинами
К-200-130, К-210-130
Моноблок с котлами ТП-100, ТП-100А и
турбиной К-200-130
Моноблок с котлом ТГМ-94 и турбинами
К-150-130, К-160-130
Моноблок с котлом ТП-90 и турбиной
К-150-130
Дубль-блок с котлами ПК-38, ПК-38-2 и
турбинами К-150-130, К-160-130
Дубль-блок с котлом ПК-24 и турбиной
К-150-130
Моноблок с котлом ТП-92 и турбиной
К-150-130
Мазут, газ
Уголь кузнецкий
Г и Д, хакасский
Уголь кузнецкий
СС
Уголь экибастуз-
ский,
подмосковный
Уголь
челябинский
Газ
Эстонские сланцы
То же
Уголь донецкий Г
и Д, промпродукт,
шлам
Уголь львовско-
волынскии,
донецкий ГСШ
Уголь донецкий
АШ и Т
Мазут, газ
Уголь донецкий
АШ
Газ
Уголь назаров-
скии
Мазут, газ
Уголь черемхов-
ский, азейский
Уголь львовско-
волынскии, кизе-
ловскии,
кузнецкий Г и Д
Газ
—
Жидкое
»
Твердое
»
Твердое
»
»
Жидкое
»
Жидкое
Жидкое
Твердое
Твердое
120
140
160
140
130
100
80
80
140
130
140
60
105
60
100
70
90
105
60
* Для энергоблоков с котлами, на которых не реконструирована НРЧ.
технический минимум. Допустимая
длительность этой нагрузки для
котла с жидким шлакоудалением
должна проверяться по условиям
сплавления шлака после повышения
нагрузки.
Оптимальное количество и
сочетание работающих горелок выявляют
по минимуму суммы q2 + Qj д с учетом
расхода во втором слагаемом
электроэнергии на газовую
рециркуляцию, температуры промежуточного
перегрева пара и показателей
наименее надежных поверхностей
нагрева. При переходе на новое число
газовых горелок давление газа
задают из соотношения ро = Р\ (п\/п2J,
где /?|, р2 — давление газа при
режимах, отвечающих соответственно
первому п\ и второму /22 количеству
работающих горелок. На выбранном
техническом минимуме нагрузки
должна быть проверена надежность
поверхностей нагрева водопарово-
3 В. И. Трембовля и др.
65
го тракта котла нанесением
возмущений, как и в предыдущем
опыте.
2.12. ОПРЕДЕЛЕНИЕ
МАКСИМАЛЬНОЙ
КРАТКОВРЕМЕННОЙ
НАГРУЗКИ КОТЛА
Целью определения
максимальной кратковременной нагрузки котла
является проверка возможного
предела нагрузки котла применительно
к условиям покрытия суточных
максимумов графиков электрических
нагрузок энергосистем и в аварийных
ситуациях, выявление факторов,
ограничивающих перегрузку
энергоблоков сверх номинальной, и
разработка мероприятий для ее
обеспечения. Ограничивающими
факторами перегрузки котлов
энергоблоков могут быть:
температура продуктов сгорания
в поворотной камере, определяемая
нижним пределом температуры
размягчения золы и резким ростом
шлакования;
температура металла труб,
особенно НРЧ в области наибольших
тепловых потоков и пароперегревателя;
недопустимый рост температур
перегрева пара или исчерпание
возможности их регулирования;
недостаток тяги или дутья; предельно
допустимое давление пара в
регулирующей ступени турбины;
повышение температур активных
частей и охлаждающих сред в
турбогенераторах;
перегрузка приводных турбин
питательных насосов и
турбовоздуходувок;
ухудшение качества пара;
недопустимый рост давления в
барабане котла;
повышение нагрева обмуровки, в
том числе амбразур мазутных
горелок.
До начала опытов котел
(особенно пароперегревательные
поверхности и верхняя часть топки) должен
быть очищен штатными обдувочными
и другими средствами.
Технология проведения опыта при
сжигании пылевидного топлива
заключается в постепенном
повышении ступенями по @,02—0,10)/)I)OM
нагрузки котла сверх DHOm (меньшие
значения — для котлов энергоблоков
150 МВт и выше, большие — для
котлов ТЭС с поперечными
связями) и выдерживанием ее на
каждой ступени 20—30 мин и на
заключительном этапе в течение 2 ч. Для
уменьшения температуры металла
НРЧ, возможно, потребуется
значительное (в 1,5—2 раза) увеличение
степени рециркуляции продуктов
сгорания против уровня номинальной
нагрузки. Предельное значение
нагрузки котла блочной установки
должно быть согласовано с
разрешенной заводом-изготовителем
перегрузкой турбогенератора. Объем
измерений по условиям надежности
высокотемпературных поверхностей
нагрева котлов энергоблоков
определяется необходимостью проверки
нестационарных режимов,
измерениями, перечисленными в § 2.10,
а также контролем расходов воды на
впрыски, нагрузок
электродвигателей контрольно-вспомогательного
оборудования, частот вращения ТПН
и ТВД и проведением анализов проб
котловой воды и пара. В связи с
возможным резким увеличением выхода
шлака из котла вследствие его
сплавления со стен и пода при росте
температуры в топке требуется
принятие соответствующих технических
мер и мер по технике безопасности.
При подготовке к опыту на котле
после его реконструкции с переводом
на сжигание мазута во избежание
отложений несгоревшей сажи и
последующего пожара должен быть
тщательно проверен горелочный
аппарат (см. § 2.8) и его
регулирующие устройства, в том числе на
подводе воздуха к каждой горелке, и
наличие пара для продувки форсунок.
Распределение воздуха по горелкам
должно быть равномерным —
относительное отклонение давления воз-
66
духа перед ними не должно
отличаться более чем на ±5 %; режим
горения мазута должен отвечать
требованиям, перечисленным в § 2.7,
однако поддержание на максимальной
нагрузке и близкой к ней нагрузке
малых избытков воздуха
необязательно, так как в задачи опыта
входит достижение не оптимальной
экономичности, а надежности работы
котла. Технология опыта
предусматривает постепенный подъем нагрузки
с выравниванием на каждой ее
ступени воздушного режима (по данным
газового анализа). Измерения и
записи в опыте аналогичны таковым по
определению минимальной нагрузки
регулировочного диапазона котла,
длительность опыта — примерно 4 ч.
На газомазутном котле опыт
проводят по следующей технологии. На
номинальной нагрузке полностью
открывают направляющие аппараты
тягодутьевых машин, в случае
недостатка воздуха—дымососами,
тяги — дутьевыми вентиляторами
устанавливают разрежение вверху топки
около 20 Па и затем постепенно
увеличивают подачу топлива до
достижения оптимального избытка
воздуха, найденного при Дюм. При
появлении ограничений нагрузки по
условиям одной или нескольких из
указанных причин прирост подачи
топлива прекращают и далее опыт
проводят на достигнутой (без
ограничения) нагрузке с записями
перечисленных выше показателей.
2.13. ОПРЕДЕЛЕНИЕ
МАКСИМАЛЬНОЙ НАГРУЗКИ
КОТЛА ПРИ РАБОТЕ С ОДНИМ
ДЫМОСОСОМ ИЛИ ДУТЬЕВЫМ
ВЕНТИЛЯТОРОМ И НА
РАЗНЫХ ЧАСТОТАХ ВРАЩЕНИЯ
ИХ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ
Целью определения
максимальной нагрузки котла при работе с
одним дымососом или дутьевым
вентилятором является выявление
наибольшей нагрузки, которую может
нести котел при выходе из строя
одного из двух параллельно
работающих дымососов или дутьевых
вентиляторов. Для проверки режима
работы на одном дымососе
отключающие заслонки и направляющие
аппараты остановленной машины
должны быть закрыты, а остальные
заслонки по газовому тракту котла
установлены в положения,
предупреждающие газовый перекос. В
начале опыта устанавливают
паропроизводительность котла @,55—
0,6)D„OM при полной нагрузке
работающего дымососа и нормальном
избытке воздуха. Затем нагрузку
следует постепенно увеличить
[ступенями по @,05—0,1) Дюм],
регулируя избыток воздуха. При сжигании
твердого топлива для достижения
возможно большей нагрузки и
сохранения минимально допустимого
разрежения в топке следует по
возможности снизить избыток воздуха,
не допуская затягивания факела в
конвективную часть котла.
Увеличение подачи топлива прекращают
после того, как из-за недостатка тяги
разрежение вверху топки снизится
до нулевого. Длительность опыта при
установившемся режиме 2 ч;
измерения и наблюдения те же, что и
в § 2.11, за исключением контроля
температурного режима и
гидродинамики поверхностей нагрева
котла.
При сжигании мазута или газа
для нахождения предельной
нагрузки котла при работе одного
дымососа полностью открывают его
направляющий аппарат и, регулируя
нагрузку дутьевых вентиляторов,
устанавливают разрежение вверху
топки на уровне 20—30 Па. На
режиме ранее найденного оптимального
избытка воздуха с помощью опытных
зависимостей Дрвпд = / (aDK) или
АрВпд = / (ccQ-гопл) устанавливают
расход топлива, при котором и
определяют искомую нагрузку котла. В
опыте необходимо обеспечить условия,
исключающие возможность
загорания уноса (сажи) в конвективной
части котла.
3*
67
Аналогично проводят опыты на
одном дутьевом вентиляторе при
остановленном одном
регенеративном воздухоподогревателе.
Приведение нагрузки котла к
заданной температуре наружного
(холодного) воздуха проводят по
формуле
ОТО I 4
Lf макс 2 ^ ^макс 1 "ТГ^то ! "i »
B.42)
АI о -\- 12
где индексы 1 и 2 относятся
соответственно к величинам, определенным
в опыте и в пересчитываемых
условиях.
Выявление диапазона работы
котла при малой (первой) частоте
вращения электродвигателей тягодутье-
вых машин необходимо по условиям
обеспечения минимальных расходов
электроэнергии на собственные
нужды. При проведении опыта
устанавливают предварительно
определенную эксплуатационную нагрузку с
поддержанием оптимального
топочного режима при работе тягодутье-
вых машин на малых скоростях.
Постепенно нагружая котел с
обеспечением оптимального избытка
воздуха, устанавливают уровень
нагрузки, при которой выявляется
ограничение по дутью или тяге. После
этого машину, ограничивающую
дутье или тягу, переводят на
следующую ступень частоты вращения и
нагрузку вновь постепенно поднимают
с сохранением оптимального
топочного режима до уровня, когда
появляется ограничение по другому
показателю. Аналогично определяют
зоны работы при трех ступенях
частот вращения. Измерения и записи
в опыте не отличаются от указанных
для случая проверки работы на
одном дутьевом вентиляторе
(дымососе).
2.14. ИСПЫТАНИЯ ПРИ РЕЖИМЕ
СКОЛЬЗЯЩЕГО ДАВЛЕНИЯ
Применение режима скользящего
давления на частичных нагрузках
блоков СКД позволяет уменьшить
снижение экономичности благодаря
увеличению КПД цилиндра высокого
давления турбины (за счет
уменьшения дросселирования пара в ее
регулирующих клапанах), снижению
потребления энергии на привод
питательного насоса и повышения
температуры пара промежуточного
перегрева. Данный режим ведут на
нагрузках ниже @,7—0,8)D„OM, при
этом часть регулирующих клапанов
турбины полностью открыта, а
остальные закрыты. Последнее
позволяет быстро частично нагрузить
турбогенератор при снижении частоты в
энергосистеме. Определяющим
фактором применения режима
скользящего давления является надежность
котла в стационарных условиях и
при возмущениях, характерных для
рассматриваемого режима. Его
внедрение требует предварительной
расчетной, а затем опытной проверки.
На первом этапе определяют
потенциально опасные поверхности
нагрева по условиям работы на
двухфазной среде и повышения
температур стенок труб из-за
температурных разверок. При снижении
давления в радиационных
поверхностях нагрева ниже критического
в них возможны нарушения
гидравлического и температурного режимов
из-за межвитковых пульсаций в эко-
номайзерно-испарительной зоне,
неравномерности распределения
рабочего тела из коллекторов по
отдельным трубам, повышенных теплогид-
равлических разверок и расслоения
потока.
Для барабанных котлов
энергоблоков на давление 14 МПа в связи
с тем, что режим скользящего
давления практически не снижает
экономичность блока и вместе с тем
сопряжен с увеличением количества цик-
лоь переменных напряжений в
металле барабана, испытания могут
проводиться лишь в целях выявления
возможности расширения
регулировочного диапазона нагрузок, исходя
из условий надежности циркуляции,
температурного режима экранных и
перегревательных труб.
68
Типовая программа испытаний для
проверки работы котла при
скользящих параметрах предусматривает
(см. также § 2.2):
выявление расчетным путем
поверхностей нагрева, попадающих при
снижении давления в режим
работы на пароводяной смеси (для
расчетов принимаются числовые
значения основных параметров,
полученные в опытах при стационарных
режимах или по проектным данным);
разработку схемы измерений для
определения тепловых разверок в
поверхностях нагрева и проверки
гидравлической устойчивости
экранов, составление чертежей на
отдельные узлы измерений и перечня
требующихся приборов и материалов;
разработку рекомендаций по
устранению причин, препятствующих
проведению испытаний (по котлу,
КИПиА, защитам), контроль их
реализации;
разработку и согласование с
руководством электростанции рабочей
программы испытаний (техническая
программа для головных образцов
котлов должна быть предварительно
согласована с
заводом-изготовителем и проектной организацией);
проведение испытаний по проверке
режимов работы котла и блока на
скользящем давлении в водопаровом
тракте;
предварительную обработку
материалов испытаний, выдачу
заказчику предварительного заключения
с режимными указаниями и
окончательную обработку с составлением
сводных таблиц, графиков тепловых
разверок, действительных
гидравлических характеристик поверхностей
нагрева и т. д. и отчета об
испытаниях.
Данная программа
предусматривает 10—12 опытов для определения
надежности работы поверхностей
нагрева в стационарных режимах и
10—12 опытов для выявления
влияния режимных возмущений. В
стационарном режиме
продолжительность опыта составляет не менее
2 ч при сжигании твердого топлива
и не менее 1 ч при сжигании газа и
мазута.
В задачи испытаний входят:
выявление диапазона
«разрешенных» давления и нагрузки по
условиям надежности работы
поверхностей нагрева котла в стационарных,
переменных и аварийных режимах;
определение статических
характеристик котла (по температурам и
давлениям) в широком диапазоне
нагрузок;
снятие динамических
характеристик участков регулирования котла
при типовых возмущениях;
определение диапазона нагрузок
блока на турбопитательном насосе
и запаса мощности турбопривода в
различных режимах;
получение предварительных
данных для оценки водно-химического
режима блока в условиях глубокого
изменения нагрузки при скользящем
давлении;
предварительная оценка
приемистости блока при работе на
номинальном и скользящем давлении;
определение объема необходимых
изменений тепловых защит и
автоматики блока применительно к
режиму работы на скользящем давлении
при частичных нагрузках.
В дополнение к штатным
измерениям по одному потоку водопаро-
вого тракта предусматриваются
следующие измерения.
1. Для контроля надежности
работы поверхностей нагрева котлов:
измерения поверхностными ТП
температуры металла на выходе из
змеевиков вне зоны обогрева НРЧ и
других поверхностей нагрева,
попадающих в испарительную зону, по
состоянию рабочего тела на входе
для контроля за раздачей
пароводяной смеси и теплогидравлической
разверкой. При этом ТП
необходимо устанавливать с учетом
различной обогреваемой длины змеевиков.
Для контроля раздачи пароводяной
смеси по панелям СРЧ и ВРС
устанавливают поверхностные ТП на
выходе из каждой панели и из
змеевиков внутри панелей (наибольшее
69
количество в наиболее разверенной
панели, выявленной при работе в
режиме СКД). Количество
контролируемых змеевиков должно быть не
менее 30 % их общего количества;
измерения расходов среды на
входе в змеевики НРЧ для контроля за
межвитковой пульсацией потока.
Количество контролируемых змеевиков
не регламентируется и определяется
руководителем испытаний. Схема
измерений может быть ориентирована
на использование только в режиме
работы котла на минимальной
нагрузке;
измерения с применением
температурных вставок температуры
металла труб экранов в обогреваемой
зоне для контроля за уровнем
максимальной температуры и в
горизонтальных экранах за «розеткой»
температуры по периметру труб.
Количество и места установки
температурных вставок определяет
руководитель испытаний.
2. Для снятия динамических
характеристик участков регулирования
котла и оценки приемистости блока
организуют специальную схему
измерений, при этом интервалы
регистрации основных параметров, скорости
движения лент регистрирующих
приборов, их количество выбирают на
основе результатов расчета
переходных процессов в котле.
3. Для контроля за
водно-химическим режимом работы блока
(перемещением отложений по водопарово-
му тракту) используют отборники
проб питательной воды, рабочего
тела (перед встроенной задвижкой,
свежего пара, пара промежуточного
перегрева из холодных и горячих
паропроводов, конденсата турбины
с напорной стороны конденсатных
насосов первой ступени).
Объем и методика проведения
испытаний характеризуются
следующими положениями.
1. Весь комплекс испытаний
делится на четыре основные группы
опытов. В первой из них определяют:
возможный диапазон нагрузок
блока по условиям надежности ра-
70
боты поверхностей нагрева котла в
переходных и стационарных
режимах;
статические характеристики
температур и давлений рабочего тела
по тракту, запас мощности турбо-
привода питательного насоса;
предварительную характеристику
перемещений отложений по водо-
паровому тракту блока.
Во второй группе определяют
надежность работы поверхностей
нагрева в условиях, близких к
аварийным режимам, в третьей —
динамические характеристики участков
регулирования котла в проверяемом
диапазоне нагрузок и давлений, в
четвертой — характеристики
приемистости блоков при работе на
номинальном и пониженном давлении.
2. Объем и условия проведения
первой группы опытов следующие:
опыты с включенными ПВД
проводят на трех нагрузках в диапазоне
@,7—0,5)DMOM для блоков с пылеу-
гольными котлами, с подсветкой
мазутом (природным газом) и
переходом на твердое шлакоудаление и
@,7—0,3)D„OM для газомазутных
блоков. На каждой нагрузке
проводят два опыта. На дубль-блоках в
работе должны находиться оба
корпуса. Для обеспечения минимальных
затрат топлива в переходных
режимах согласно [49] на газомазутных
энергоблоках 150 МВт с
прямоточными котлами в диапазоне
нагрузок 150—85 МВт разгружение
должно вестись со скоростью изменения
нагрузки 3—4 %/мин, нагружение
2,5—3,5 %/мин, на газомазутных
энергоблоках 200 МВт в диапазоне
нагрузок 200—120 МВт
разгружение — со скоростью 2—3 %/мин,
нагружение 1,5—2,5 %/мин. При этом
изменения основных технологических
параметров не должны превышать
значений, приведенных на рис. 2.12.
Ориентировочно оптимальные
скорости изменения нагрузок iy0]U на
газомазутных энергоблоках 300 МВт
определяют согласно [50] по рис.
2.13. Отклонения температуры
свежего пара и пара промежуточного
±AtQ;c
±Ар0,МПа
1,8 h
0,8
0,6
0,2
О
I ^y^J^o/,
| 2>50/<>/минх
70 80 30 100 110 120 130 ПОЦМЪт
а)
±AtQl±Atnn
±Ар0,МПа
1,2 h
toytn.n
Vmuh
0,8 h
о,*
0,2
110 120 130 П0150160 170 180 NMbT
Рис. 2.12. Допустимые пределы колебаний технологических параметров при колебаниях
нагрузки [49]:
а — энергоблок 150 МВт, б — энергоблок 200 МВт
перегрева не должны превышать
Ч=Ю°С, отклонение давления
свежего пара от нормативной
характеристики — ±0,5 МПа. Согласно
[40] для прямоточных котлов
энергоблоков, выпускаемых по техническим
условиям, согласованным в 1986 г.
и в последующие годы, на
скользящем давлении должна допускаться
скорость изменения нагрузки (в зоне
скользящего давления) 6 %/мин
номинальной мощности;
на блоках с пылеугольными
котлами с резервным газообразным
или жидким топливом
дополнительно проводят контрольные опыты (не
менее 2—3) после сжигания
природного газа в течение 2—4 недель
по условиям загрязнения
поверхностей нагрева котла;
при определенной в процессе
испытаний максимально длительной
нагрузке проводят 1 опыт с
отключенными ПВД;
проводят 1 опыт для уточнения
статических характеристик при 3
нагрузках в диапазоне @,5—0,3) Дюм
и проверки надежности при
нагрузке 0,3D„OM;
если по условиям надежности
котла при скользящем давлении
регулировочный диапазон нагрузки
ограничивается (см. табл. 2.17), полный
регулировочный диапазон проверяют
при определенном в испытаниях
минимально допустимом давлении пара
120 Н,МВт
12
k\\ \
^
\\s
ГЧ чч
\\\ч
^
\ЛЛ^
^
^
40
60
80
*)
100
120 NMbr
Рис. 2.13. Оптимальные скорости изменения
нагрузки газомазутного энергоблока 300 МВт
в зависимости от ее изменения [50]:
а — разгружение, б — нагружение
и при номинальном давлении. Общее
количество опытов 10—12,
длительность опыта 6—8 ч;
для получения оценочных данных
по водно-химическому режиму
блока требуется перед началом каждого
опыта поддерживать стабильный
режим работы блока в течение
примерно 8 ч, осуществлять
автоматическое дозирование необходимых
реагентов в тракт блока, во всех
точках отбора проб контролировать
содержание кремниевой кислоты,
оксидов железа, соединений меди и
71
натрия, жесткость, содержание
кислорода в конденсате турбины.
Периодичность отбора проб 30—60 мин
при стабильном исходном режиме
работы блока и 5—10 мин при
режимах изменения нагрузки и
давления.
В стационарных режимах должны
обеспечиваться предусмотренные
программой испытаний режим
горения и избыток воздуха в топке,
расходы питательной воды и топлива,
его качество. Нагрузка котла не
должна превышать установленной
максимальной производительности,
параметры пара — максимальных
значений по инструкции
завода-изготовителя. При несоответствии
колебаний основных параметров и
нагрузки допустимым, а также при
достижении предельных значений
температур рабочего тела и металла
(предусматриваются в программе
работы), прекращении (резком
снижении) расхода рабочего тела в
отдельных элементах котла
испытания должны быть прекращены.
3. Опыты второй группы проводят
в наиболее неблагоприятном для
котла режиме по температуре
питательной воды (с включенными или
отключенными ПВД), который
оценивается по результатам первой
группы опытов. Проверке подлежат
следующие режимы (применительно к
блоку 300 МВт):
резкие колебания давления в
тракте блока путем изменения
положения регулирующих клапанов турбины
при исходных режимах; опыт 1 —
нагрузка примерно на 30 % выше
минимально длительной; опыты 2—
5 — минимальные нагрузки и
давление по результатам первой группы
опытов; опыт 6 — нагрузка 0,7DMOV
при номинальном давлении. Опыты
проводят при быстром (примерно
за 10 с) открытии регулирующих
клапанов, с кратковременной
постепенно увеличивающейся выдержкой
времени (опыты 2—5) и
последующим быстрым (примерно за 10 с)
возвратом клапанов в исходное
положение;
резкие кратковременные
(примерно на 5 мин) набросы расхода
топлива и снижение расхода воды на
15 и 30 % исходного уровня,
переключения горелок, изменение
расхода рециркулируемых газообразных
продуктов сгорания (изменением
положения направляющего аппарата
дымососа рециркуляции). Опыты
проводят при работе блока на
минимально длительной нагрузке,
определенной по результатам первой
группы опытов;
аварийный перевод питания котла
с турбонасоса на питательный
электронасос при минимальной
нагрузке блока, определенной по
результатам первой группы опытов (ПТН
отключается кнопкой останова).
После включения ПЭН по АВР режим
выдерживают 10—15 мин.
Применительно к схеме
дубль-блока предусматривают также
проведение опытов с глубоким снижением
давления в тракте блока путем
отключения одного корпуса котла.
Всего проводят три опыта: опыт 1 —
исходный режим по нагрузке блока
@,7—1,0)Ь,1(Ш (после отключения
корпуса котла блок должен
оставаться в зоне «разрешенных»
нагрузки и давления, определенных
в первой группе опытов). Выдержка
времени до восстановления
исходного режима примерно 30 мин;
опыты 2, 3 — исходный режим —
минимальные нагрузки и давление по
результатам первой группы опытов.
Исходное давление после
отключения корпуса восстанавливают
прикрытием регулирующих клапанов
турбин (опыт 2) и увеличением
нагрузки оставшегося в работе
корпуса котла (опыт 3). Следует
учитывать [46], что работа
дубль-блоков в однокорпусном режиме может
быть допущена лишь в
исключительных случаях. Для дубль-блоков
300 МВт при работе на скользящем
давлении установлены следующие
нагрузки: с котлами П-50,
ТПП-210А —120 МВт, с котлами
ПК-39, ПК-39-1, ПК-39-П —
140 МВт. На дубль-блоках с котлами
72
ПК-41, ПК-41-1, ТГМП-114 и П-50
при работе на газообразном
топливе, разгружаемых на скользящем
давлении до 0,4DHOv,, однокорпусный
режим не допускается.
4. Опыты третьей группы
проводят на трех нагрузках @,7D„OM и двух
меньших нагрузках в пределах
регулировочного диапазона) при работе
блока на скользящем и
номинальном давлении. Динамические
характеристики участков регулирования
котла определяют при воздействиях
топливом, водой, впрысками и
регулирующими клапанами турбины. На
минимально длительной и
промежуточной нагрузках проводят по две
серии опытов. Продолжительность
серии опытов на каждой нагрузке
16 ч.
5. Опыты четвертой группы
проводят на исходной нагрузке блока
@,55—0,6) Дюм. Оценку
приемистости проводят при работе блока на
номинальном и скользящем давлении
с набросами нагрузки в опытах до
0,2DHOM- Количество опытов — три —
четыре, продолжительность каждого
опыта — 1 ч.
Работы по автоматическим
системам регулирования (АСР)
технологических параметров и
вспомогательному оборудованию для обеспечения
режимов скользящего давления
должны быть определены и
реализованы до начала испытаний.
Скорость нагружения блоков с
барабанными котлами при работе на
скользящем давлении
ограничивается в основном надежностью работы
поверхностей нагрева
пароперегревателей. В связи с этим в режимах
минимальных нагрузок температурные
перекосы в топке и далее по
газовому тракту должны быть
минимальными. Особенно опасны
кратковременные повышения температур
змеевиков первых ступеней ширм
пароперегревателя в начальный момент
нагружения котла вследствие
отставания в этот период расхода пара
через змеевики по сравнению с
ростом тепловой нагрузки. Режимы
изменения нагрузок барабанного котла
блока на скользящем давлении
связаны также с необходимостью
выдерживания критериев надежности
барабана (см. табл. 3.1).
Для проверки возможности
застоя циркуляции в режиме
изменения давления в результате
парообразования в опускных трубах
(режим снижения давления при
неизменном расходе топлива) и
вследствие аккумуляции теплоты в воде и
в металле подъемных труб,
приводящих к неравномерности генерации
пара в этих трубах (режим
повышения давления при сбросах нагрузки),
наибольшие возможные скорости
изменения давления в первую минуту
после нанесения возмущения не
должны превышать:
Давление в котле,
МПа (кгс/см2)
1,96 B0)
1,96—9,8 B0—100)
9,8—19,6 A00—200)
Скорость изменения
давления, кПа/с
[кгс/(см2-с)]
1,92—7,8 @,02—0,08)
7,8—29,4 @,08—0,3)
29,4—49 @,3—0,5)
Для проверки режима во времени
можно принимать следующее
уменьшение влияния возмущения (в долях
скорости изменения давления в
первую минуту):
Время, прошедшее от Относительное значение
момента нанесения
возмущения, мин
1
5
10
15
0,20
скорости изменения
давления
1
0,5
0,25
0,15
0,1
При переводе барабанного котла
в режим скользящего давления
водяной экономайзер может перейти в
«кипящий режим» с появлением на
низких нагрузках (вследствие
газовых перекосов и различных
возмущений режима) значительных тепло-
гидравлических разверок внутри и
между пакетами. Это может привести
к существенной разверке температур
рабочего тела в отдельных
отводящих трубах, что в свою очередь
может вызывать резкие локальные
повышения температур стенок
барабана (на 30—60 °С), а также стенок
73
пароотводящих труб на выходе из
барабана. Объем измерений как по
барабанным, так и по прямоточным
котлам определяют в каждом
конкретном случае применительно к
конструкции котла.
В результате проведения опытов на
скользящем давлении строят
графики зависимостей:
изменения давлений по тракту
блока (питательной воды, за РПК,
до ВЗ перед стопорными
клапанами и за регулирующей ступенью)
от нагрузки при заданном
количестве открытых регулирующих
клапанов турбины для условий работы
двух и одного корпусов, включенных
и отключенных ПВД;
изменения температур по водопа-
ровому тракту котла (питательной
воды, за водяным экономайзером,
за НРЧ, ВРЧ, перегретого пара и
пара промежуточного перегрева) от
нагрузки для тех же условий;
температурного и гидравлического
режима поверхностей нагрева
(температуры пара по тракту
пароперегревателей, относительных расходов
рабочего тела по змеевикам НРЧ,
температуры рабочего тела на входе
и выходе из поверхностей нагрева,
панелей, труб, различия
сопряженных поверхностей нагрева,
межтрубных и межпанельных температурных
разверок в НРЧ и СРЧ, температуры
вставок и змеевиков НРЧ, СРЧ,
ВРЧ, расходов топлива и
питательной воды) от времени при
исходных стационарных условиях и при
нанесении возмущений;
предельных значений скорости
циркуляции, массовой скорости,
кратности циркуляции,
температурного режима отдельных панелей,
экранов и пароперегревателей
барабанного котла от нагрузки.
Анализ этих зависимостей
позволяет принять решение о внедрении
проверенных режимов по условиям
рассмотренных критериев
надежности. Точность определения
показателей работы поверхностей нагрева:
±5% для давления и массовой
скорости рабочего тела; ± 10 °С для
температуры на входе и выходе из
поверхностей нагрева и разницы
температур сопряженных элементов;
±20 °С для температуры труб в зоне
обогрева.
2.15. ПРИЕМОЧНЫЕ
ИСПЫТАНИЯ
Приемочные испытания проводят, как
правило, для проверки гарантий поставщика
оборудования при приемке зарубежных или
при поставке котельных установок в другие
страны. Обычно в объем гарантий
включаются параметры генерируемого пара (иногда
и влажность), паропроизводительность, КПД
при определенных нагрузках, расход и
параметры пара промежуточного перегрева,
чистота пара при оговоренных
характеристиках питательной и котловой воды, расход
впрыскиваемой воды при заданной
температуре (на котлах, работающих без
использования впрыска собственного конденсата)
[8]. Приемочные испытания должны
проводиться после окончания наладочного периода,
так как в их цели не входят вопросы наладки
котельных установок. Обычно при отсутствии
специального (письменного) соглашения
приемочные испытания должны проводиться в
течение гарантийного срока '.
Заинтересованные стороны до испытаний должны прийти
к соглашению относительно толкования
гарантий и их основных деталей, о целях,
методах и способах проведения испытаний.
Договором (соглашением) на проведение
приемочных испытаний обычно определяются:
обязательства по обеспечению
выполнения предусматриваемых договором работ,
по поставкам на объект необходимого
количества топлива с отклонением по качеству
в установленных пределах, по обеспечению
сжигания этого топлива с необходимым
расходом и без значительных потерь из-за
неполноты сгорания;
общая методика проведения испытаний и
ответственность за соблюдение режимов
работы котла;
ответственность каждого изготовителя за
работу отдельных элементов (узлов)
котельной установки и работу всей установки;
лаборатории, привлекаемые для
проведения анализов топлива и отходов сжигания;
соотношение расходов различных топлив
при их совместном сжигании;
поправочные кривые или таблицы
(экспериментальные или расчетные) для любого
вида отклонений от установленного
(номинального) режима (температура питательной
воды, пара на входе в промежуточный паро-
1 Обычно в контракте этот период
оговаривается продолжительностью не свыше
1500 ч непрерывной работы под нагрузкой
после пуска котла из монтажа.
74
перегреватель, горячего и холодного воздуха
и др.) при изменении
паропроизводительность;
количество и продолжительность опытов;
метод определения КПД котла (обратный
или прямой метод баланса);
способ (метод) выражения термического
КПД (в зависимости от высшей или низшей
теплоты сгорания топлива);
поставка дополнительных образцов проб
топлива в случае нарушения герметичности,
утери и т. п. основных проб;
методы: измерения расхода топлива,
отбора его проб; определения размолоспособ-
ности; определения массы отходов (шлака,
летучей золы, провалов на котлах с
механическими решетками, мельничных выбросов
и др.); отбора проб отходов сжигания;
анализа газов; измерения чистоты пара и
внесения поправок к ним; подготовки
(кондиционирования) питательной воды, измерения ее
количества; определения потерь теплоты при
наличии шлаковых бункеров (шахт) с водой
и влияния испарения воды в них на
экономичность агрегата; определения расхода пара
за промежуточным пароперегревателем (при
отсутствии непосредственного измерения);
любое изменение методов измерений,
предусмотренных правилами испытаний (должны
быть указаны в протоколе испытаний);
используемые таблицы состояния пара;
состояние котельной установки (чистота
поверхностей нагрева, их износ,
гидравлическая плотность и т. д.) и режимы работы
очистных устройств (дробеочистки, обдувки
паром и т. п.);
условия включения продувки и шлакоуда-
ления, методы измерения расхода теплоты при
этом;
условия работы золоохлаждающего
оборудования (системы гашения шлака);
СИ, используемые для измерения
температуры;
СИ, на которые должны быть
представлены тарировочные кривые;
радиационные потери и потери конвекцией
при испытаниях с определением КПД
методом обратного баланса;
размещение аппаратуры и СИ;
интервалы между измерениями;
сроки проведения подготовительных работ,
испытаний и предоставления отчета;
финансовые вопросы;
условия прекращения (непризнания,
непринятия) испытаний;
условия, дающие основания считать
испытания неудовлетворительно проведенными.
В договоре (соглашении) указывается, что
испытания должны проводиться
квалифицированным опытным специалистом (экспертом),
назначаемым заинтересованными сторонами,
при этом определяются его обязанности и
ответственность. Обычно руководителем
испытаний назначается представитель согласованной
с поставщиком научно-исследовательской и
специализированной испытательной
организации, которому по вопросам испытаний
подчиняются представители поставщика и
заказчика. Руководитель испытаний составляет
согласуемые с заинтересованными сторонами
рабочую программу работ, схему
расстановки СИ, описание методики измерений. Во
время испытаний режим котельной установки
ведут представитель и персонал поставщика
или по согласованию сторон без последнего,
а руководитель испытаний осуществляет
наблюдения за ходом опытов. С ним же должен
согласовывать все детали ведения режима
представитель поставщика. Представитель
заказчика при этом имеет право потребовать
прекращения опытов, если в результате
действий представителя поставщика возникает
опасность для нормальной работы
предприятия или возникновения аварийной ситуации.
Все спорные вопросы во время опытов
подлежат разрешению только руководителем
испытаний. Он же контролирует неуклонное
выполнение согласованной программы
испытаний.
Особенность приемочных испытаний
заключается в определении только КПД брутто
котла прямым или обратным методом
баланса, при этом определение потерь с
уходящими газами, от химической и механической
неполноты сгорания, с физической теплотой
шлака и золы-уноса рекомендуется и для
прямого метода. До начала испытаний
котельной установки должна быть проведена
достаточно длительная проверка выполнения
эксплуатационных условий, характеризуемых
расходами и параметрами перегретого пара
и пара промежуточного перегрева,
температурой питательной воды на входе в установку,
пара на входе в промежуточный
пароперегреватель, горячего воздуха. Рабочие
измерения должны выполняться в местах,
предусмотренных контрактом (договором), а при
отсутствии такой спецификации — в точках,
близких к рассматриваемым элементам.
Проверяется возможность сжигания топлива
(смеси топлив) с необходимым расходом и без
значительных потерь теплоты с неполнотой
сгорания. Для этого должно быть
заблаговременно подготовлено топливо, чтобы
поставщик мог правильно наладить топочный
процесс. Если из предварительных
наблюдений видно, что перечисленные требования по
номинальным эксплуатационным условиям
не выполняются в совокупности или в части
их, либо характеристики топлива отличаются
от предусмотренных, то испытания могут быть
проведены в существующих условиях по
соглашению сторон об изменениях, связанных
с гарантиями.
Подготовительные работы при приемочных
испытаниях должны выполняться в
соответствии с положениями § 2.2. Кроме того,
следует убедиться, что подверженные износу
детали углеразмольных устройств, дымососов
и др. не находятся в состоянии,
ограничивающем достижение гарантированной паропроиз-
водительности. Газоплотность топки и
газоходов котла, работающего с уравновешенной
тягой, должна соответствовать расчетной [9].
75
Все предусмотренные точки измерений и
расположения СИ должны быть осмотрены. Не
используемые при испытаниях котла
трубопроводы, по которым возможны
неучитываемые утечки жидкого и газообразного топлива,
воды и пара, должны быть заглушены или
разъединены для надзора за возможными
утечками. Плотность дренажных линий
проверяют руководитель испытаний с
представителями заинтересованных сторон после пуска
котла. Они же осматривают установку при
подготовке к испытаниям лишь при условии,
что котел приведен в полную техническую
исправность. Выявленные дефекты актируют
и письменно закрепляют согласие
заинтересованных сторон на проведение испытаний
при заактированных недостатках
Проводимые до приемочных испытаний
предварительные испытания не отличаются
по существу от испытаний по II классу
точности. По соглашению сторон они могут быть
признаны в качестве приемочных, если
соблюдены соответствующие договорные условия.
При этом основные опыты должны быть
проведены по возможности непосредственно за
предварительными. Если предварительные
испытания дают неудовлетворительные
результаты, котел должен быть передан в
распоряжение поставщика для устранения
выявленных недостатков и подготовки к
приемочным испытаниям.
В отличие от испытаний по II классу
точности при предварительных режимах до
приемочных испытаний в целях обеспечения
стабилизации теплового состояния котел с
камерным сжиганием до начала опытов 9 ч из
последних 12 ч должен нести нагрузку на
уровне 0,75 испытательной, а в последние 3 ч —
испытательную. В эти последние 3 ч колебания
нагрузки и параметров не должны быть
резкими (изменения паропроизводительности или
давления должны быть не более 2%/мин).
При приемочных испытаниях
паропроизводительность котла, отклонения давления и
температуры пара не должны превышать
максимально допустимых значений.
Все основные характеристики режима
(топочный процесс, избыток воздуха,
расходы топлива и питательной воды, давление
и температура пара, уровень воды в барабане,
расход пара, запас топлива в бункере)
должны быть идентичны в начале и в конце
каждого опыта. Для проверки этого должен
сохраняться неизменный режим еще I ч после
окончания опыта. Этот час по соглашению
сторон может быть отменен при схемах пыле-
приготовления с прямым вдуванием, при
сжигании жидкого и газообразного топлива. Для
топок с жидким шлакоудалением
продолжительность периода, предшествующего опытам,
и самих опытов (обычно 4 ч дополнительного
времени) устанавливается совместно
заинтересованными сторонами, поскольку это
необходимо для точного определения количества
улавливаемой в топке золы и потерь с
физической теплотой жидкого шлака. При
сжигании жидкого и газообразного топлива
продолжительность опытов принимают по
табл. 2.1, по этой же таблице принимают
продолжительность перерывов между
соседними режимами. В испытаниях только топки
для определения ее КПД определение потерь
с химической неполнотой горения и избытков
воздуха производят по анализу газов на
выходе из топки.
При испытаниях котлов с механическими
решетками средняя скорость последних,
высота слоя топлива и тягодутьевой режим
должны быть неизменными в начале и в конце опыта
в течение определяемого опытным путем
времени. В связи с этим, если из-за большой
продолжительности опыта неизбежна смена
лаборантов-наблюдателей, необходимо в
начале и в конце опыта иметь на рабочих
местах один и тот же персонал
Во время приемочных испытаний систему
обдувки (очистки) котельной установки не
включают, за исключением случаев, когда по
этому вопросу имеется предварительное
соглашение с указанием в протоколе испытаний
часов и длительности работы очистных
устройств. Также в протоколе испытаний
указываются часы и продолжительность
продувки котла, удаления сухого шлака и работы
системы его гашения, если эти операции
предусмотрены в контракте.
К числу условий, ранее оговариваемых
заинтересованными сторонами, при которых
испытания могут быть не приняты или
прекращены до предусмотренного договором
окончания работ, могут относиться значительное
расхождение в .характеристиках сжигаемого
и намеченного для испытаний топлива,
серьезные противоречия в полученных данных,
недопустимые отклонения режима (чрезмерные
изменения давления, расхода пара или
температуры его перегрева) в ходе опытов.
Кратковременные изменения могут превосходить
установленные предельные значения и не быть
причиной отказа от испытаний, если
заинтересованные стороны, принимая во внимание
частоту, продолжительность и время
возникновения изменений, примут решение о том,
что они несущественны и не нарушают
(сверх оговоренного в контракте)
температурное равновесие элементов котла.
Требования к СИ, методам измерений и
отборов проб топлива и отходов сжигания при
приемочных испытаниях должны
соответствовать требованиям к балансовым испытаниям.
Как правило, проводят измерения,
необходимые только для проверки
гарантированных значений; все дополнительные измерения
должны согласовываться особо. СИ должны
подвергаться тарировке непосредственно
перед началом и после опытов. Стороны могут
согласиться на использование СИ, имеющих
паспорт тарировки, полученный от
авторитетной организации ко времени начала
испытаний. Предусматривается дублирование СИ,
которые могут быть повреждены во время
опытов. Дублирующие СИ должны также до
и после опытов проходить тарировку.
Применяться должны только те СИ, показания
76
которых могут контролироваться При
недопустимой погрешности измерений должны
немедленно включаться дублирующие СИ.
Любая замена СИ во время опыта должна быть
обязательно указана в журнале наблюдений.
Эти журналы с указанием в них номеров
каждого СИ должны вестись не менее чем в двух
экземплярах для получения каждой
заинтересованной стороной контрольного
экземпляра Поправки и исправления должны
записываться в журнал отдельно. Частота
снятия показаний СИ определяется условием
получения представительного среднего
значения измеряемых величин. За исключением
количественных измерений, интервал между
отсчетами согласно [8] должен составлять
10—15 мин при условии, что имеется не
менее 25 равномерно по времени
расположенных отсчетов В случае появления
внезапных изменений может потребоваться
сокращение временного интервала. При измерении
расхода с использованием показывающих СИ
интервал принимают равным 0,5 мин или особо
оговаривают. По мере возможности снятие
начальных и конечных показателей должно
проводиться одновременно. Значения
величин,характеризующих стабильное состояние
испытываемого агрегата, желательно отсчитывать
незадолго до начала опыта Рекомендуется
вести отсчет показаний в течение всего
периода предварительного и конечного периодов
контроля. Таблицы и диаграммы воды и
водяного пара, на основе которых даются
гарантии, должны быть базой для обработки
материалов опытов, наименование и год их
издания должны быть указаны в отчете об
испытаниях.
Гарантии поставщика проверяют
сравнением гарантированных значений со
значениями, полученными в опытах, с учетом
оговоренных соглашением допусков, при этом
актируется допуск к результатам опытов при
испытаниях (не менее + 1,5 % по КПД брутто
котла или топочного устройства)
Гарантированные значения считаются выдержанными,
если отклонения от их измеренных значений
не выходят за предусмотренные допуски или
общий допуск, рассчитанный по отдельным
допускам. Допуски измерения при
приемочных испытаниях принимают по данным гл. 14
Результаты испытаний должны быть
пересчитаны по поправочным данным на
гарантийные значения величин. Если гарантированный
КПД задан не кривой, а отдельными
точками при определенных нагрузках, он должен
быть пересчитан для любой другой
измеренной нагрузки путем линейной
интерполяции между его ближайшими гарантийными
значениями Если измеренная
паропроизводительность находится за границами
гарантийного значения, линейная экстраполяция
возможна до тех пор, пока средняя
паропроизводительность за период испытания,
пересчитанная на гарантийное состояние пара,
не отличается от гарантийной более чем
на ±7%.
Согласно [8] в протокол (отчет)
испытаний вносят данные общего характера и
данные, относящиеся к испытанной установке,
а также описание установленных или
гарантированных значений величин, подлежавших
проверке испытанием. Должны быть включены
договорные указания в части методической
стороны испытаний (методы измерения,
отбора проб и проведения анализов),
соответствующей [8], и данные об отклонениях
от методик, предусмотренных соглашением
В протоколе приводят данные (копии) всех
измерений — первоначальные или средние
значения, а также их максимальные и
минимальные значения, копии сводных листов
Должны быть приложены копии всех диаграмм
самопишущих СИ, касающихся принятых
условий контракта, либо (по соглашению)
графические зависимости, а также перечни
измеренных значений Копии или фотографии
записей измерений, если они не вносятся
в отчет, должны быть переданы
заинтересованным сторонам Рекомендуется включать в
протокол схематический чертеж установки с
указанием точек измерений, данные об
официальной ревизии СИ. В заключении должно
быть четко отмечено выполнение или
невыполнение гарантий, при этом для
соблюдения интересов поставщика не допускаются
какие-либо критические замечания по
испытанному котлу Форму протокола принимают
по [8] или по соглашению
заинтересованных сторон.
2.16. ОСОБЕННОСТИ
ИСПЫТАНИЙ ПРИ СЖИГАНИИ
ТОПЛИВА УХУДШЕННОГО
КАЧЕСТВА
Ухудшение качества твердого
топлива, связанное с механизацией
добычи, выработкой шахт и
разрезов, отсутствием углеобогащения,
ставит серьезные проблемы в
эксплуатации ТЭС, особенно котельного
оборудования. Режимы работы
котлов и вспомогательного
оборудования, установленные при сжигании
топлива проектного качества, часто
оказываются непригодными на
ухудшенном топливе. Увеличение доли
балласта в топливе (золы и
приведенной влажности) может привести
к потере устойчивости горения,
ограничению диапазона нагрузок,
ухудшению выхода жидкого шлака или
увеличению шлакования поверхности
нагрева, ограничению нагрузок из-за
недостаточной производительности
систем пылеприготовления и др. При
значительном изменении качества
77
топлива требуется проведение
специальных испытаний котла в целях
корректировки или пересмотра
режимных карт и энергетических
характеристик, а в некоторых
случаях — разработки
реконструктивных мероприятий по обеспечению
надежной и экономичной работы,
несению номинальной нагрузки.
Программа испытаний котла
должна включать опыты по
определению:
максимальной нагрузки по
условиям обеспеченности котла готовой
пылью;
максимально длительной нагрузки
по условиям шлакования
поверхностей нагрева;
минимальной нагрузки по
условиям нормального выхода жидкого
шлака;
минимальной нагрузки по
условиям обеспечения устойчивого горения
в топочной камере без подсветки
факела газом или мазутом.
При сжигании слабореакционного
угля ухудшенного качества,
например антрацитового штыба, одной из
задач испытаний может явиться
определение количества мазута или
газа, требуемого для обеспечения
устойчивого горения, нормального
выхода жидкого шлака, а также
восполнения недостаточной
производительности мельниц или питателей
пыли при несении котлом
номинальной нагрузки [51]. В этих
испытаниях доля мазута (газа), добавляемого
к твердому топливу, определяется
так же, как и при испытаниях на
смеси топлив (с помощью прямых
измерений расхода подсвечивающего
топлива). При проведении этих
испытаний особое значение имеет
стабилизация режима котла перед
началом опытов. Во время проведения
опытов с подсветкой факела
необходим тщательный визуальный
контроль за устойчивостью топочного
режима, состоянием леток и
выходом жидкого шлака. Опыт по
определению необходимой доли мазута
или газа для компенсации
недостаточной производительности пылевы-
78
дающего оборудования при
сжигании ухудшенного топлива проводят
при номинальной нагрузке котла,
всех включенных в работу
мельницах и питателях пыли. В котлах,
оснащенных системами пылеприго-
товления с промбункером, ведут
контроль за уровнем пыли в
бункерах. При нестабильном качестве
поступающего к котлам ухудшенного
топлива по результатам испытаний
следует определить зависимость
экономических показателей котла, а для
некоторых топлив —также доли
мазута или газа, необходимой для
устойчивой работы котла, от теплоты
сгорания твердого топлива. При
необходимости проводят серию опытов
по определению максимальной
нагрузки котла от теплоты сгорания
топлива при работе без добавления
газа или мазута с полностью
загруженными пылеприготовительным
и пылеподающим оборудованием.
2.17. ОСОБЕННОСТИ
ИСПЫТАНИЙ
ПРИ СЖИГАНИИ СМЕСЕЙ
ТОПЛИВ
По условиям топливоснабжения
довольно распространенным
режимом работы котлов стал режим
одновременного сжигания двух видов
топлива: газа и мазута, газа и
твердого топлива, мазута и твердого
топлива. При этом по различным
причинам соотношение между видами
топлива и способ их подачи в топочную
камеру могут быть самыми
различными.
Сжигание смеси газ — мазут.
Работа котлов на смеси газа и мазута
обычно бывает вынужденной при
недостаточном поступлении газа на
электростанцию для обеспечения
чисто «газового» режима. Иногда
режим сжигания смеси диктуется
необходимостью снижения тепловых
нагрузок в нижней части топочной
камеры для облегчения условий
работы экранных труб, снижения
интенсивности низкотемпературной
коррозии «хвостовых» поверхностей
нагрева, металлических газоходов и
дымовых труб.
Испытаниям котла на смеси газ —
мазут, как правило, должны
предшествовать испытания при
раздельном сжигании этих топлив. При
этих испытаниях определяют
критический избыток воздуха при
нескольких нагрузках и при необходимости
концентрацию токсичных веществ в
уходящих газах. В дальнейшем эти
результаты сравнивают с
результатами, полученными при сжигании
смеси топлив. При испытаниях на
смеси газ — мазут для подсчета
теплового баланса необходимо знать
их соотношение. Обычно каждый вид
топлива подают на свою группу
горелок.
При настройке режима
желательно обеспечить одинаковую тепловую
нагрузку всех горелок и
соотношение топливо — воздух. Для
определения тепловой нагрузки мазутной
горелки используют предварительно
снятую на стенде характеристику
форсунки (зависимость
производительности от давления),
пересчитанную на другой вид среды.
При использовании
нормализованных механических и паромеханиче-
ских форсунок и вязкости мазута
2,5 °ВУ коэффициент пересчета в
зависимости от производительности
форсунки изменяется в пределах
0,9—1,1. Для определения
производительности газовой горелки могут
быть использованы показания
проверенного штатного расходомера
газа. Кроме того, зависимость
производительности горелки от давления
газа перед горелкой может быть
определена во время испытаний
котла на газе.
Программа испытаний, перечень
режимов, которые необходимо
проверить, зависят от поставленных
задач. Как и при испытаниях котла на
одном виде топлива, при сжигании
смеси газ — мазут следует
определить значение критического избытка
воздуха при различных
соотношениях и распределении между
горелками газа и мазута. Могут
ставиться также задачи определения
тепловых нагрузок на экраны,
температур по водопаровому тракту,
выбросов токсичных газов в зависимости
от распределения газа и мазута по
ярусам горелок или соотношения
газ — мазут в смеси. При настройке
режима, а также при проведении
опытов следует периодически
проверять положение факела через
гляделки в топочной камере. Факел
от всех горелок должен быть без
дымных полос. Языки пламени от
отдельных горелок должны быть
примерно одинаковой длины и не
достигать ширмовых или конвективных
поверхностей нагрева, а также по
возможности не касаться экранных
поверхностей нагрева.
При наличии установки для подачи
рециркулирующих газов в топочную
камеру в программу испытаний могут
включаться опыты по определению
влияния доли рециркулирующих
газов на экономичность котла,
распределение тепловых нагрузок на
экраны топочной камеры, температуру
перегретого пара, концентрацию
оксидов азота в уходящих газах.
Сжигание смеси твердого топлива
с газом или мазутом. Необходимость
сжигания в топках котлов смеси
твердого топлива с газом или
мазутом может диктоваться условиями
топливоснабжения, требованием
обеспечения устойчивости горения при
сжигании сил ьнозабалл
актированных и слабореакционных углей.
Кроме того, к сжиганию смеси
приходится прибегать при недостаточной
производительности пылеприготови-
тельных установок или выходе части
их из строя [52, 53]. При настройке
режима работы на смеси топлив
следует обеспечить распределение
тепловой нагрузки между горелками,
принятое в качестве оптимального
при работе на твердом топливе.
Угольная пыль и газ (мазут) могут
подаваться как совместно в каждую
горелку, так и раздельно в разные
горелки. Для возможности
определения соотношения двух топлив в смеси
79
необходимо знать расход хотя бы
одного из них, как правило, таким
топливом является газ (мазут).
В зависимости от поставленных
задач программа испытаний может
быть различной. Для определения
более целесообразного
распределения двух видов топлива между
горелками следует провести
сравнительные опыты с раздельной и
совместной подачей обоих топлив в
горелки. Обычно более экономичной
является подача угольной пыли и,
газа (мазута) на разные горелки.
Однако при сжигании
слабореакционных углей ухудшенного качества
(например, антрацитового штыба)
для обеспечения устойчивого
воспламенения и горения твердого топлива
высокореакционное топливо
приходится подавать в те же горелки.
Так же как и при испытаниях на
твердом топливе, на смеси угольной
пыли и газа (мазута) проводят серии
опытов в целях определения
оптимального избытка воздуха, тонкости
помола при различном соотношении
двух топлив в смеси. Кроме того,
на котлах с жидким шлакоудалением
определяют оптимальные режимы по
условиям выхода шлака, а на
шлакующихся котлах — по условиям
шлакования. При многоярусном
расположении горелок распределение
двух видов топлива по ярусам может
диктоваться условиями поддержания
нормальной температуры
перегретого пара, выхода жидкого шлака,
шлакования топки и пароперегре-
вательных поверхностей нагрева.
2.18. ИСПЫТАНИЯ ДЛЯ
СОСТАВЛЕНИЯ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ
ХАРАКТЕРИСТИКИ
КОТЛА
Энергетическая характеристика
[6, 11] должна отражать
экономические показатели котла,
находящегося в хорошем состоянии, при
правильном ведении режимов его
работы и является основным
документом для планирования и анализа
80
экономичности оборудования.
Сравнение фактических показателей
оборудования с энергетической
характеристикой позволяет оценить
уровень эксплуатации конкретной
электростанции.
Испытаниям для снятия
энергетической характеристики котла
должна предшествовать тщательная
ревизия состояния котельной
установки с последующим выполнением всех
необходимых ремонтных и
доводочных работ. При этом следует
обратить особое внимание на газовую
плотность котла — присосы воздуха
в топочную камеру и газовый тракт
должны быть близкими значениям,
регламентируемым ПТЭ. Котлы,
работающие под наддувом, должны
обеспечивать минимальную
загазованность помещения в зоне
обслуживания при содержании токсичных
газов в воздухе в пределах
санитарных норм. В период испытаний
все вспомогательное оборудование,
включая мельничные системы, тяго-
дутьевые машины, подогреватели
высокого давления, калориферную
установку, питатели пыли,
подогреватели мазута, средства очистки
поверхностей нагрева, должно быть
в исправном состоянии.
Энергетическую характеристику
котла в графическом виде строят
по данным балансовых опытов. Им
должны предшествовать серии
опытов, в которых определяют
оптимальные значения избытка воздуха в
режимном сечении, тонкости пыли,
распределения топлива и воздуха
между горелками, регулировочный
диапазон нагрузок, технический
минимум нагрузки, оптимальную
загрузку вспомогательного
оборудования. Балансовые опыты проводят
при четырех — шести значениях
нагрузки котла в оптимальных для
каждой нагрузки режимах, полученных
в предварительных опытах. По
данным балансовых опытов строят
графические зависимости показателей,
перечисленных в § 2.3, от паропроиз-
водительности или тепловой
мощности котла.
В качестве приложения к
энергетической характеристике котла должны
быть приведены поправки к потерям
теплоты с уходящими газами, к
температуре уходящих газов на
изменение температуры холодного
воздуха, температуры на входе в
воздухоподогреватель, коэффициента
избытка воздуха в режимном
сечении, температуры питательной воды,
коэффициента рециркуляции
дымовых газов, температуры топлива (для
жидкого топлива), влажности
топлива. При работе на твердом топливе
с нестабильными характеристиками
необходимо определить поправки к
потерям теплоты с уходящими
газами, от механической неполноты
сгорания и к КПД брутто на изменение
зольности топлива. Поправки на
изменение температуры питательной
воды (для блочных установок),
коэффициента рециркуляции
дымовых газов, коэффициента избытка
воздуха в режимном сечении и
температуры воздуха на входе в
воздухоподогреватель (при наличии
калориферов или других способов
предварительного подогрева воздуха)
определяют экспериментально путем
проведения специальных серий
опытов.
При сжигании в котле твердого
топлива резко меняющегося
качества, когда потери с q\ превышают
1,5—2,0 %, желательно
экспериментально определить поправку к #4 от
изменения зольности (теплоты
сгорания) топлива, проведя серию
балансовых опытов на топливе разного
качества. При невозможности
организации таких испытаний, а также
для случаев, когда 44 < 1,5%,
указанную поправку можно определить
расчетным путем, приняв содержание
горючих в уносе постоянным.
Поправки на изменение температуры
холодного воздуха перед дутьевым
вентилятором (до места ввода линии
рециркуляции горячего воздуха),
влажность и температуру топлива
определяют расчетным путем. Все
перечисленные поправки представляют
в графическом виде.
В пояснительной записке к
энергетической характеристике котла
должны быть приведены основные
сведения по котлу, в том числе
описаны все реконструкции его
элементов, которые могли бы повлиять
на его экономичность. В записке
должны быть указаны условия, при
которых составлена характеристика:
вид и качество топлива \Q\\ Wt\
Ar\ Via\ для сернистых топлив
также Sr);
температура холодного воздуха
перед дутьевым вентилятором до
присоединения линии рециркуляции
горячего воздуха;
температура воздуха перед
воздухоподогревателем;
температура питательной воды;
температура подогрева жидкого
топлива;
тонкость помола;
коэффициент избытка воздуха в
режимной точке;
присосы воздуха в топке и в
газоходах до дымососа;
коэффициент рециркуляции газов.
2.19. ОСОБЕННОСТИ
ИСПЫТАНИЙ
ВОЗДУХОПОДОГРЕВАТЕЛЕЙ
Основными целями испытаний
рекуперативных (трубчатых) и регенеративных
воздухоподогревателей может быть выявление их
тепловых и аэродинамических характеристик,
характеристик надежности, уточнение
коэффициента использования поверхности нагрева,
разработка рекомендаций по эксплуатации.
В объем этих работ включают определение
присосов воздуха, значений неравномерностей
скоростей потоков воздуха и продуктов
сгорания по сечению воздухоподогревателя,
оптимальных режимов работы по скорости
газа и воздуха, тепловосприятия отдельных
ступеней воздухоподогревателя,
коэффициентов теплопередачи, температуры точки росы
и др.
Основные измеряемые параметры при
испытаниях следующие.
По воздушному тракту:
температура воздуха во всасывающих
коробах дутьевых вентиляторов (до места
присоединения воздуховода рециркуляции),
перед воздухоподогревателем {ло и после
калориферов), в коробе после
воздухоподогревателя и за каждой его ступенью, перед
горелками или за вентилятором горячего
81
дутья при наличии системы отсоса пере-
течного воздуха;
давление воздуха в коробе перед
воздухоподогревателем (до и после калориферов),
в коробе после воздухоподогревателя и за
каждой его ступенью;
количество воздуха, поступающего в
воздухоподогреватель и выходящего из него;
количество горячего воздуха, поступающего
в линию рециркуляции к всасывающим
коробам дутьевых вентиляторов.
По газовому тракту:
температура продуктов сгорания на входе
и выходе воздухоподогревателя, точки росы
продуктов сгорания, металла стенок труб
(набивки) воздухоподогревателя в районе
поступления холодного воздуха;
разрежение (давление) продуктов
сгорания на входе и выходе
воздухоподогревателя и после каждой его ступени;
расход продуктов сгорания до и после
воздухоподогревателя, расход перетечной
среды;
состав продуктов сгорания за первичным
пароперегревателем и в газоходах до и после
воздухоподогревател я.
Кроме того, в объем измерений входят
расход пара на калориферы, его давление и
температура на входе и на выходе
калориферов, частота вращения ротора
воздухоподогревателя, расходы электроэнергии на его
привод и на привод дымососа перетечной среды;
температура набивки РВП, нагрузка котла,
давление и температура перегретого пара,
температура питательной воды. Разово
измеряются радиус ротора РВП, его диаметр и
высота.
Присосы воздуха в рекуперативных
воздухоподогревателях и перенос (присос) газов
и воздуха в РВП подсчитывают согласно
указаниям в п. 2.5.2. Прямые измерения
перетоков, утечек и присосов в РВП пока
технически невыполнимы, и поэтому расход
через 1 м длины лабиринта оценивают
согласно [54] по формуле
v=l-
1000
л/^Г-
Р2),
B.43)
где £=0,5 -J- 0,7 — коэффициент расхода,
зависящий от конструкции уплотнений; для
уплотнений с одним гребнем £ принимают
равным 0,6; б — высота зазора, мм; р —
плотность воздуха, кг/м3; р\ и /?2 — давление
соответственно перед лабиринтом и после него,
Па; g — ускорение свободного падения, м/с2.
Испытания проводят при
удовлетворительном эксплуатационном состоянии
воздухоподогревателя после его очистки от золы
уноса. В зависимости от типа и схемы
воздухоподогревателя программа испытаний может
быть различной и в общем случае сводится
к следующему.
Для рекуперативных
воздухоподогревателей:
предварительные измерения при
номинальной или близкой к ней нагрузке котла
^Из атмоссреры
^А-щ-^
%Vr.bi^T.b9Pr.b"
Ух.ъ1*х.ь,Рх.ъ
f^*X.b,Px.B*ZJ
J & w> • • • • •»
^&;;s'MiVT
\Ktpy
—0——
В атмосферу
Puc. 2.14. Типовая схема размещения точек
измерений при проведении испытаний РВП
[29]:
РВП — регенеративный воздухоподогреватель;
Д — дымосос; ДВ — дутьевой вентилятор; Кф —
калорифер; V, v и t, p — соответственно расход,
температура продуктов сгорания и воздуха,
давление; индексы: г. в — горячий воздух, рц —
рециркуляция, ух — уходящие газы, ст — стенка
(тарировка температурных полей по
газовой и воздушной сторонам, тарировка
сечений газоходов перед каждой ступенью по
составу продуктов сгорания, определение
присосов) — 2 опыта;
проверка работы воздухоподогревателя
при номинальной (или близкой к ней) и
частичных нагрузках F0—70) %DH0M котла с
включенной рециркуляцией воздуха или
предварительным подогревом воздуха от
постороннего источника теплоты (калориферный
подогрев) — три опыта (один из них
контрольный).
Для регенеративных вращающихся
воздухоподогревателей (рис. 2.14):
предварительные операции и измерения
при номинальной или близкой к ней нагрузке
(проверка состояния компенсаторов,
отсутствия смещений и коробления крышки,
состояния уплотнений, осевого и радиального
биения ротора, отклонения оси его вала и др.);
опыты при номинальной (или близкой
к ней) и частичных нагрузках @,7—0,5)D„OM
с полным объемом измерений и
одновременным отбором на анализ проб газов до РВП
и за ним при работающем и отключенном
дымососе перетечной среды и различных
частотах вращения ротора — по три — четыре
режима на каждой нагрузке опыта.
В связи с тем, что переток воздуха на
газовую сторону и его присос существенно
влияют на состав продуктов сгорания и на
температурное поле на выходе газов из РВП,
пробы газов должны отбираться согласно
рекомендациям гл. 8 из точек тарируемых
сечений, при этом тарировка должна вестись
в трех сечениях до РВП и в четырех сечениях
за ним. Температуру продуктов сгорания
следует измерять в сечении отбора проб газов
с использованием антенных ПТ (см. гл. 6).
82
Тарировка сечения по содержанию в
продуктах сгорания RO2 должна проводиться при
нагрузках котла 1; 0,75 и 0,5D„OM с
поддержанием постоянных параметров; отклонения в
повторных измерениях в точках тарируемого
поля не должны превышать ±10%. Тарировка
сечения газохода должна проводиться при
отрегулированных уплотнениях
непосредственно перед испытаниями.
Согласно [29] при испытаниях РВП
содержание ЙОГ, г)Ух и другие показатели
измеряют»в патрубках РВП на расстоянии
от него не более 4—5 м. На газомазутных
котлах допускается эти измерения вести на
выходе дымососов с эксплуатационной оценкой
присосов воздуха на участке РВП — дымосос.
До проведения опытов на РВП пылеуголь-
ных и мазутных котлов в зависимости от
эксплуатационных условий очистки
(например, 1 раз в смену или в сутки) следует
провести очистку РВП за 4 ч на пылеугольных
и за 12 ч на газомазутных котлах.
Для исключения байпасирования воздуха
и газов, минуя набивки, измерение перепада
давлений (разрежений) воздуха (газов)
следует вести в точках отбора из
пространства между ротором, корпусом и патрубком
горячего воздуха, газа — перед РВП.
Тепловой баланс воздухоподогревателей
(в расчете на 1 кг топлива):
рекуперативного воздухоподогревателя
Кп с (Сп cUn с — Cn'cVn'c) + ^0 [ @6| — 1 ) cWn с —
-@62-1) c'.'ui'c] = Ко [P'W'-p'c£/'],
B.44)
где Кп с — объем продуктов сгорания при
а=1, м3; К0— теоретически необходимый
объем воздуха, м3/кг; сп с, св — удельные
теплоемкости соответственно продуктов
сгорания и воздуха, кДж/(кг* К); ой, осг —
коэффициент избытка воздуха по газовой
стороне соответственно на входе и выходе
воздухоподогревателя; pi, р2— коэффициент
избытка воздуха по воздушной стороне
соответственно на входе и выходе
воздухоподогревателя; v„ с, /в — соответственно
температура продуктов сгорания и воздуха, °С;
регенеративного воздухоподогревателя
Кп сСп с^п с-f- (ai — 1) VocM с + Доц К0сх в/х в +
+ A(X2VVx в/х в + Р|К0Св/в'=Кп сСп'сг/п'сЧ-
+ (а2-1)-КоСв,^,с + Др,КоСв/в+Др2КоХ
ХСв'/в' + ргКоСв/'/, B.45)
где Да|, Да2 — присос холодного воздуха
соответственно по «горячей» и «холодной»
сторонам РВП; ДРг — утечка горячего воздуха
(в долях К0); Др1—утечка холодного или
подогретого воздуха до РВП (в долях Ко);
/х в — температура окружающего (холодного)
воздуха.
Согласно [54] использование расчетного
метода определения присосов и утечек по
формуле B.43) не отражается существенно
на точности сведения теплового баланса.
Для уточнения коэффициента использования
рекуперативного воздухоподогревателя
находят опытный коэффициент теплопередачи
/eon = Q/(A/tf), Вт/(м -К), который относят
к его расчетному значению. О надежности
рекуперативного воздухоподогревателя судят
по температуре стенки труб (один ПТ на 1 —
2 м2 в двух сечениях контроля) в зоне
поступления холодного (слабоподогретого) воздуха,
температуре точки росы и сопротивлению
воздухоподогревателя. Для РВП опытный
общий коэффициент теплопередачи должен быть
подсчитан по полной (с двух сторон)
площади поверхности листов набивки,
расположенной во всем роторе. Общий расчетный
коэффициент теплопередачи, Вт/(м«К),
ь*нх-\-Ьг Нг
*"' /F+7r ' B'46)
где /г£, krp — соответственно расчетные
коэффициенты теплопередачи горячей и
холодной частей ротора; //х, Нг — поверхности
нагрева холодной и горячей частей ротора, м2.
О надежности РВП судят по
надежности его механической части и скорости
коррозии набивки.
2.20. ОСОБЕННОСТИ
КОРРОЗИОННЫХ
ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ
ИСПЫТАНИЙ ПОВЕРХНОСТЕЙ
НАГРЕВА
Эксплуатационные коррозионные
испытания необходимы для определения потерь
металла поверхностей нагрева котлов
вследствие высокотемпературной и
низкотемпературной коррозии под воздействием
агрессивных продуктов сгорания и принятия в связи
с этим в необходимых случаях мер,
направленных на увеличение ресурса работы
поверхностей нагрева.
Высокотемпературные эксплуатационные
коррозионные испытания.
Высокотемпературная коррозия металла поверхностей нагрева,
расположенных в топке, при сжигании пыли
бедных летучими твердых топлив (антрацит,
полуантрацит, тощий уголь) и сернистого
мазута происходит в результате воздействия
газообразных сернистых соединений
продуктов сгорания на металл — сероводорода в
зонах восстановительной среды вблизи
ограждений топки и соединений ванадия в
окислительной и близкой к ней среде. При
сжигании некоторых прибалтийских сланцев и
других твердых топлив высокотемпературная
коррозия происходит под слоем золы на
трубах в результате каталитического действия
расплавленных сульфатов при окислении
железа [55]. Эксплуатационные испытания для
оценки высокотемпературной коррозии [56]
сводятся к периодическому контролю металла
с наружной и внутренней поверхностей труб
котлов сверхкритического и высокого
давления и сравнению полученных данных о кор-
83
розии с известными характеристиками
коррозионной стойкости проверяемой стали.
Периодичность контроля определяется
состоянием труб и должна быть не реже чем через
40—50 тыс. ч, а для котлов, работающих на
высокосернистых и сернистых мазутах и
сланцах, — после 20—30 тыс. ч.
Контроль ведут по вырезкам из труб,
расположение которых при эксплуатации
определяется зонами с наибольшей и
номинальной температурой. Количество вырезаемых
участков должно быть не менее трех из
данной температурной зоны, длина каждого
участка — не менее 300 мм. От вырезанного
участка отрезают четыре замерных кольца (на
расстоянии не • ближе 50 мм от сварного
шва) — по два с каждого конца. По всей
длине участка трубы в целях визуального
отличия лобовой стороны от тыльной на
образующей последней наносят керны.
Испытания рекомендуется проводить в диапазонах
температур: для углеродистых и хромомолиб-
деновых сталей — от 200 до 580 °С; для хро-
момолибденованадиевых сталей — от 500
до 650 °С; для хромоникелевых и
безникелевых аустенитных и мартенситоферритных
сталей — от 540 до 740 °С, но не менее чем
на трех температурах.
Работу участков контролируют с
использованием температурных вставок и
поверхностных ПТ, при этом должны быть
правильно выбраны места установки рабочих
концов (горячих спаев) ПТ, способы их
подсоединения к контрольным участкам,
термоэлектродные материалы (см. § 6.2) и СИ.
При испытаниях измеряют температуру
топочных газов в районе расположения
контрольных участков при различных нагрузках
котла (при отсутствии таких измерений для
обработки используют данные теплового
расчета котла).
Определение глубины коррозии металла
в результате воздействия топочных продуктов
сгорания и водяного пара ведут раздельно
с наружной и внутренней сторон замерных
колец с учетом деформации стенки
вследствие ползучести металла и данные
измерений сравнивают с размерами контрольных
колец (рис. 2.15). Контрольные кольца
отрезают от труб и маркируют до установки
их на котле. При этом учитывают характер
распределения температур по окружности
трубы: для участков экранных труб
уменьшение толщины подсчитывают по наиболее
горячей части сечения лобовой стороны, для
пароперегревательный труб средние
значения глубины коррозии с наружной и
внутренней сторон и утонение стенки трубы от
ползучести относят к средним температурам
по окружности трубы.
Глубина коррозии с внутренней
поверхности, мм,
Д5в = 0,48Ск, B.47)
где С — толщина окалины с внутренней
стороны трубы, мм.
Глубина коррозии с наружной
поверхности кольца после испытаний, мм,
AS„
, VDT-rfii+(di-2AS.)»- D,
B.48)
Обогреваемая часть
Иеобогредаемая часть
Рис. 2.15. Схемы измерений размеров контрольного кольца (а), колец, вырезанных после
испытаний из опытного участка экранной поверхности, (б) и конвективного или ширмового
пароперегревателя (в):
Do, do, So — соответственно наружный и внутренний диаметр, толщина стенки контрольного кольца (а);
D\, d\, S\—то же замерного кольца (б) и необогреваемой части кольца пароперегревателя после
испытаний (в); R\, r\ — соответственно максимальный внешний и внутренний радиус обогреваемой части
замерного кольца после испытаний; R\ — средний наружный радиус обогреваемой части кольца после
испытаний, R\ — (D, +R\)/3, r\ — средний внутренний радиус обогреваемой части кольца после
испытаний. r\ = {d\ -\-г\)/'3, \SIU \SR — глубина коррозии соответственно с наружной и внутренней
поверхности
84
Глубина коррозии с наружной
поверхности лобовой части экранных труб, мм,
bSH=slR20-rl+(n-bSBy-Ru B.49)
где /?о, го — радиус соответственно
наружной и внутренней окружности
контрольного кольца, мм.
Утонение толщины стенки трубы
конвективного или ширмового пароперегревателя
вследствие ползучести, мм,
Л5п = 5с
VP3-£g+(rfl-2AS,)*+
yDg-do:+(di-2ASB)* +
-\-di— 2ASB — Do — do
+ d,—2ASB
To же для экранных труб, мм:
B.50)
AS„ = So
-V^-rg+tr.-ASep+n-
— A5B — Ro — r0
+ r,-ASB
B.51)
Суммарное уменьшение толщины стенки
замерного кольца, мм,
AS? =
:ASB + AS„ + ASn.
B.52)
Значение AS^ сопоставляют с
уменьшением толщины стенки трубы AS£:
AS£=S0-S,.
B.53)
Определение значений ASH и ASB считается
достаточно точным, если удовлетворяет
условию
ASg-ASj
{±S$
<0,1.
B.54)
Измерение показанных на рис. 2.15
размеров Do, d0y So, Di, d\ и S\
замерных и контрольных колец необходимо вести
на микроскопе по двум взаимно
перпендикулярным направлениям при увеличении 30х
с точностью ±0,001. Размеры So и Si
определяют как среднее из четырех значений,
размеры doy d\, D0 и D\ — из двух
значений (за исходные принимают
номинальные размеры Do и So с учетом допускаемых
техническими условиями отклонений размеров
труб от номинальных). Толщину пленки на
внутренней стороне поверхности измеряют
на металлографическом микроскопе при
увеличении 100х в четырех точках,
расположенных на пересечении двух взаимно
перпендикулярных диаметров с окружностью кольца.
Последнюю принимают как среднюю из
четырех значений /£". Для участков экранных
поверхностей толщину оксидной пленки
измеряют на лобовой части трубы в трех точках
и в расчет принимают среднее значение.
После испытаний проводят контрольные
химический и микроструктурный анализы
(описание и фотографии при увеличении
100х и 500х) вырезок из труб контрольных
участков, делают описание состояния
наружной и внутренней поверхностей с
указанием соответствия их требованиям
технических условий и стандартов. Кроме того,
исследуют оксидные пленки. Результаты
обработки температурных режимов представляют
в виде температурно-временных таблиц,
содержащих общую длительность работы и
количество часов в отдельных (через 10 °С)
температурных диапазонах применительно
для температур на наружной и внутренней
поверхностях трубы, определяемых по [25]
для различных нагрузок котла — 0,5DHOM,
0,7DHOM, D„OM — и затем учитывают
суммарную длительность работы контрольного
участка трубы в определенном диапазоне
температур.
Согласно [56] для оценки влияния состава
продуктов сгорания на глубину
высокотемпературной коррозии должны использоваться
данные о составе топлива и
продолжительности работы на нем, расчетном и фактическом
составах продуктов сгорания (R02, Ог, SO2,
SO3, H2S) в районе расположения
контрольных участков, об избытке воздуха в топке,
о составе золовых отложений, взятых с
контрольных участков. Кроме того, должны
иметься сведения о состоянии поверхности
до и после удаления отложений (в том числе
фотографии участка до вырезки из
поверхности нагрева), данные о физическом состоянии
золовых отложений, характере их сцепления
с трубами, о конструктивных и
технологических характеристиках средств наружной
очистки контролируемых участков, о способе
и общем количестве расшлаковок
поверхностей нагрева во время остановов котла.
Для учета внутреннего износа труб и
влияния внутреннего загрязнения на температуру
наружной поверхности труб должны быть
собраны сведения о количестве промывок
поверхностей наг'рева, в которой находятся
контрольные участки, методе консервации ее
внутренней поверхности во время простоев
котла, о параметрах водного режима.
Экспресс-метод определения коррозионной
активности продуктов сгорания сернистого топлива
и относительной скорости оценки
эффективности средств, применяемых для ее
снижения, позволяющий находить температурную
закономерность коррозии, приведен в [57],
а методика расчета коррозионных потерь и
температурного режима экранных труб —
в [58], метод испытаний для выявления
причин коррозионных повреждений при сжигании
мазута и углей, а также механизма
коррозионных процессов с наружной стороны труб,
обязательный для предприятий ПО «Союзтех-
энерго», приведен в [59]. Последний метод
предусматривает испытания коррозионной
85
стойкости металла труб за период не менее
7000 ч и длительность наблюдений за
изменением температуры металла экранных и пе-
регревательных поверхностей нагрева не
менее 4000 ч.
Низкотемпературные
коррозионные эксплуатационные испытания.
Под низкотемпературной коррозией
понимается коррозия хвостовых
металлических поверхностей нагрева
котлов, металлических газоходов,
а также дымовых труб под действием
конденсирующихся на них из
продуктов сгорания паров серной кислоты,
при этом максимальную температуру
стенки, при которой происходит
конденсация, принимают за точку росы
продуктов сгорания.
Непосредственно точку росы определяют с
применением прибора, описание которого
приведено в § 13.3. Скорость
коррозии определяют весовым методом по
игмене\\\\\о масо.ъ\ коррог\\о\\\\ъ\х
образцов за период испытаний,
продолжительность которых должна быть
не менее 1000 ч. В [60]
рекомендуется проводить 3—5 промежуточных
исследований образцов (по 12—15 за
опыт из различных зон испытуемой
поверхности), первый из которых
следует осуществлять через 400—
600 ч. Однако для этого могут
потребоваться дополнительные
остановы котла.
Контроль за скоростью и глубиной
коррозии ведут по устанавливаемым
в воздухоподогревателях и водяных
экономайзерах коррозионным
образцам: на трубчатых
воздухоподогревателях и водяных экономайзерах —
по устанавливаемым на сварке
трубным отрезкам длиной около 200 мм
каждый, в РВП — по плоским
прямоугольным пластинам размерами
100X80X2 мм с отверстием в центре
диаметром 8 мм (рис. 2.16). При этом
должны обеспечиваться дистанцио-
нирование образцов с зазорами,
близкими к реальным проходным
сечениям испытуемой набивки,
отсутствие задеваний образцами
элементов уплотнения ротора РВП, а также
скорости газового потока в месте
установки образцов не ниже расчет-
Рис. 2.16. Набор образцов для
коррозионных испытаний набивки РВП [60]:
/ — коррозионный образец; 2 — дистанционирую-
щее кольцо; 3 — стопор; 4 — несущая штанга;
5 — фиксирующее устройство
ных. Образцы следует изготавливать
из стали той же марки и сортамента,
что и проверяемой поверхности.
Трубные образцы перед установкой
тщательно отбраковывают по
состоянию наружной поверхности,
внутреннюю поверхность шлифуют;
плоскости торцов образцов должны быть
строго параллельны и
перпендикулярны продольной оси образца (от-
торцованы). Размеры трубных
(длину по результатам измерений в трех
сечениях, средний наружный
диаметр — в четырех сечениях) и
плоских образцов измеряют с точностью
±0,05 мм, массу — с точностью
±0,01 г, время пребывания
коррозионного образца в потоке продуктов
сгорания — с точностью ±0,1 ч,
температуру поверхности коррозионного
образца — с точностью ± 1 °С.
Перед взвешиванием образцы должны
86
быть чистыми, для чего их
обрабатывают ингибированным 5 %-ным
раствором соляной кислоты,
промывают конденсатом и обезжиривают
этиловым спиртом, ускоряющим
сушку.
Контроль температуры металла
трубных образцов осуществляют по
показаниям выведенных на
самопишущий прибор ПТ (обычно хромель-
копелевых) с диаметром рабочего
конца 0,5 мм, устанавливаемых на
сварке в нижней части образцов. Для
снятия остаточных напряжений,
появляющихся при электросварке
трубных образцов, температуру которых
периодически контролируют, их до
установки в поверхность нагрева
отжигают. Температуру металла
образцов для РВП контролируют по
показаниям хромель-копелевых ПТ
диаметром 0,3—0,5 мм, рабочие
концы которых закрепляют пайкой (с
использованием серебряного припоя)
в отфрезерованные канавки глубиной
0,5 мм. Термоэлектроды во
избежание электрического замыкания под
действием конденсирующихся паров
серной кислоты должны иметь
соответствующую изоляцию (см. § 6.2),
и для защиты от поломки их
помещают в металлическую трубу. Места
установки трубных образцов (не
менее 30 шт.) определяют по местным
условиям на основе
предварительного выявления коррозионно-опас-
ных зон с использованием прибора,
описанного в § 13.3 и в [61]. При
этом следует учитывать, что
наибольшая коррозия труб
воздухоподогревателей при сжигании сернистых
топлив идет не на их холодном конце,
а несколько выше и что чем дальше
находится труба от входа воздуха
при поперечном омывании труб, тем
ниже расположен максимум
коррозионной зоны. По высоте эта зона
растягивается, по-видимому, из-за
колебаний температур с изменением
нагрузки котла. Поэтому образцы
целесообразно ставить на разной
высоте по длине воздухоподогрева-
тельных труб (с интервалом 0,5—
1,0 м) и со смещением по высоте на
параллельно проверяемых трубах.
При сжигании малосернистых
топлив, поскольку точка росы продуктов
сгорания близка к температуре
насыщения водяных паров и не превышает
ее более чем на 25 °С, зона коррозии
перемещается в сторону выходных
участков труб примерно на высоту
300—400 мм от их конца. При
установке в первом ходе сменяемого
элемента трубчатого
воздухоподогревателя или эмалированных кубов
следует проверять на наличие
низкотемпературной коррозии следующие
по ходу воздуха кубы.
В общем случае трубные образцы
желательно устанавливать в зоны
поверхности нагрева с
максимальными и равномерными по сечению
скоростями газового потока. Для
проверки коррозионного процесса в
холодной набивке РВП
коррозионные образцы A5—25 шт. на каждую
набивку) устанавливают в
специально образуемые в набивке секторов
РВП колодцы. Вывод
термоэлектродов ПТ температурных вставок
осуществляют через отверстие в вале
ротора, подсоединяют к токосъемным
кольцам, сигнал с которых снимается
медными щетками, соединенными
компенсационными проводами с
самопишущим вторичным прибором.
Обычно он постоянно регистрирует
температуру наиболее холодных
образцов (в зоне входа воздуха в РВП),
а температуру остальных —
периодически.
После испытаний трубный образец
вырезают из трубы механическим
путем, образцы РВП извлекают из
колодцев. Затем образцы тщательно
очищают деревянными скребками от
отложений и продуктов коррозии,
обрабатывают теплым щелочным
раствором с рН= 12, промывают
конденсатом, высушивают в сушильном
шкафу; трубные образцы вновь от-
торцовывают. После этого у трубных
образцов измеряют длину и массу
с указанными значениями точности;
определяют отношение массы на
единицу длины, которое сопоставляют
с первоначальным отношением. У об-
87
разцов из РВП взвешиванием
определяют потерю массы с точностью
0,01 г и по ней определяют скорость
коррозии, г/(м2-ч):
kH=(G{-G2)/FT, B.55)
где Gi, G2 — масса образца
соответственно до и после испытаний, г;
F — площадь поверхности образца
с двух его сторон, м2; т —
продолжительность испытаний, ч.
Для перевода значения скорости
коррозии в мм/год полученное
значение кн умножают на
коэффициент 1,12.
В период коррозионных испытаний
регистрируют, кроме того, тепловую
Глава третья
3.1. ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ
ИСПЫТАНИЙ
Испытания котлов при
нестационарных режимах [62—64] имеют
целями определение и выбор
оптимальных маневренных характеристик:
продолжительностей растопок и
остановов, подъема и сброса нагрузки,
степени устойчивости поддержания
при этих режимах параметров пара,
уровня воды в барабане котла,
соотношения топливо — воздух,
пусковых потерь топлива и энергии и др.
В зависимости от ставящихся задач
в каждом конкретном случае с учетом
конструкции котла, пусковых схем,
проверяемой или отрабатываемой
технологии определяют программу
испытаний, объем измерений и
численность привлекаемого к экспери-
нагрузку котла, коэффициент
избытка воздуха в режимном сечении и
продолжительность пребывания
каждого образца в продуктах горения.
В [60] предусмотрена возможность
оценки температуры металла
коррозионных образцов, устанавливаемых
в РВП, расчетным путем, если
прямой контроль температуры
невозможен. Кроме приведенного основного
метода определения массовой
коррозии по образцам в [60] даны
рекомендации по расчетно-статистиче-
скому определению
эксплуатационной скорости коррозии и по
экспериментальному определению уровня
коррозионной агрессивности
продуктов сгорания.
ментам персонала. При этом почти
всегда испытания связаны с
определением как экономических
показателей проверяемых режимов, так и
надежности тех или иных элементов
котлов. В программу испытаний
котлов блочных установок включают
опыты по проверке пуска установки
из различных тепловых состояний,
режиму подключения второго
корпуса в дубль-блоках, режимам
останова с расхолаживанием и без
расхолаживания оборудования.
Аналогичные режимы включают в
программу испытаний котлов, работающих
на общий паропровод. По особой
программе проводят испытания,
связанные с проверкой и отработкой
режимов сбросов нагрузки до
холостого хода или нагрузки
собственных нужд. Для организации и про-
ИСПЫТАНИЯ КОТЛОВ ПРИ НЕСТАЦИОНАРНЫХ РЕЖИМАХ
88
ведения таких испытаний требуется
осуществление в ряде случаев
специальных мероприятий (применение
специальных автоматических
устройств, дополнительных
дистанционных приводов к исполнительным
механизмам и др.).
Для проведения испытаний в целях
отработки пусковых режимов не
применимо условие полного
установившегося теплового состояния и
сведения теплового баланса. По этой
причине, как следует из ряда испытаний,
погрешность определения потерь
теплоты на отдельных этапах пуска
и останова энергоблоков и котлов,
работающих на общий паропровод,
достигает ± B0—25) % с
минимальным отклонением в отдельных
случаях от суммарных затрат теплоты
на уровне ±5 %. Естественно, здесь
не могут рассматриваться
рекомендации по использованию
определенных технологических приемов
ведения режимов при испытаниях, так
как они часто носят нетиповой
характер и, кроме того, зависят от
особенностей пусковых схем и конструкций
оборудования. Применительно к
установкам энергоблоков эти вопросы
связаны также с условиями работы
паропроводов, арматуры и элементов
турбин, что здесь не является темой
рассмотрения.
3.2. ИСПЫТАНИЯ ПРИ РЕЖИМАХ
ПУСКА И ОСТАНОВА
Программа рассматриваемых
испытаний и объем проводимых измерений
зависят от типа котла
(прямоточный, барабанный), его
конструктивных особенностей (системы
экранирования топки, конструкции и
компоновки поверхностей нагрева), типа
установки (моноблок, дубль-блок,
установки с поперечными связями)
и поставленных задач. Последние
могут быть разделены на две
основные группы:
проверка на серийных котлах
технологии пуска и останова в
соответствии с типовой инструкцией,
разработанной на основе испытаний
головной установки (серии установок)
данного типа;
отработка рациональных (по
условиям надежности и экономичности)
режимов пуска и останова головных
установок.
Подготовительные работы к
испытаниям в обоих случаях проводят
в соответствии с изложенным в гл. 2.
В первом случае объем
дополнительных (к эксплуатационным)
измерений определяется показателями
надежности оборудования, контроль
которых необходим в соответствии
с указаниями типовой инструкции.
Кроме того, необходимость
дополнительных измерений может
определиться местными условиями (типом
растопочного и основного топлива,
отличиями в схемах отдельных узлов,
органов управления и т. п.). Опыты
должны проводиться в соответствии
с графиками-заданиями,
приведенными в типовой инструкции для
различных исходных тепловых
состояний оборудования. В программе
первой серии опытов должна быть
предусмотрена проверка (по одному
разу) всех режимов, заданных
инструкцией. Во второй Серии
испытаний должны повторяться опыты, при
проведении которых не удалось
воспроизвести заданные режимы
(естественно, что предварительно
необходимо выяснить причины
этого).
Наиболее сложными и
трудоемкими являются испытания второй
группы. При проведении этих
испытаний должны быть выявлены
возможности основного и
вспомогательного оборудования, разработаны и
проведены мероприятия (режимные,
реконструктивные), позволяющие
обеспечить надежность всех
элементов оборудования при минимальной
длительности пусков (остановов).
В блочных установках режим пуска
котла должен быть подчинен
требованиям, определяемым условиями
пуска турбины. В связи с этим в
программу испытаний должны быть
включены режимы с различной
динамикой изменения паропроизводитель-
89
ности и параметров пара (свежего
и промежуточного перегрева). По
этому признаку должны
испытываться следующие режимы пуска:
из холодного или близкому к нему
состояния;
из неостывшего состояния;
из горячего состояния;
из состояния горячего резерва (для
прямоточных котлов).
В программу испытаний должны
также включаться следующие
режимы останова оборудования:
с расхолаживанием турбины;
с расхолаживанием котла и
паропроводов;
с расхолаживанием тракта до
встроенной задвижки (ВЗ)
прямоточного котла;
с консервацией давления в тракте
котла;
с выпуском пара из
пароперегревателя (прямоточные котлы) или из
всего пароводяного тракта
(барабанные и прямоточные котлы).
Все перечисленные режимы
включают в программу первой серии
испытаний. После обработки и анализа
результатов этих испытаний
разрабатывают программу второй серии
испытаний для улучшения режимов, не
соответствующих указанным выше
требованиям. Зачастую
предварительно необходимо разработать и
реализовать реконструктивные
мероприятия.
Для электростанций с
поперечными связями количество
необходимых опытов существенно меньше,
так как независимо от исходного
теплового состояния котла требуемые
параметры пара перед включением в
магистраль одни и те же; нет
необходимости также в проверке режима
останова с расхолаживанием
турбины.
При проведении испытаний и
предшествующей им разработке системы
измерений первоочередной задачей
является проверка надежности
элементов оборудования. Существенное
влияние при этом оказывает
стремление сократить до минимума
длительность пуска (останова)
оборудования, определяющую суммарные
тепловые потери. Так, например,
исходя из стремления ускорить
растопку котла стартовый расход топ-
.лива целесообразно установить на
возможно более высоком уровне. При
этом, однако, не исключаются
недопустимое повышение температуры
стенок труб в зоне обогрева, большие
теплогидравлические разверки,
термические напряжения в
металлоемких элементах, занос несгоревшего
топлива в хвостовые поверхности
нагрева и т. п., что должно учитываться
при определении объема измерений.
Основные показатели надежности
поверхностей нагрева по водопаровому
тракту рассмотрены в гл. 2.
Применительно к режимам пуска (останова)
необходимо дополнительно
учитывать допустимые скорости прогрева
(охлаждения) толстостенных
элементов (барабанов, коллекторов,
сепараторов, корпусов арматуры,
трубопроводов и др.), для чего необходимо
предусматривать соответствующие
измерения, руководствуясь типовыми
инструкциями по пуску и останову
энергоблоков различных мощностей
и типов [65, 66]. Для барабанных
котлов вопросы надежности при
нестационарных режимах в
значительной мере определяются
температурным режимом барабанов (табл. 3.1,
рис. 3.1).
При разработке объема
температурного контроля барабанов следует
учитывать, что в зависимости от
принятой технологии растопок может
отмечаться поступление
насыщенного или перегретого пара из
пароперегревателя в барабан вследствие
например, выкипания воды в
перегревателе при его «закупорке» водой
после гидравлического испытания
или во время простоя. Об этом будут
свидетельствовать высокие
показания на начальном этапе растопки
установленных в верхней части
барабана (на пароотводящих трубах) ПТ.
Наряду с этим на завершающей
стадии растопки вследствие
периодической подпитки котла может
наблюдаться понижение температуры в
90
Таблица 3.1. Допустимые скорости изменения и разности температур в барабанах котлов [27]
Параметр
Давление в
барабане, МПа,
(кгс/см2)
Группа барабанов
I
II
До 2 B0)
Свыше 2 B0)
Свыше 10 A00)
До 10 A00)
—
2,0
2,5
1,5
2,0
60
1,5
2,0
1,0
1,5
40
Скорость повышения температуры
насыщения при растопке котла, °С/мин
Скорость снижения температуры
насыщения при останове котла, °С/мин
Перепад температур между верхней и
нижней образующими барабана при растопке и
останове котла, °С
Разница температур воды и стенки
барабана при его заполнении, °С
Примечания: 1. Допускается кратковременное (не болеее чем на 5 мин) повышение скорости
примерно на 1 °С/мин по сравнению с приведенными в таблице.
2. Группа I — барабаны выпуска 1970 г. и позже, а также барабаны более ранних выпусков,
на которых не обнаруживались дефекты, перечисленные в [27]; группа II — барабаны выпуска до
1970 г., на которых обнаруживались дефекты.
±40
±40
зоне водораздающих труб. Особенно
это проявляется при растопках котла
на холодной воде и после
кратковременных простоев, когда
наблюдаются высокочастотные колебания
температур стенки и кромки очков
опускных труб, не менее опасных,
чем разности температур по
образующим. Для контроля этих колебаний
следует обеспечить необходимое
быстродействие регистрирующих
приборов. Для контроля возможного
прогиба барабана вследствие
возникновения разности температур
рекомендуется соответствующее устройство
(рис. 3.2) [67].
До проведения опытов следует
убедиться, что на котле выполнены
мероприятия, предусмотренные [27,
п. 2.10] в части организации
обязательных измерений температуры
барабанов с выводом их на щит котла
и оснащения их внутрибарабанными
устройствами для снижения
допустимых значений разностей температур
верх — низ при пусках и остановах
по соответствующим графикам
применительно к каждому типу котла.
Правильность схемы измерений
температур (см. рис. 3.1) должна быть
проверена при стационарном режиме
котла, разбежки в показаниях всех
ПТ не должны превышать 5—10 °С
(за исключением ПТ /, 2 и 11).
Скорость изменения температуры
насыщения — основной показатель режи-
тптгяргтп
И/
Рис. 3.1. Схема размещения
термоэлектрических преобразователей на барабане котла
[27]:
а — барабан; б — водоопускная труба; в — паро-
отводящая труба; г — труба подвода питательной
воды; д — труба рециркуляции; /—12 — номера ПТ
7
ш
±
J Ч-
11
а
~ir
т
?
Рис. 3.2. Схема измерения прогиба
барабана [67]:
/ — измерительная линейка; 2 — струна; 3 —
ролик; 4 — груз; 5 — роликовая опора; 6 —
барабан; 7 — упоры
ма растопки и останова — следует
определять согласно [27] при
растопке котла по ПТ 9 на пароотводящей
трубе, при останове котла с уровнем
воды в барабане по ПТ 10, 12 на во-
доопускной трубе. Регистрация
температуры барабана должна вестись
при режимах растопки и останова
91
со скоростью ленты регистратора не
менее 60 мм/ч.
При разработке программы
испытаний и системы измерений по ряду
вопросов, особенно применительно к
новым конструктивным решениям,
не исследованным в промышленных
условиях, должна быть
предусмотрена проверка надежности
поверхностей нагрева расчетным путем
(теплогидравлические
характеристики, условия застоя циркуляции,
возможность возникновения
межвидовой пульсации потока, расслоения
пароводяной смеси и т. п.) в целях
выявления элементов, которые
должны быть наиболее полно оснащены СИ
для проведения испытаний и
предварительного определения границ
«опасных» режимов. Проведение
расчетов, однако, не может заменить
экспериментальной проверки. Это
определяется, прежде всего,
возможностью лишь приближенного
принятия ряда исходных данных (особенно
таких, как тепловые нагрузки
отдельных поверхностей нагрева, тепловые
неравномерности в различных зонах
топки и газоходов, параметры среды
по тракту котла при низких расходах
топлива и т. п.). Вместе с тем после
получения указанных исходных
данных экспериментальным путем
повторное проведение соответствующих
расчетов может позволить
существенно сократить объем испытаний.
Это следует иметь в виду при
разработке системы измерений. Ряд
вопросов не может быть выяснен
расчетным путем, что определяется
отсутствием соответствующих
методик, особенно для нестационарных
режимов. Некоторые наиболее
характерные из них рассмотрены ниже.
1. Допустимая предельная
стартовая форсировка топки при растопке
котла. По условиям ускорения
прогрева поверхностей нагрева котла
целесообразно устанавливать
высокий стартовый расход топлива.
Однако, имеется ряд ограничений. На
прямоточных котлах большая часть
пароперегревателя в первый период
растопки находится в безрасходном
92
режиме (клапан на отводе пара из
встроенного сепаратора закрыт).
Допустимый расход топлива при этом
ограничивается температурой стенок
труб в зоне обогрева, которая не
должна превышать значений,
соответствующих данной марке стали.
Аналогично положение и на
барабанных котлах, где в первый период
растопки из холодного или близкого
к нему состояния расход пара через
пароперегреватель мал, а затем
возрастает с существенным отставанием
от роста расхода топлива. На этих
котлах, кроме того, возможны
дополнительные ограничения по условиям
естественной циркуляции в топочных
экранах, которая, как правило,
возникает по истечении определенного
времени после розжига форсунок
(горелок) и не во всех панелях
экранов одновременно; ограничивается
также допустимая скорость роста
давления пара в барабане.
Измерения должны охватывать все
ограничивающие параметры. Для
выявления рассматриваемого вопроса
целесообразно проведение специального
тарировочного опыта с постепенным
увеличением расхода топлива
(ступенями по 5—7 % номинального), с
выдержками до достижения
установившегося состояния. Целесообразно
также проведение нескольких опытов
с различным (вплоть до предельного)
уровнем стартового расхода топлива.
Опыты прекращают при достижении
предельного значения любого из
ограничивающих параметров.
2. Условия подключения
пароперегревателя. Во время работы
пароперегревателя прямоточного котла в
безрасходном режиме его змеевики
разогреваются до температуры
дымовых газов. При подключении
пароперегревателя (открытии клапана на
отводе пара из сепаратора) в случае
чрезмерно быстрого установления
расхода пара и особенно при забросе
влаги возможен «тепловой удар».
Попадание влаги в неостывшие
камеры и паропроводы также
приводит к их резкому охлаждению.
Допустимое число циклов таких охлаж-
дении и «ударов», естественно,
ограничено. Наряду с этим при пуске из
холодного и неостывшего состояний
подключение пароперегревателя
приводит к прогреву паросборных камер
котла, темп которого также
ограничен. С учетом этого при проведении
опытов следует выяснить условия
начала подключения
пароперегревателя. Они определяются состоянием
рабочего тела во встроенном
сепараторе (сухостью пароводяной смеси),
при котором обеспечивается
достаточная эффективность последнего.
Следует также опытным путем
изыскать темп подключения
пароперегревателя, при котором охлаждение
змеевиков и камер первой (за
сепаратором) ступени пароперегревателя и
прогрев паросборных камер его
выходной ступени происходят с
допустимыми скоростями. При пуске
из горячего состояния начало и темп
подключения пароперегревателя как
прямоточного, так и барабанного
котла определяют, исходя из
предотвращения охлаждения их
паросборных камер (на барабанном котле
подключение осуществляют
открытием БРОУ). Контроль надежности
рассматриваемого режима должен
вестись на основе измерений
температур змеевиков в зоне обогрева и
металла камер по тракту
пароперегревателя с соответствующими
скоростями их регистрации. При этом
следует учитывать конструкцию
отдельных ступеней пароперегревателя.
Например, если ширмы
пароперегревателя подключены к верхней
образующей горизонтальной общей
раздающей камеры, то заброс влаги
возможен в две-три ширмы, наиболее
удаленные от подвода пара в общую
камеру.
3. Допустимая форсировка топки
после подключения
пароперегревателя. При однобайпасной пусковой
схеме блока, применяемой на
большинстве отечественных установок
независимо от типа котла,
допустимое значение рассматриваемой фор-
сировки определяется предельной
температурой стенки змеевиков
промежуточного пароперегревателя в
зоне обогрева. Рассматриваемый
вопрос важен для отработки режимов
растопки котла из состояния
горячего резерва и после простоев в
течение нескольких часов. Поэтому перед
проведением таких растопок в одном
из опытов следует постепенно
(ступенями, с выдержками по 30—40 мин)
увеличивать расход топлива до
достижения предельной температуры
стенки змеевиков промежуточного
пароперегревателя. Контроль этих
температур должен вестись с учетом
неравномерности поля температур
дымовых газов в газоходе.
4. Регулирование сброса среды из
встроенного сепаратора
прямоточного котла. Основной его целью
является обеспечение отвода всей
влаги из сепаратора с минимальным
«проскоком» пара. Прямой
показатель, характеризующий достижение
этой цели (наподобие уровня в
барабане), в схеме со встроенным
сепаратором отсутствует. Целесообразно
проведение специального тарировоч-
ного опыта, в котором на
установившихся режимах с различными
расходами топлива (при одном и том
же расходе питательной воды)
следует постепенно (ступенями по 5—
10 % полного хода) прикрывать
клапан сброса среды из сепаратора до
обнаружения заброса влаги в
пароперегреватель (по показаниям
температурных вставок). Допустимая
степень открытия клапана
принимается на 10 % больше (по указателю
положения), чем в условиях заброса
влаги в пароперегреватель. В
результате испытаний устанавливают
зависимость указанной степени открытия
от характеристик режима работы
котла (температуры рабочего тела
перед встроенной задвижкой,
перепада давлений в диафрагме,
установленной на сбросе рабочего тела из
сепаратора, гидростатического
перепада давлений в сбросном
трубопроводе из сепаратора и др.).
5. Регулирование паропроизводи-
тельности котла. В режиме растопки
и на низких нагрузках изменение
93
паропроизводительности котла
происходит с большой инерционностью.
В связи с этим расход топлива
следует увеличивать с определенным
опережением по отношению к
каждому очередному увеличению
нагрузки турбогенератора. Для
определения этого опережения целесообразно
проведение опытов, при которых на
различных установившихся режимах
наносятся возмущения изменением
расхода топлива и фиксируется
динамика изменения
паропроизводительности котла.
6. Регулирование температур
перегретого пара. Для обеспечения
графика изменения температур
свежего пара и пара промежуточного
перегрева, требуемых по условиям
пуска и нагружения турбины,
применяют как штатные, так и пусковые
средства регулирования. Часто для
этой цели применяют пусковые
впрыски в паропроводы. При
испытаниях необходимо определить
условия включения этих впрысков, при
которых отсутствует выпадение влаги
на внутреннюю поверхность
паропроводов. Особенно неблагоприятны
(с учетом низкого давления пара)
условия испарения влаги пусковых
впрысков в паропроводы пара
промежуточного перегрева. На
отдельных установках «мокрое пятно»
отмечается на гибе паропровода,
удаленном от пускового впрыска на 12—
15 м. С тех же позиций, а также с
учетом динамических свойств
объекта должна быть определена
паропроизводительность котла, при
которой допускается включение в работу
штатных средств регулирования
температуры пара. Перечисленные
задачи определяют и объем
необходимых измерений.
7. Характеристика, остывания
котла. Технология растопки котла
зависит от его исходного теплового
состояния. Поэтому необходимо
проведение специальных опытов при
различных режимах останова котла
в целях определения характеристик
остывания его поверхностей нагрева,
барабана, камер, паропроводов и
арматуры. Необходимо прежде всего
выяснить допустимую длительность
простоя котла с «консервацией»
давления во всем пароводяном
тракте. Для прямоточного котла это
имеет значение с точки зрения
соблюдения допустимых условий растолок
из состояния горячего резерва
(давление на котлах сверхкритиче.ского
давления в парообразующей части
должно быть не ниже критического;
на котлах докритического давления
запас до закипания воды на входе
в НРЧ должен быть не менее 15 °С).
Вторым фактором, определяющим
допустимую длительность простоя
после рассматриваемого режима
останова котлов всех типов, является
конденсация пара в перегреватель-
ных поверхностях нагрева. В случае
несливаемой конструкции
пароперегревателя скопившаяся влага при
последующей растопке котла из
горячего или неостывшего состояния
вытесняется в разогретые камеры,
резко охлаждая их. При сливаемой
конструкции пароперегревателя
влага по мере конденсации пара стекает
в камеры, и важно проверить, в каких
количествах она в них
накапливается и к каким последствиям это
приводит при последующей растопке
котла. Основным показателем,
характеризующим возможность
конденсации пара, является
соотношение температуры дымовых газов и
давления пара в данной ступени
пароперегревателя (для отсутствия
конденсации температура газов
должна быть не ниже температуры
насыщения при данном давлении
пара). На прямоточном котле с
некоторым опережением по отношению
к моменту достижения опасного
соотношения указанных параметров
пароперегреватели котла должны быть
обеспарены (при закрытой
встроенной задвижке). При таком состоянии
котла следует определить
характеристики его естественного остывания
в процессе простоя. На барабанном
котле такие характеристики должны
быть получены при периодическом
снижении давления (открытием
94
БРОУ, РОУ или выхлопом в
атмосферу) при достижении опасного
соотношения указанных параметров.
Перечисленные режимы должны
быть проверены при различных
длительностях вентиляции
газовоздушного тракта котла.
Соответственно изложенным задачам должна
разрабатываться и система
измерений. Перечисленные вопросы не
охватывают всех задач, возникающих
при разработке рациональной
технологии пуска и останова котла.
Более детально они изложены в
специальной литературе.
Запись непрерывно меняющихся
параметров в режимах пуска и
останова следует вести автоматическими
регистрирующими СИ. Часть
параметров по газовоздушному тракту и
в отдельных точках водопарового
тракта может записываться
лаборантами-наблюдателями с
интервалами 5—7 мин. В результате опытов
строят с нанесением отметок времени
выполнения технологических
операций графики изменения по времени
общих характеристик режима и групп
параметров, характеризующих
режим работы отдельных узлов котла
и позволяющих на базе их анализа
оценить результаты опытов и
наметить дальнейшую программу работ.
3.3. ОСОБЕННОСТИ
ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОТЕРЬ
ТОПЛИВА И ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
ПРИ ПУСКАХ ЭНЕРГОБЛОКОВ
Пусковые потери необходимо учитывать
при определении ряда эксплуатационных
показателей ТЭС. К их числу относятся
удельный расход топлива на отпущенную
электроэнергию, потребный расход
растопочного топлива, стороннего пара и т. п. Учет
пусковых потерь необходим также при анализе
рациональных способов покрытия
переменного графика электрической нагрузки
энергосистем. Кроме того, при проектировании
новых электростанций отдельные
составляющие пусковых потерь с учетом фактора
одновременности пуска энергоблоков позволяют
определять необходимые емкости
растопочного топлива, производительность пусковой
котельной и соответствующего
вспомогательного оборудования.
Укрупненно потери топлива и энергии
при испытаниях должны определяться для
двух периодов. К первому периоду относятся
растопка котла, прогрев паропроводов и
повышение частоты вращения ротора турбины
до момента синхронизации турбогенератора.
В этот период потери топлива и энергии равны
их затратам. Ко второму периоду относится
нагружение энергоблока, в процессе
которого электроэнергия вырабатывается с
повышенным удельным расходом топлива. Потери
в этот период являются в известной мере
условными (зависят от принятой методики
их определения) и определяются
превышением суммарных затрат топлива на
отпущенную электроэнергию над соответствующими
затратами на отпуск такого же количества
электроэнергии при стационарном режиме.
Отмеченная условность в расчете этих потерь
определяется, главным образом, выбором
стационарного режима, с которым ведется
сравнение затрат топлива.
Зачастую в результате испытаний потери
топлива и энергии определялись суммарно
за весь период пуска и нагружения
энергоблока или по укрупненным периодам
(например, по приведенным выше), при этом
полученные результаты, даже при пусках блоков
из одного и того же исходного теплового
состояния, существенно различались между
собой. Это вполне закономерно, так как
пусковые потери определяются рядом факторов,
изменяющихся от пуска к пуску и от объекта
к объекту. К числу этих факторов относятся
суммарная длительность пуска блока,
длительность отдельных периодов пуска,
технология пусковых операций, режимные особенности
(уровень форсировки топки, избытки воздуха
и т. п.), схемные особенности
(преимущественно в части обеспечения утилизации
теплоты) и др. Отсюда вытекает первое требование
к проведению испытаний в целях определения
пусковых потерь — соблюдение однотипных
условий при испытаниях и четкая
характеристика этих условий при представлении
результатов испытаний. Однако в ряде
случаев при испытаниях в промышленных
условиях по тем или иным причинам не удается
реализовать намеченную программу. В первую
очередь это относится к обеспечению
длительности пуска блока в целом и по
отдельным периодам. Кроме того, следует
учитывать, что определение потерь при пуске
данного оборудования в данных условиях не
может являться самоцелью. Очевидно, что
полученные результаты должны быть
представлены в виде, позволяющем определять
пусковые потери при каждом из
эксплуатационных пусков блоков данного типа.
Одновременно должна быть обеспечена
возможность определения потерь при любом заданном
графике пуска блока данного типа, что
необходимо для анализа и прогнозирования
режимов покрытия переменного графика
электрической нагрузки энергосистемы. И наконец,
должна быть обеспечена возможность
сопоставления полученных результатов с данными
95
испытаний на других объектах. Указанные
требования не могут быть удовлетворены при
получении данных о потерях суммарно за весь
период пуска блока. В связи с этим при
проведении испытаний и обработке опытных
данных пуск блока должен быть расчленен на
отдельные периоды, а результаты испытаний
должны быть представлены в зависимости
от длительности этих периодов. Важно также
объективно учесть все составляющие
пусковых потерь, так как различный подход к этому
в свою очередь приводит к несопоставимости
результатов, полученных разными авторами.
Так, например, в ряде случаев не учитываются
потери теплоты и энергии в период простоя
блока, при проведении подготовительных
операций к пуску и при стабилизации режима
после нагружения блока, что приводит к
занижению суммарных пусковых потерь.
При разделении всего пуска блока на
отдельные периоды необходимо, прежде всего,
учитывать особенности технологии пуска.
В первую очередь это относится к учету
периодов с различным уровнем форсировки
топки. Например, в первый период растопки
котла, до достижения определенных
параметров, форсировка топки может
поддерживаться на более низком или на более высоком
(«перефорсировка») уровне, чем в
последующем. Естественно, что различное соотношение
длительности этих периодов при неизменной
длительности растопки котла обусловливает
и различие в значениях потерь топлива.
С учетом изложенного при проведении
испытаний и обработке опытных данных
методически наиболее правильно разделение пуска
на следующие периоды:
1) простой блока;
2) подготовительные операции к пуску
блока;
3) растопка котла и прогревы
паропроводов до толчка ротора турбины (с разделением
при необходимости на подпериоды с
различными уровнями форсировки топки);
4) повышение частоты вращения ротора
турбины до номинальной и синхронизация
турбогенератора (с разделением на два под-
периода в случае затяжки проведения второй
операции);
5) нагружение блока (с разделением на
подпериоды, определяемые достижением
электрической нагрузки, равной 0,ЗЛ/ном, 0,7yV„OM
И Whom);
6) стабилизация режима.
Для дубль-блоков необходимо выделение
дополнительных периодов:
7) подготовительные операции к растопке
второго корпуса котла;
8) растопка второго корпуса котла и
прогревы паропроводов (с разделением на
подпериоды аналогично п. 3);
9) подключение второго корпуса котла к
турбине.
С учетом перечисленных периодов при
проведении испытаний в первичных данных
измерений должны фиксироваться
соответствующие моменты времени, а при обработке
опытных данных пусковые потери должны
определяться для каждого периода отдельно.
Испытания следует проводить по методу
прямого баланса при сжигании в котле газа
или жидкого топлива (мазута), расход
которых может измеряться с минимальной
погрешностью. Помимо расхода топлива,
являющегося основной составляющей пусковых потерь,
при испытаниях должны измеряться
следующие параметры:
расход отпущенной электроэнергии;
расход электроэнергии, потребляемой
всеми действующими механизмами блока
(собственные нужды);
расход, давление и температура
стороннего пара, потребляемого блоком.
Кроме того, должны фиксироваться
параметры, дающие общую характеристику
режима пуска блока:
вакуум в конденсаторе;
температура и расход питательной воды;
температура среды перед встроенной
задвижкой (на прямоточных котлах);
давление среды перед встроенной
задвижкой или в барабане (в зависимости от типа
котла);
давление и температура свежего пара
перед ЦВД турбины;
давление *и температура пара перед ЦСД
турбины;
давление среды во встроенном сепараторе,
растопочном расширителе (для прямоточных
котлов) и в деаэраторе;
температура дымовых газов в поворотной
камере котла;
температура уходящих газов и избыток
воздуха в них.
В дневнике испытаний должны
фиксироваться все основные операции, проводимые
при пуске блока, время их проведения
(например, включение механизмов блока, число
включенных горелок, степень открытия пуско-
сбросного устройства и т. п.), а также время
начала и окончания перечисленных выше
периодов пуска.
Измерение всех перечисленных параметров
должно проводиться в соответствии с
методическими указаниями, изложенными в
последующих главах. Следует лишь отметить, что
для измерения расхода газа в период растопки
котла необходима установка специальной
«растопочной» диафрагмы и датчика к ней,
рассчитанных на расход примерно 30 %
номинального. Помимо перепада давлений на
диафрагме при испытаниях в пусковых
режимах необходима также, как и при испытаниях
в стационарных режимах, регистрация
давления и температуры среды перед
диафрагмой для последующего внесения поправки к
измеренному перепаду на отклонение от
расчетных условий. На протяжении пуска
блока рекомендуется не менее 2 раз отбирать
пробы сжигаемого газа для анализа его
удельной теплоты сгорания. Измерение расхода
мазута можно осуществлять таким же
способом. При отсутствии «растопочного»
расходомера мазута рекомендуется проведение тари-
96
ровки на стенде каждой из форсунок
(получение зависимости расхода воды через
форсунки от давления перед ней). Учитывая
различие вязкости воды и мазута, расход мазута,
определенный по тарировочным
характеристикам, следует умножать на поправочный
коэффициент П. Этот коэффициент может
быть определен при работе на стационарном
режиме с нагрузкой блока не менее 0,5/VHOM:
Я = Яшр/Ят, C.1)
где Вш р — расход мазута, измеренный
штатным расходомером (с соответствующими
поправками); Вт — суммарный расход мазута
через все форсунки, определенный по
тарировочным характеристикам.
Более точно коэффициент Я может быть
подсчитан при определении расхода мазута
в результате сведения обратного баланса
котла. Последнее целесообразно также для
уточнения показаний «растопочного»
расходомера в случае его использования при
испытаниях. Удельная теплота сгорания мазута
обычно более стабильна, и для расчетов могут
быть использованы станционные данные. Для
получения представительных результатов
испытаний большое значение имеет точность
измерения количества отпущенной
электроэнергии при нагружении блока и стабилизации
режима. Для этой цели рекомендуется
применять так называемую «схему двух
ваттметров» (см. гл. 13). В случае использования
штатных счетчиков необходима их
предварительная тарировка по лабораторной
аппаратуре.
Для каждого из периодов до
синхронизации турбогенератора и включения его в сеть
пусковые потери, т условного топлива,
ДВ' = ДМ +ДВ^ П + Э'с М- Ю-6, C.2)
где Д£т — измеренный расход условного
топлива в соответствующий (/-й) период, т;
&В'С п — расход условного топлива,
соответствующий суммарному расходу стороннего
пара в /-й период, т; Эс н — суммарный
расход электроэнергии на собственные нужды
в /-й период, кВт-ч; bo—удельный расход
топлива в /-й период, г/(кВт-ч).
Объективно значение АВ'С п следовало бы
определять с учетом источника поступления
стороннего пара. Так, например, при
поступлении пара от пусковой котельной или из
отборов действующих турбин перевод расхода
пара в расход топлива следовало бы
проводить с учетом КПД котельной или
коэффициента ценности теплоты. Но в связи с тем,
что удельная значимость \В'С „ невелика,
усложнение расчетов при обработке
результатов испытаний неоправданно. Более того,
под углом зрения сопоставления результатов
испытаний, полученных на различных
объектах, такие расчеты обусловили бы
определенное расхождение результатов, так как
источники поступления стороннего пара обычно
различны. При прогнозировании пусковых
потерь по заданному графику пуска также
трудно оценить соотношения расходов
стороннего пара, поступающего из различных
источников. С учетом изложенного значение АВ'С п
с известной условностью рекомендуется
определять по формуле
ABi„ = Gt Лп/Яут, C.3)
где G'c п — суммарное потребление стороннего
пара за /-й период, т; h'c „ — средняя
энтальпия стороннего пара за /-й период, кДж/кг;
qy т — удельная теплота сгорания условного
топлива, кДж/кг.
Значение ЬЪ объективно наиболее
правильно принимать усредненно по работающему
оборудованию станции в период пуска
данного блока. Однако с учетом соображений,
аналогичных изложенным выше для
определения значения АВ'С п, вместо Ьс0
рекомендуется (также с известной условностью)
принимать удельный расход топлива на
отпущенный 1 кВт-ч при номинальной нагрузке
данного типа блока bo.
В соответствии с имеющимся опытом в
каждый из периодов до включения
турбогенератора в сеть можно принять, что между
пусковыми потерями Л£, и
продолжительностью периода т', мин, существует прямо
пропорциональная зависимость
ДЯ' = 6'т', C.4)
где k' — коэффициент пропорциональности,
т/мин (условного топлива).
По известным значениям к1 могут быть
определены пусковые потери при реальных
длительностях периодов, которые имели место
в эксплуатационных условиях или
принимаются при прогнозировании на перспективу.
Таким образом, конечной целью обработки
результатов испытаний является получение
значений /^' для каждого опыта, усредненных
значений k' для пусков блока из одинаковых
исходных тепловых состояний и оценка по:
грешности, возможной при использовании Ы
для определения АВ' при заданном или
реализованном графике пуска блока.
Для периодов до включения
турбогенератора в сеть рекомендуется представлять k'
в виде
/e' = ^T-f k'c „ C.5)
и
#'=£ (/£т + # „)//!, C.6)
I
где kyT — коэффициент пропорциональности
для топливной составляющей потерь
(включая сторонний пар); k'c н — коэффициент
пропорциональности для составляющей
собственных нужд; п — число пусков_блока.
При таком исчислении kl одна из его
составляющих k'c н зависит от Ь\. Это дает
возможность при обработке материала
испытаний учесть, что на различных объектах по
тем или иным причинам (состояние
оборудования, вид сжигаемого топлива и т. п.)
4 В. И. Трембовля и др.
97
значения bo для блоков данно£о типа могут
различаться. Рекомендуется kl вычислять,
варьируя значения до через кажые 10 г/(кВтХ
Хч) и пользуясь выражением
Ё («;•+«-|f)
fc'=- , C.7)
п
где Ывар — варьируемые значения Ы\ ЬЪоп —
значение &|j, принимаемое при обработке
данных опытов.
В итоге для каждого из указанных
периодов пуска рекомендуется приводить в
табличном вид£ з\\ач^\\\\* к.1 ъ зависимости от
00 вар-
В периоды нагружения блока потери
топлива, т условного топлива,
ДВ'^М + ДЖн-З'^&МО-6, C.8)
где Э'о — отпущенная электроэнергия в
рассматриваемый период, кВт-ч; 6" — удельный
расход топлива на 1 кВт«ч отпущенной
электроэнергии при стационарном режиме,
г/(кВт*ч).
Первые два члена выражения C.8)
характеризуют затраты топлива и стороннего пара
на выработку электроэнергии при нагружении
блока, третий член отражает затраты топлива
на отпущенную электроэнергию, которые
имели бы место при работе блока в
стационарном режиме. Разницей этих затрат
определяются пусковые потери топлива. Значение
Э'о рекомендуется вычислять как разницу
между выработанной при нагружении блока
электроэнергией и затратами энергии на
собственные нужды независимо от того,
обеспечивались они пусковым или работающими
блоками. Выбор Ьо\ как уже отмечалось,
сопряжен с известной условностью.
Отдельные авторы считают, что bo1 следует
принимать для оптимальной нагрузки блока, при
которой удельный расход топлива минимален,
или при некоторой сниженной нагрузке
(например, 0,8WHOM), на которой в период пуска
данного блока работают остальные блоки.
Наиболее распространена точка зрения о
принятии Ьсот для номинальной нагрузки блока
(т. е. bcoT = bo). Каждый из подходов в той
или иной мере является условным, однако
последний из них обусловливает наименьшую
неопределенность, что особенно проявляется
при сопоставлении результатов испытаний
блоков с разными единичными мощностями
и рабочими параметрами. С учетом
изложенного рекомендуется принимать bco7 = bo.
Следует подчеркнуть, что значение bo должно
приниматься для того же топлива, которое
сжигается в процессе испытаний в целях
определения потерь в периоды нагружения.
При обработке опытных данных
аналогично изложенному выше для периодов
нагружения блока также можно принять прямую
пропорциональность между потерями топлива
и длительностью периода (A£' = fc'V). В связи
с существенным влиянием на потери топлива
не только продолжительности, но и динамики
яагружения блока применение такой методики
сопряжено с погрешностью, равной около
±20 %. Для проведения приближенных
расчетов пусковых потерь рекомендуется при
обработке данных испытаний определять
значения /г', их разброс для однотипных пусков
и /г'. Для более точного определения потерь
в период нагружения при эксплуатационном
или заданном графике рекомендуется
следующая методика. Потери топлива при
нагружении блока, как уже отмечалось,
определяются выработкой электроэнергии с
удельным расходом топлива, более высоким, чем
при стационарной нагрузке. Если разделить
ъ^о.ъ период нагружения на отдельные
периоды, в процессе которых нагрузка блока
мало изменяется или характер ее изменения
близок к линейному, то для них может быть
определена условная средняя нагрузка, кВт,
N,- 10зт( , C.9)
где Э'в — выработанная электроэнергия в
данный период нагружения, кВт«ч; т' —
продолжительность периода, мин.
Для каждой средней нагрузки может быть
определен пусковой удельный расход топлива
на 1 кВт'Ч отпущенной электроэнергии:
с? о • 1U
В результате обработки данных
испытаний и их экстраполяции значения bo' должны
быть представлены в зависимости от N'B.
Значения bo' и bo являются основными
исходными данными для определения потерь
топлива при любом реализованном или заданном
графике нагружения, в том числе на
аналогичных блоках других электростанций.
Потери топлива при нагружении блока,
т/ч,
п
ДВ = ХF8'-68)Э'0.10-6, C.11)
1
где п — число периодов, на которое разделено
нагружение блока.
Следует подчеркнуть, что значения bo,
bo' и k' взаимосвязаны. Поэтому при
использовании данных испытаний для определения
потерь при нагружении на других объектах
с аналогичными блоками значение bo следует
принимать таким же, как и при испытаниях
на данном блоке.
Определение потерь топлива на
стабилизацию режима наиболее сложно, так как их
значение соизмеримо с погрешностью прямого
измерения расхода топлива и отпущенной
электроэнергии. Практически для этой цели
необходимо применение методики тепловых
испытаний турбин. С некоторым
приближением эта потеря может быть оценена в 5 %
суммарных потерь на пуск блока. Более
подробно методика определения пусковых потерь
98
топлива и энергии энергоблоков изложена
в [68].
Описанная методика применима и при
испытаниях котлов ТЭС с поперечными
связями, при этом следует учитывать полезно
использованную теплоту за счет пропуска пара
через РОУ (Д£РОу), часто применяемого на
таких электростанциях. Ее значение, т
условного топлива,
АВроу= ДроуЦоу*. , (з.12)
<7ут
где Dpoy — расход пара через растопочную
РОУ в рассматриваемый период пуска,
подсчитывается суммированием расходов за
отдельные промежутки времени по мере
изменения давления и температуры пара; /гроу —
энтальпия пара, поступающего в РОУ,
кДж/кг; к — коэффициент ценности теплоты,
замещаемой редуцируемым паром отбора
турбины (для четвертого отбора k=0,48).
3.4. ПРОВЕРКА РЕЖИМОВ
АВАРИЙНЫХ РАЗГРУЖЕНИЙ
ЭНЕРГОБЛОКОВ ДО НАГРУЗКИ
СОБСТВЕННЫХ НУЖД
ИЛИ ХОЛОСТОГО ХОДА
Испытания в режимах аварийных
разгружении энергоблоков
проводятся в целях проверки возможности
сохранения вращающейся мощности
при системных авариях или частных
аварийных ситуациях на блоках и
обеспечения быстрого повторного
нагружения энергоблока после
включения генератора в сеть в
соответствии с указаниями и графиками-
заданиями для пуска из состояния
горячего резерва. При этом по
условиям малоцикловой усталости
наиболее нагруженных узлов
энергоблоков должно быть учтено суммарное
за год количество сбросов до
нагрузки собственных нужд. Согласно [69]
по допустимому суммарному (при
отключении генератора от сети из-за
внешних повреждений и под
воздействием противоаварийной
автоматики) количеству сбросов нагрузки
до собственных нужд действующие
энергоблоки мощностью 300, 200
и 150 МВт разделяются на три
группы: первая — до 12, вторая — до 9
и третья — до 5 сбросов в год. К пер-
4*
вой группе [69] относятся блоки
мощностью 300 МВт, перевод
которых на нагрузку собственных нужд
осуществляется с быстрым
снижением давления и которые
эксплуатируются в режиме глубоких разгрузок
на скользящем давлении либо
используются для регулирования
нагрузки в ограниченном (менее
0,25Мном) диапазоне. К этой же
группе относятся энергоблоки
мощностью 150 и 200 МВт,
эксплуатирующиеся в базовом режиме
практически без привлечения к плановому
регулированию нагрузки с
использованием пускоостановочных режимов
или глубокого (более 0,25УУНОм)
изменения нагрузки. Во вторую группу
входят энергоблоки мощностью
300 МВт, перевод которых на
нагрузку собственных нужд ведется на
номинальном давлении и которые
эксплуатируются в режиме глубоких
разгрузок на скользящем давлении
либо используются для
регулирования нагрузки в ограниченном (менее
0,25МНОм) диапазоне. В эту же группу
входят энергоблоки мощностью 150
и 200 МВт, используемые для
регулирования нагрузки энергосистем за
счет пускоостановочных режимов и
изменения нагрузки в диапазоне,
превышающем 25 % номинальной.
К третьей группе относятся
энергоблоки мощностью 300 МВт,
эксплуатация которых при глубоких
разгрузках и перевод на нагрузку
собственных нужд реализуются при
номинальном давлении. Для данной
группы названное количество
сбросов до нагрузки собственных нужд
разрешается при условии, что
суммарное количество сбросов и пусков
после плановых остановов на
нерабочие дни не превысит 25 в год.
Согласно [40] оборудование
энергоблоков, выпускаемых по
техническим заданиям, согласованным в
1986 и последующие годы, после
сброса нагрузки должно допускать
возможность работы на нагруз'ке
собственных нужд длительностью до
40 мин; общее количество таких
режимов должно составлять не менее
99
150 за срок службы (без
использования аварийного впрыска котла).
В общем случае при аварийном
разгружении турбогенератора котел
должен быть в максимальном темпе
^азл^ж^л\ jxo ъътр^ъ¥л\,
соответствующей пропускной способности пу-
скосбросных устройств (БРОУ), т. е.
0,ЗЛ/Ном — растопочной нагрузки
котла. Медленная разгрузка не
рекомендуется во избежание недопустимого
повышения температуры змеевиков
промежуточного пароперегревателя
(расход пара через него при сбросе
нагрузки турбогенератора до
холостого хода составляет всего около
5 % номинального) и
предупреждения повреждения предохранительных
клапанов котла из-за их длительной
работы и многократного
срабатывания. Перевод котлов до 0,3/VHOm по
указанной схеме согласно [69]
допускается лишь под воздействием
системы автоматического
управления. Ручная (с помощью
дистанционного управления) реализация
режима перевода блока на нагрузку
собственных нужд запрещена.
Программа и объем
рассматриваемых опытов зависят от особенностей
оборудования и системы
автоматического управления. В наиболее полном
случае программа работ охватывает
снятие статических и динамических
характеристик котла и собственно
испытания в режиме сброса
нагрузки. При этом согласно [69]
техническими условиями на выполнение
технологических защит энергоблоков
предусматриваются следующие
варианты технологии перевода
энергоблоков на нагрузку собственных
нужд:
для блоков 300 МВт — с переводом
котла на растопочную нагрузку и
поддержанием номинального
давления свежего пара либо его
снижением примерно до 16 МПа;
для блоков 150 и 200 МВт — с
переводом котла на растопочную
нагрузку и поддержанием
номинального давления свежего пара либо с
погашением котла и использованием
его аккумулирующей способности
(для блоков с барабанными
котлами).
Выбор статических режимов
работы котла ведут с учетом критериев
устойчивости процесса горения,
возможности поддержания температуры
перегрева пара, близкой к
номинальной, и допустимого снижения
температуры промежуточного перегрева
пара при допустимых температурах
металла поверхностей нагрева водо-
парового тракта. Вопросы
экономичности таких режимов не
рассматривают, поскольку эти режимы редки
и кратковременны.
Материалы по первому этапу
работы частично могут базироваться на
результатах испытаний котла при
стационарных режимах, особенно
опытов, связанных с определением
технического минимума нагрузки
агрегата. Основными задачами
первого этапа испытаний являются
следующие определения:
необходимого на растопочной
нагрузке сочетания остающихся в
работе топливоподающих устройств,
значений температуры пара в узловых
точках перегревательного тракта
при номинальной температуре
свежего пара и уровня температуры пара
промежуточного перегрева;
динамических характеристик
котла на различных нагрузках,
включая растопочную;
возможности использования на
сниженных и растопочных нагрузках
штатных автоматических
регуляторов;
минимальной длительности
перевода котла на растопочную нагрузку.
В программе первого этапа
испытаний должна предусматриваться
отработка статических режимов
последовательно от нижнего предела
регулировочного диапазона до
растопочной нагрузки. После наладки
системы автоматического управления
(САР) (при необходимости с
перенастройкой отдельных регуляторов
согласно [69]) необходима ее
проверка на отдельных статических
режимах путем нанесения
соответствующих возмущений. В заключение
100
этого этапа должны быть проверены
режимы автоматической разгрузки
котла с одного статического режима
до другого, включая режим
разгрузки с номинальной до растопочной
нагрузки. Если защита, переводящая
энергоблок на нагрузку собственных
нужд, задействуется не только при
отключении генератора от сети из-за
внешних повреждений, но и от про-
тивоаварийной автоматики, следует
руководствоваться и выполнить
мероприятия, предусмотренные [69].
Предельная продолжительность
работы энергоблоков на нагрузке
собственных нужд — 40 мин, при
срабатывании защиты под действием про-
тивоаварийной автоматики — 10—
15 мин.
Объем измерений при
рассматриваемых опытах должен
соответствовать указанному в гл. 2
(измерения для определения динамических
свойств котла и наладки САР здесь
не приводятся).
На втором этапе испытаний
проверяют режимы сброса нагрузки в
целом по блоку. В общем случае
применительно к энергоблоку
мощностью 300 МВт с прямоточным одно-
корпусным котлом в программе
опытов в целях проверки автоматической
системы аварийной разгрузки блока
(АСАРБ) предусматривают
следующие аварийные ситуации:
отключение генератора от сети, отключение
турбины, отключение питательного
турбонасоса (ПТН), переход
генератора в асинхронный режим при
отключении автомата гашения поля
(АГП). При этом в условия
проведения испытаний входят:
проведение опытов при
включенном электрогидропреобразователе и
механизме управления турбиной на
нагрузках Л/ном и 0JNHOM\
работа блока при исходной
нагрузке 0,7/Vhom с питательным
электронасосом (ПЭН);
проверка работы автомата
безопасности без повышения частоты
вращения ротора турбины перед
проведением опытов в режиме
отключения генератора от сети и при
переходе генератора в асинхронный
режим.
В соответствии с изложенным в
программе предусматриваются
следующие опыты:
отключение ПТН при исходной
100 %-ной нагрузке с переводом
блока на нагрузку 0,6yVHOM;
отключение турбины при исходной
нагрузке 0JNHOM с переводом котла
на нагрузку 0,3NHOM\
отключение генератора от сети
при исходной нагрузке 0,7УУНОм с
переводом блока на нагрузку
собственных нужд и котла на нагрузку
0,ЗЛ/„ом;
то же, но при исходной
номинальной нагрузке;
отключение АГП при исходной
номинальной нагрузке с переводом
блока на нагрузку 0,ЗЛ/ном.
Устойчивость топочного процесса
при сжигании малореакционных топ-
лив (антрацитов, тощих углей) в
режиме сброса нагрузки
поддерживается совместным сжиганием
угольной пыли и подсвечивающего топлива
(мазута, природного газа) с
прекращением выхода жидкого шлака (для
топок с жидким шлакоудалением).
Устойчивое сжигание такой смеси
топлив с 50—55 %-ной долей мазута
в суммарном тепловыделении
достигается при повышенном (до 1,5—
1,8) избытке воздуха в топке.
Быстрая подача мазута в этих случаях
обеспечивается оборудованием не
менее 50 % растопочных форсунок
быстродействующими клапанами.
Регулирование тепловой нагрузки в
режиме сброса паропроизводитель-
ности осуществляется воздействием
на питатели пыли (при
двухъярусном расположении горелок следует
преимущественно отключать
питатели горелок нижнего яруса).
Устойчивость топочного процесса при
сжигании каменных или бурых углей в
режимах сброса нагрузки
достигается подсвечиванием мазутом с
расходом его до 20 % суммарного
тепловыделения. Разгружение котла ведут
отключением части питателей пыли.
На газомазутных котлах для сброса
101
нагрузки отключают часть горелок
с коррекцией через 1—2 мин
воздушного режима (на котлах с паромеха-
ническими форсунками типа «Титан»
допускается снижение расхода
мазута без их отключения).
Поскольку в условиях испытаний
сбросы нагрузки заранее
подготавливаются, могут быть
предупреждены значительные отклонения
температуры перегрева пара и металла
поверхностей нагрева. Обычно при
сбросах нагрузки на прямоточных
котлах блоков мощностью 300 МВт
не возникает опасных теплогидрав-
лических разверок. Заданный
уровень температуры свежего пара в
условиях снижения тепловосприятия
выходных пакетов
пароперегревателя после исчерпания возможностей
средств регулирования удается
поддерживать значительным
увеличением избытка воздуха в топке — до
1,7—3 (меньшие значения—для
антрацитов, большие — для эки-
бастузского угля), оставлением в
работе пылеугольных горелок верхнего
яруса (сочетать оба эти средства),
а в отдельных случаях — и
повышением температуры рабочего тела за
СРЧ примерно на 20—25 °С сверх
номинальной.'
При сжигании природного газа
необходимый уровень температуры
перегрева свежего пара в режиме
сброса нагрузки поддерживается при
а"= 1,15-f-1,2, при сжигании
мазута — при а" = 1,3. Поскольку на
уровень температуры пара
промежуточного перегрева существенно
влияет рециркуляция в топку
газообразных продуктов сгорания, при
испытаниях необходимо установить
допустимую степень увеличения
рециркуляции по условиям устойчивости
топочного процесса.
Переход с ПТН на ПЭН на блоках
мощностью 300 МВт при сбросе
нагрузки вызывает кратковременное не
опасное по условиям надежности
работы поверхностей нагрева
прекращение питания котла, но ухудшает
условия работы его системы
автоматического регулирования. Например,
при отключении ПТН регулятор
значительно открывает питательный
клапан, а разворот ПЭН резко
увеличивает подачу питательной воды при
сокращении подачи топлива. Это
фиксируется на диаграммах
самопишущих приборов, в связи с чем
на них для возможности анализа
переходных процессов при сбросе
нагрузки следует точно отмечать время
начала каждого его этапа.
Режим сброса нагрузки на блоках
с барабанными котлами можно
организовывать с их переводом на
нагрузку собственных нужд или холостого
хода с использованием
аккумулированной котлом теплоты. Предельная
продолжительность работы блока с
барабанными котлами на нагрузке
собственных нужд или холостом ходу
при погашенном котле за счет
аккумулированной теплоты не должна
превышать 15 мин для блоков с пыле-
угольными и сланцевыми котлами и
10 мин с газомазутными котлами. По
истечении этого времени должны
быть включены мазутные (газовые)
горелки. Для пылегазовых и
газомазутных котлов должна
предусматриваться система перевода котла на
растопочную нагрузку раздельно
для каждого вида топлива.
Задачи испытаний при сбросе
нагрузки энергоблока связаны со
следующими основными критериями
допустимости такого режима [70]:
возможностью удержания уровня
в барабане в заданных допустимых
пределах штатными средствами
автоматики и защиты котла;
обеспечением допустимой скорости
снижения температур свежего пара
и пара промежуточного перегрева;
обеспечением параметров и
показателей надежности котла и турбины
блока в период последующего
быстрого нагружения.
До проведения опыта по сбросу
нагрузки блока должна быть
выполнена корректировка параметров
настройки защиты в соответствии
с [69].
Согласно [71, 72] основным
опытам должен предшествовать опыт
102
для определения аккумулирующей
способности котла, для чего
проверяют продолжительность работы
турбины на нагрузке 8—10 МВт после
погашения котла, определяемую по
относительному положению РВД.
На основе этих данных и характера
снижения температуры пара за
котлом и перед цилиндрами турбины
определяют искомую длительность
работы на режиме собственных нужд
до включения мазутных форсунок,
Глава четвертая
4.1. ОТБОР ПРОБ УГЛЯ,
ГОРЮЧИХ СЛАНЦЕВ
И ЛИГНИТОВ
Методы отбора и обработки проб
для лабораторных физических
определений и химического анализа
(ситового анализа, размолоспособности,
элементного анализа, теплоты
сгорания, температурных и плавкостных
характеристик золы) определяются
государственными и отраслевыми
стандартами и рекомендациями
международных организаций [9, 73—
75], обязательными в отраслях
энергетического машиностроения и
электроэнергетики. При этом пользуются
следующими терминами и
определениями:
партия — количество топлива,
которое произведено и отгружено
потребителю за определенный
промежуток времени (сутки, смену и т. д.)
и среднее качество которого
характеризуется одной первичной пробой;
на которой не достигаются
установленные заводом-изготовителем
предельно допустимые температурные
изменения по турбине и связанные
с ними относительные укорочения
роторов.
Для анализа показателей режима
сброса нагрузки строят совмещенные
графики характеристик блока (котла
и турбины) и отдельно
характеристики работы поверхностей нагрева
котла.
первичная проба — проба,
состоящая из требуемого количества
точечных проб, отобранных
непосредственно от партии топлива, и
характеризующая его среднее качество;
точенная проба (по старой
терминологии — порция) — количество
топлива, отобранное из одного места
однократным движением устройства
для отбора проб;
лабораторная проба — проба,
полученная в результате обработки
первичной пробы до крупности 0—3
@—10) мм и предназначенная для
лабораторных испытаний и для
подготовки аналитических проб;
аналитическая проба — проба,
полученная в результате обработки
первичной или лабораторной пробы
и предназначенная для проведения
анализов.
Ввиду того что от
представительности отбора проб зависят
результаты всех дорогостоящих и трудо.-
емких испытаний, их руководитель
должен до начала работ определить
ОТБОР И ОБРАБОТКА ПРОБ ТОПЛИВА
И ОЧАГОВЫХ ОСТАТКОВ, УЧЕТ ТВЕРДОГО
ТОПЛИВА И ОЧАГОВЫХ ОСТАТКОВ
юз
следующие вопросы, связанные с
организацией и проведением отбора
проб:
цель отбора проб;
небольшая крупность отбираемого
топлива, его качество и содержание
золы;
виды необходимых анализов
(определение влажности, золы, физические
испытания);
будет отбираться отдельная проба
на влажность или только общая
проба;
топливо должно рассматриваться
в качестве отдельной партии или
обычной регулярной поставки, что
определяет методику отбора проб;
размер поставки (партии
подлежащего сжиганию и опробованию
топлива);
ожидаемая однородность топлива;
установленная стандартная
точность является достаточной или
требуется другая точность;
необходимость проверки точности
повторным или дубликатным
отбором проб.
Исходя из информации по этим
вопросам и определяют схему и
методику отбора проб, организацию и
оснащение этой работы, количество
привлекаемого персонала, сроки
подготовки и предварительные работы
до начала испытаний котла, работы
по отбору проб. Согласно [9, 73—75]
отбор проб сырого топлива должен
осуществляться от потока топлива
в местах его перепада или с
движущегося потока (с полотна ленточного
конвейера, питателя сырого угля),
а также от неподвижного слоя
топлива, погруженного в транспортные
средства (вагоны, баржи) или от
штабелей. Наибольшая
представительность пробы топлива
достигается при его отборе из падающего
потока. Отбор с лент конвейеров
целесообразно применять, если
невозможен отбор из падающего
потока. При испытаниях энергетических
котлов наиболее часто отбор проб
проводят из потока после питателей
или с полотна ленточных питателей
топлива. При испытаниях котлов с
механическими слоевыми топками
отбор проб можно проводить из-под
бункеров сырого топлива, а при
сжигании сушонки — с общего
транспортера или из разгрузочных
устройств сушилки на течках после
уплотнения. В случае проведения
испытаний с определением КПД по
прямому балансу пробы следует
отбирать в точке взвешивания с учетом
массы отобранного топлива для
предупреждения искажения расхода
топлива, прошедшего через весы и
поступившего на размол. При подаче
топлива ленточными конвейерами в
бункера группы котлов отбор проб
ведут у индивидуальных весов
(питателей сырого угля); при испытаниях
единственного в котельной котла
отбор может быть организован у весов
топливоподачи (при поступлении
всего топлива в котельную).
Как правило, отбор проб следует
вести механизированным способом
(механическим пробоотборником), а
при отсутствии условий для этого —
вручную. В первом случае
необходимо иметь данные об обеспечении
пробоотборником
представительности отбора на основе его
испытаний, проводимых не реже 1 раза в
год. Механическое оборудование для
отбора проб, их транспортировки и
подготовки для анализа должно
отвечать соответствующим стандартам.
Отбор проб должен быть
систематическим, т. е. равномерным по времени
или местоположению по всей единице
опробования. Для обеспечения
представительности отдельных точечных
проб при ручном отборе пробы
необходимо отбирать по всей глубине
потока с охватом верхних, средних
и нижних слоев топлива и по всей
ширине потока, т. е. должна быть
обеспечена доступность всех частей
массы опробуемого топлива для
пробоотбирающего устройства. Для
этого обычно применяют
кратковременный (на 2—3 с) отвод всего
потока топлива через расчетные
промежутки времени в специальный
лоток. При раздельном поступлении
на котел углей двух различных марок
104
Таблица 4.1. Значения погрешностей опробования углей, горючих сланцев и лигнитов
Параметр топлива
Значение параметра
Базовая погрешность
определения
Зольность Ad До 20 %
Свыше 20 %
Влажность W, До 20 %
Свыше 20 %
Теплота сгорания Q\ горючих До 12 560 кДж/кг
сланцев C000 ккал/кг)
Свыше 12 560 кДж/кг
±10,0%*
+ 2,0%**
±ю,о%*
±2,0%**
±628 кДж/кг
(±150 ккал/кг)
±873,36 кДж/кг
(±200 ккал/кг)
Относительная погрешность.
Абсолютная погрешность.
необходим отбор проб отдельно от
каждого потока с соблюдением всех
изложенных в настоящей главе
требований. Погрешность
опробования (сумма ошибок, возникающих
при отборе, обработке и анализе
проб) при вероятности, равной
95 % \ не должна превышать
значений, приведенных в табл. 4.1.
Базовая погрешность определения
применяется для всех видов
опробования, если договором о поставке
не предусмотрены другие нормативы
погрешности. Количество точечных
проб, отбираемых с движущихся
конвейерных или из падающих
потоков топлива, для партии антрацита
(каменного угля) массой до 1000
или 2500 т, для партии бурого угля,
горючих сланцев и лигнитов при
определении зольности, влажности и
для горючих сланцев еще и теплоты
сгорания с базовой погрешностью,
указанной в табл. 4.1, для всех видов
отбора проб должно быть следующее:
Топливо
Обогащенное
Необога щё иное
Количество
точечных проб
.... 16
.... 32
От партии топлива массой до 500 т в
первичную пробу отбирают 16 точечных проб
независимо от вида топлива.
1 95 %-ная вероятность означает, что
полученные значения (зольности, влажности)
для проб, взятых из одного и того же угля
(т. е. уголь одного качества одного
месторождения), в 95 случаях из 100 будут
находиться в заданных пределах: при отсутствии
систематической ошибки эти пределы будут
распределены почти равномерно по времени.
К обогащенным топливам
относятся концентрат и продукты
сортировки. В случае необходимости
отбора проб только для определения
содержания влаги обогащенного
мокрым способом угля с размером
куска до 25 мм отбирают 32 точечные
пробы, в остальных случаях для
определения влажности в первичную
пробу должно быть отобрано 16
точечных проб.
Требования [74] о количестве
точечных проб для всех топлив при
отборе проб из падающих потоков
и с конвейерных лент совпадают с
требованиями [73], но в части других
методов отбора значительно
разнятся. Однако в связи с тем что на
ТЭС с котлами паропроизводитель-
ностью 50 т/ч и выше доступны
отборы проб из движущихся потоков
топлива, данные применительно к
другим методам отбора (более
сложным и трудоемким) из статических
масс здесь не приводятся. Не
оговаривается в [74] и ограничение в [73]
в части партии массой до 500 т. Для
бурых углей и лигнитов в [75]
предусматривается, как и для антрацита
и каменных углей, при отборе только
пробы на влажность 16 точечных
проб и 32 точечные пробы для общей
пробы (на зольность и влажность).
Для партии обогащенного угля
количество точечных проб разрешается
уменьшать в 2 раза. В случае, когда
партия топлива превышает 1000 т для
антрацита и каменных углей и 2500 т
для бурых углей, горючих сланцев
105
и лигнитов, количество точечных
проб по [73]
п\=п/-^ т/с, D.1)
где п! — рекомендуемое количество
точечных проб A6 или 32); т —
масса партии, т; с = 1000 т для
антрацита и каменных углей и 2500 т для
бурых углей, горючих сланцев и
лигнитов.
Если договор о поставке допускает
производить отбор с погрешностью,
отличающейся от базовой в сторону
увеличения или уменьшения (см.
табл. 4.1), то количество точечных
проб
n'f = n'Sr\ D.2)
П2 = п"^т/с, D.3)
где п' — количество точечных проб
при погрешности, установленной по
договору для массы партии до 1000 т
антрацита и каменных углей и 2500 т
для бурых углей, горючих сланцев
и лигнитов; До — базовая
погрешность по табл. 4.1; Д1 — погрешность,
установленная по договору; п2 —
количество точечных проб при
погрешности, установленной по
договору для массы партий антрацита и
каменного угля выше 1000 т и более
2500 т для бурых углей, горючих
сланцев и лигнитов.
Стандарт [74] для случаев
поставок антрацитов и каменных углей
массой выше 1000 т предусматривает
либо разделение партии на ряд
частей с массой в каждой 1000 т или
менее и с отбором отдельной
первичной пробы из каждой части с
заданным количеством точечных проб,
либо отбор одной первичной пробы,
но количество точечных проб для
частного случая должно быть
умножено на эмпирический коэффициент
-д / масса поставки
V ПИЮ *
Стандарт [75] для бурых углей
и лигнитов предусматривает, что
точечные пробы A6 — на влажность
и 32 — на общую пробу) отбирают
от партии рядового угля массой до
2500 т. Для партии массой свыше
2500 т допускается:
делить партии на части массой
2500 т и менее, от которых отбирают
отдельные объединенные
(первичные) пробы, составляемые из
указанного количества точечных проб;
отбирать одну объединенную
пробу, состоящую из названного
минимального количества точечных проб,
умноженного на коэффициент
V масса партии
2500 *
По [74], если требуемая точность
отбора отличается от стандартной
(ниже ее), названное количество
точечных проб A6 и 32)
корректируют путем умножения на
коэффициент ААо/ EЛ? —Ло), где Л0 —
стандартная точность, А\—желаемая
точность.
Стандарт [74] с одной ctopoHbi не
рекомендует стремиться достичь
точности, численно меньшей ±0,5%
(по абсолютному значению), по
содержанию золы и влаги из-за
значительного увеличения объема
отбираемого топлива. С другой стороны,
исходное количество порций никогда
не должно быть меньше 12, какое бы
значение точности ни требовалось.
Минимальная масса точечной пробы
должна быть достаточной, чтобы не
исключались большие куски топлива
и чтобы частицы в пробе были в той
же пропорции, что и в точке отбора.
Масса каждой точечной пробы, кг,
отбираемой в первичную пробу,
должна быть согласно [73, 74]
не менее
m = 0,06D, D.4)
где D — размер максимальных
кусков, мм.
За размер максимальных кусков
рядового топлива условно
принимают размер отверстия сита, на
котором при просеивании пробы остаток
надрешетного продукта составляет
не более 5 %. За размер
максимальных кусков сортового топлива
принимают верхний предел крупности дан-
106
ного сорта. Для антрацитов и
каменных углей т всегда должно быть не
менее 0,5 кг, а для бурых углей и
лигнитов — не менее 0,5 кг при
крупности кусков топлива до 12,5 мм и
10 кг при крупности свыше 150 мм.
Согласно [9] массы точечных проб,
отбираемых от топлива, следующие:
Максимальный размер Масса точечной пробы,
куска, мм кг, не менее
13 0,6
25 1,5
50 2,5
100 5,0
Если максимальный размер кусков
не соответствует указанным
значениям, то массу точечной пробы
принимают по ближайшему большему
размеру сит.
Согласно рекомендациям [74],
если пробу на влажность отбирают
из общей пробы, то исходным из
набираемых точечных проб является
то количество, которое необходимо
для определения зольности или
влажности (наибольшее из них). При
этом масса общей пробы по
количеству точечных проб должна быть
увеличена, если после удаления из
нее пробы на влажность не остается
достаточного количества топлива
для пробы на зольность. По [73] в*
случае, если масса точечных проб в
4 раза и более превышает
минимально необходимую (при отборе проб
из потоков большей мощности по
всему сечению и др.), допускается
сокращение массы первоначально
отобранных точечных проб без
предварительного дробления до значений,
определяемых формулой D.4).
Стандарт [74] для подобных случаев
предусматривает составление общей
пробы из одинаково уменьшенных
точечных проб. Для этого используют
соответствующий делитель
пробоотборника и каждую пробу
предварительно дробят перед сокращением;
масса каждой сокращенной точечной
пробы должна быть не менее
определенной по формуле D.4).
Оборудование для отбора проб по
[73] должно удовлетворять
следующим требованиям: ширина
раскрытия отбирающего устройства
пробоотборника должна превышать размер
максимальных кусков опробуемого
топлива не менее чем в 2,5 раза при
отборе проб на перепадах потока и не
менее чем в 2 раза при отборе проб
с конвейерных лент, при этом ширина
раскрытия должна быть не менее
50 мм. Стандарты [74, 75]
предусматривают единое значение указанного
превышения — не менее чем в 2,5
раза для обеих схем, при этом [74]
предусматривает ширину раскрытия
не менее 30 мм, а [75] — не менее
50 мм. Стандарт [73] устанавливает,
что емкость ковшовых отбирающих
устройств должна быть такой, чтобы
при отборе точечных проб
исключалось их переполнение, отбирающее
устройство должно полностью
освобождаться от материала пробы после
окончания отбора точечных проб;
отбирающие устройства для отбора
проб из потока должны за одно или
несколько пересечений отбирать в
объединенную пробу точечные пробы
по всему поперечному сечению.
При отборе проб с ленты конвейера
точечные пробы должны отбираться
по всей массе (толщине) потока
перпендикулярно или под углом к его
оси, при этом отбирающее
приспособление не должно создавать подпор
движущемуся топливу. В добавление
к этим положениям [75]
предусматривает, что длина отбирающего
устройства должна быть примерно
на 200 мм больше ширины потока
топлива, точечная проба не должна
полностью заполнять отбирающее
устройство, отбор проб в начале и
конце потока топлива не должен
проводиться. По [74] вместимость
отбирающего устройства пробоотборника
должна быть такой, чтобы при отборе
точечной пробы оно заполнялось не
более чем на 75 %, не допуская
потери топлива; пробоотборник не
должен изменять характеристики
проб — не отбрасывать куски и не
дробить их, не уменьшать влажность
точечной пробы; оборудование для
отбора проб не должно забиваться
107
мокрым топливом во время отбора;
топливо, собранное для пробы, не
должно теряться во время
извлечения пробы. Заполненный ковш
должен пересекать поток только 1 раз,
а затем выводиться из него.
Стандарты предусматривают особенности
отбора проб из мощных (широких
и объемистых) потоков, в том числе
согласно [73] при отборе из потока
мощностью более 600 т/ч
допускается деление его на части с отбором
точечных проб поочередно из каждой
части потока с постоянными
интервалами времени. Стандарт [74] для
случаев, когда отсутствуют
механические методы отбора или
невозможно отобрать пробу по всей ширине
потока в одно движение без
переполнения отбирающего контейнера,
предусматривает систематический отбор
точечных проб из частей потока
одинаковой глубины по очереди
(рис. 4.1). Обычно достаточно при
такой схеме трех положений, но
может оказаться необходимым и
большее их количество. При этом
общее количество точечных проб,
отобранных от всех частей потока,
определяется приведенными выше
значениями. Ручной отбор проб с
ленты конвейера по [73] при условии
согласия заинтересованных сторон
допускается при скорости ленты не
более 1 м/с; по [74] ручной отбор
проб рекомендуется лишь тогда,
когда скорость ленты не превышает
1,5 м/с, высота углей на ней должна
быть не более 0,3 м, крупность кус-
Рис. 4.1. Схема поочередного отбора
точечных проб из двух равных частей
широкого потока:
/ — полотно ленточного конвейера; 2 — точки
отбора
Рис. 4.2. Устройство для ручного отбора
точечных проб угля:
а — ковш для отбора проб с максимальным
размером куска 50 мм из потока на
движущейся ленте конвейера; б — черпак для отбора проб
с максимальным размером куска 25 мм
ков — не более 80 мм,
грузоподъемность потока не должна превышать
200 т/ч. Отборный ковш (рис. 4.2)
должен двигаться с постоянной
скоростью вместе с потоком, проходить
на всю его глубину и доставать
непосредственно до полотна ленты во
избежание непредставительности
отбора из-за опережения ковша
мелкими частицами топлива. Однако
если на ленте движется несколько
слоев различных видов угля, ручной
отбор не рекомендуется. При
невозможности ручного отбора проб. по
всей ширине потока с одной стороны
предусматривается отбор точечных
проб с обеих сторон ленты. Ручной
отбор черпаком [74] допускается по
условиям техники безопасности при
крупности движущегося в падающем
потоке угля не более 80 мм. Черпак
должен двигаться поперек потока с
постоянной скоростью, пересекая
поток с противоположных
направлений. Ковши и черпаки должны
иметь ширину входного отборного
отверстия, в 2,5 раза превышающую
максимальный размер куска отбирае-
108
мого угля. Как и при
механизированном отборе ковши и черпак должны
вмещать требуемую точечную пробу,
не заполняющую их более чем на
75 % в условиях пересечения всего
потока за один проход. Длина ковша
должна быть примерно на 20 мм
больше ширины потока. Контроль
отсутствия систематических ошибок
при отборе из движущегося потока
должен осуществляться только
эталонным (арбитражным) методом —
путем отбора проб по всему
поперечному сечению ленты остановленного
конвейера. Для этого используют
приспособление — раму (рис. 4.3).
По [73] в отобранную порцию
включают все топливо, попавшее внутрь
рамы, и отдельные крупные куски,
попавшие под правую стенку рамы
(по направлению движения потока).
Расстояние х (рис. 4.3, а) между
жестко связанными стенками / рамы
должно быть не менее двух размеров
максимального куска; рама должна
устанавливаться в строго
определенном месте конвейера, и ее стенки
должны плотно соприкасаться с
потоком ленты конвейера; длина стенок
принимается равной ширине ленты.
По [74] расстояние между стенками
рамы должно быть не менее чем в
2,5 раза больше максимального
куска. Высота рамы у (рис. 4.3, а)
должна быть больше толщины слоя
топлива 3 на ленте 4 конвейера.
Интервал времени, мин, через
который должны отбираться точечные
пробы [73],
60т /л сч
Qn
где т — масса опробуемой партии
топлива, т; Q — производительность
(мощность) опробуемого потока, т/ч;
п — количество точечных проб,
необходимых для отбора в пробу.
Подготовка к отбору проб
включает выбор и оснащение места
отбора, проверку, очистку от ранее
отбиравшегося топлива и регулировку
отборных устройств, расчеты,
связанные с определением * количества
Рис. 4.3. Рама для отбора пробы топлива
с транспортной ленты:
а — схема упрощенного варианта рамы и ее
установки: / — стенка; 2 — скрепляющая скоба;
3 — топливо; 4 — конвейерная лента; б — вариант,
рекомендуемый [74]: / — лента конвейера; 2 —
рама для отбора пробы; 3 — совок; 4 — ящик для
приема отбираемого угля
точечных проб. Поскольку при
испытаниях котлов топливо необходимо
отбирать за некоторое время до
начала опытов в период заполнения
бункеров топлива (сырого угля),
время начала отбора должно
рассчитываться исходя из предполагаемой
длительности опыта, емкости
бункеров, производительности конвейеров.
При оснащении рабочего места
отборщика проб следует предусмотреть
постоянные устройства,
обеспечивающие безопасность и удобство его
работы без прикладывания
значительных физических усилий. Должны
быть также предусмотрены
приспособления для переноски проб с места
отбора к месту их обработки.
Руководитель участка отбора проб
(инженер или техник) и отборщик проб
должны знать составленную
руководителем испытаний инструкцию по
производству работ и правила
техники безопасности. В инструкции
для них должны быть четкие, дающие
109
только одно толкование указания о
месте отбора проб, частоте и времени
их отбора, данные о топливе
(максимальный размер кусков, качество),
указания о намеченных видах
анализа. Стандарт [75] особо оговаривает,
что о пуске и останове конвейера,
неполадках в механической и
электрических системах пробоотборного
оборудования отборщик должен
оповещаться визуально (например,
цветными лампами) и звуковыми
сигналами; движущиеся детали
должны быть закрыты согласно
Правилам техники безопасности;
электрические органы управления
пробоотборником и его привод
должны быть во взрывобезопасном
исполнении; органы управления
пробоотборника во время отбора порций
должны быть сблокированы с
электрической системой
транспортирования топлива. В [76] по условиям
техники безопасности ручной отбор
топлива с движущейся (работаю-
. щей) ленты конвейера для
эксплуатационного персонала ТЭС и служб
РЭУ, ПЭО запрещен. При отборе
проб топлива обязательно должны
быть взяты дополнительные
(резервные) пробы на случаи неудачного
первоначального анализа, потери его
результатов, возникновения спорных
вопросов.
По окончании отбора проб в
журнале руководителя испытаний
должны быть приведены данные о
количестве и размере точечных проб,
подробные сведения о топливе, детали
процедуры отбора проб, принятой
точности и мерах, осуществленных
для обеспечения представительности
отбора. Размещать пробы и хранить
первичные пробы (в том числе во
время перерыва между стадиями
подготовки пробы) во избежание потери
топливом влаги рекомендуется в
заранее очищенных плотных, обитых
изнутри оцинкованным стальным
листом ящиках или в стальных
банках с плотными крышками (с
резиновой прокладкой внутри),
располагаемых в неотапливаемых
помещениях. Длительность хранения
топлива до его разделки по
рекомендациям Союзтехэнерго не должна
превышать 6. ч, желательно при
температуре не выше той, при
которой отбирали пробу. Стандарт [74]
для отбора первичной
(объединенной) пробы для определения
влажности предусматривает также
возможность использования
водонепроницаемого коррозионно-стойкого
металлического или пластмассового
контейнера (бака) с хорошо
пригнанной крышкой с резиновой
прокладкой. Для пробы на зольность
точечные пробы можно хранить в*
пластиковых мешках, защищающих
пробу от загрязнения и потери
топлива.
Взвешивание при отборе проб
должно осуществляться с точностью
0,1 % максимальной нагрузки весов
при условии, что последняя
ненамного больше, чем обычно взвешиваемое
количество. С этой целью [74]
рекомендует применять платформенные
весы с дисковой шкалой с ценой
деления 100, 25 и 10 г при
грузоподъемности весов соответственно
100, 25 и 10 кг.
4.2. РАЗДЕЛКА
И ПРИГОТОВЛЕНИЕ
ПРОБ УГЛЯ, ЛИГНИТОВ
И ГОРЮЧИХ СЛАНЦЕВ
Процесс подготовки пробы по
[9, 74, 78] включает следующие
последовательные, как правило,
механизированные операции:
дробление, сокращение, измельчение и
деление для ее подготовки к
лабораторному анализу. Первичные пробы
могут обрабатываться по мере отбора
отдельных точечных проб или после
окончания отбора всех точечных
проб.
Применяют следующее
оборудование для подготовки проб: '
машины для обработки первичных
объединенных проб, обеспечивающих
приготовление не менее двух
лабораторных проб;
ИО
дробилки и мельницы,
обеспечивающие заданную крупность
дробления и измельчения;
делители, обеспечивающие деление
проб на требуемое их число с массой
отдельной разделенной пробы, не
отличающейся от среднего значения
более чем на =fc 10 %, и с разницей
по зольности, влажности и теплоте
сгорания, не превышающей
допустимых расхождений между анализами
дубликатов лабораторной пробы;
сократители, обеспечивающие
сокращение массы пробы в заданном
соотношении, не нарушая ее
представительности;
сита, применяемые для
контрольных испытаний машин для обработки
проб, дробилок и мельниц, остаток
на .которых при отверстиях более
1 мм не должен превышать 3 %
рассеиваемой массы, а при отверстиях
0,2X0,2 мм должен отсутствовать.
Поскольку подсушку топлива и
подготовку аналитических проб в
отечественной практике, как правило,
ведут в лаборатории, а не у места
подготовки лабораторной пробы,
оборудование для лаборатории не
входит в комплект для оснащения
испытательной бригады.
Для ручной подготовки проб
требуются грохоты, стальной лист
BX1,5 м) с бортовой доской по
периметру (высотой 200 мм) для
дробления и разделки проб,
трамбовки, лопаты и совки, крестовина
для квартования, диск для
сплющивания конусных куч проб.
Разделку проб следует
осуществлять с принятием мер по
предотвращению потери материала и влаги
пробы, ее загрязнения, а также
обеспечения представительности проб.
Для этого помещение для подготовки
проб должно быть закрытым
(защищено от сквозняков, воздействия
прямых солнечных лучей,
атмосферных осадков, излучающих теплоту
поверхностей, изолировано от других
производственных помещений) и
хорошо освещенным. Обогрев этого
помещения при подготовке проб
бурых углей и лигнитов по [77]
допускается только в зимнее время
до температуры не выше 15 °С
изолированными нагревательными
приборами.
Обработку пробы с размером куска
до 150 мм по [78] проводят в две
стадии (первая — измельчение
топлива от исходного размера до
заданного стандартом для приготовления
лабораторной пробы, вторая —
измельчение от этого размера до
окончательного размера 0—0,2 мм для
производства анализа). Первичную
пробу механически измельчают до
крупности от 0 до 3 мм или от 0 до
10 мм, далее сокращают (табл. 4.2)
и делят на требуемое число
лабораторных проб с массой не менее 0,5 кг
каждой из них. Последние две
операции могут выполняться
одновременно. Любая полученная таким
образом лабораторная проба пригодна
для определения показателей
качества топлива.
Если обработку первичных проб до
аналитических производят на
предприятии, где отбирают пробы, в
лабораторию передают одну банку с
лабораторной пробой для определения
содержания влаги и одну банку с
аналитической пробой для
проведения общего анализа. При
необходимости определения содержания
общей влаги двухступенчатым методом
максимальный размер зерна пробы
не должен превышать 20 мм, а масса
пробы в килограммах должна быть
кратной 0,1 размера максимального
Таблица 4.2. Размеры сокращенных проб на
первой стадии обработки
Размер
максимального куска после
дробления пробы,
мм
Минимальная масса пробы
после сокращения, кг, для
углей
обогащенных
необогащен-
ных
25 B0) 5 40
13A0) 1,5 10
5 C) 0,6 2
1,4A,0) 0,15 0,6
От 0,2 до 0 0,085 0,085
Примечание. В скобках указан
допускаемый размер куска.
111
зерна в миллиметрах, но не менее
0,5 кг. Если согласно [73] по одной
и той же лабораторной пробе
определяют содержание влаги и другие
показатели качества, то из нее
сначала отбирают пробу для определения
влаги набором порций из 10
различных мест, равномерно
распределенных по объему пробы и
составляющих навеску. Затем лабораторную
пробу высыпают на противень слоем
не более 10 мм и подсушивают в
предварительно нагретом сушильном
шкафу при температуре от 30 до
55 °С (медленная подсушка для
проб, используемых для определения
качественных и технологических
свойств топлива) или от 105 до 135 °С
(ускоренная подсушка — только для
определения качественных
показателей) до приблизительно
равновесного содержания по влаге с
атмосферной. Дальнейшую обработку
лабораторной пробы до
аналитической по [73] обычно ведут в
лаборатории. Если же обработку
лабораторной пробы до аналитической
проводят в лаборатории, то для
определения содержания влаги и общего
анализа в лабораторию следует
направлять только одну лабораторную
пробу. В практике
экспериментальных работ Союзтехэнерго обычно
принято отбирать не менее трех
лабораторных проб массой по 1,5 кг
каждая — одну для определения
влажности и технического анализа, вторую
для определения элементного
состава, третью в качестве контрольной
(резервной).
Для антрацитов и каменных углей
[74] предусматривает возможность
подготовки лабораторной пробы для
определения влажности либо в виде
специальной пробы на влажность,
либо извлечением пробы на
влажность из общей пробы на влажность,
либо извлечением пробы на
влажность из общей пробы с
использованием оставшейся части в качестве
пробы на зольность. Во втором
случае пробу на влажность можно
извлекать до проведения сокращения
либо на различных его стадиях в
зависимости от имеющейся аппаратуры
для сокращения и предпочтения
методу, используемому в данной
лаборатории. При этом необходимо
предупреждать потери влаги при
сокращении и делении пробы, для чего
операции должны выполняться
возможно быстрее с применением
оборудования, в котором не происходит
значительное нагревание и через
которое проходит минимальное
количество воздуха, в частности
использовать дробильные, а не
размалывающие машины, использовать
механические делители, к которым
ограничен доступ воздуха. Методы
приготовления пробы согласно [74]
различны и зависят от метода анализа
в лаборатории.
Приготовление лабораторной
пробы из специально отобранной на
определение влажности пробы
антрацита (каменного угля) в одну стадию.
При наличии полностью закрытой
кожухом мельницы (предохраняет
топливо от потерь влаги и массы
из-за пыления) пропуском
(дроблением) некоторого количества угля из
первичной пробы мельницу приводят
в равновесное по влажности состояние
с пробой, далее этот продукт
отбрасывают и через мельницу пропускают
всю пробу на влажность в один прием
с размолом частиц до 3 мм. Пробу
делят на порции по 0,3 кг, одну из
них помещают в бутылку с притертой
пробкой и наклеивают этикетку с
характеристикой пробы. Если мельница
не закрыта кожухом, приготовление
пробы из визуально сухого угля
ведут в следующей
последовательности: при размере частиц,
превышающем 20 мм, пробу механически
измельчают до 10 мм (если
первоначально размер частиц меньше 20 мм,
измельчение не требуется). Далее
пробу делят на порции до 1 кг, одну
лорцию из них размельчают до 3 мм,
делят на порции по 0,3 кг и
упаковывают, как и в предыдущем случае.
Исходная масса для специальной
пробы на влажность после деления
первичной объединенной пробы и
выделяемая от общей пробы неразмо-
112
лотого угля в целях определения
влажности в одну стадию в
зависимости от его крупности следующая:
Максимальный размер Исходная масса пер-
частиц антрацита и ка- вичной пробы или вы-
менных углей, мм деляемой части общей
пробы,кг
20 1
25 5
50 10
80 15
Свыше 80 50
Если при подготовке пробы
отсутствуют необходимые делители или
если проба слишком сырая для
свободного прохода через делитель,
пробу тщательно перемешивают (на
чистом стальном листе), формуют на
конус, затем сплющивают его и в
местах, равномерно расположенных
по всей поверхности, на всю глубину
берут не менее 10 разовых проб
равной массы, достаточных для
подготовки лабораторной пробы.
Приготовление пробы антрацита
(каменного угля) для определения
влажности в две стадии и
специальной пробы на влажность по [74]
ведут при визуально влажном
антраците (каменном угле) и отсутствии
закрытой мельницы. Пробу после
сокращения просушивают на воздухе
и затем обрабатывают по
приведенной выше технологии для
определения влажности в одну стадию.
Подсушку на воздухе ведут при
температуре не более чем на 10—15 °С выше
атмосферной, в зонах с жарким
климатом — при температуре не выше
45 °С. Циркуляцию воздуха над
пробой ничто не должно
ограничивать, внешняя пыль не должна
попадать на пробу. При воздушной
сушке непосредственно в процессе
обработки пробы взвешивают сухой
поднос, на который равномерно
помещают слоем не более 20 мм
подлежащий подсушке уголь (за
исключением кусков большого размера).
Далее взвешивают поднос с углем.
Сушку продолжают до тех пор, пока
изменение массы подноса и угля в
течение 1 ч не станет меньше 0,1 %
исходной массы угля. Потеря, %, при
воздушной сушке
M=m2-m3
ГП2 — ГП\
D.6)
где nt\% mi, m3 — масса
соответственно сухого подноса, подноса с углем
до сушки, подноса с углем после
сушки, г.
На этикетке лабораторной пробы
должен быть указан процент потери
влажности при воздушной сушке.
Приготовление пробы на
влажность из общей пробы антрацита
(каменного угля) перед ее
измельчением [74]. Общую пробу без
предварительного перемешивания
формуют на конус, сплющивают,
отбирают 10 разовых проб из разных
равномерно расположенных мест
(все операции ведут быстро для
предупреждения потери влаги). Масса
каждой разовой пробы зависит от
максимального размера частиц:
Размер частиц,
До 25
До 50
До 80
Свыше 80
мм
Масса
разовой пробы, кг
0,5
1,0
1.5
5,0
Для угля с частицами крупнее
80 мм полученная проба в 50 кг
должна быть измельчена до 80 мм,
перемешана, сформована на конус
и расплющена. Затем пробу делят на
порции по 15 кг, остаток от 50 кг
возвращают в исходную пробу.
После этого, если не производят сушку
на воздухе или последующее
размельчение, банка с пробой должна
быть загерметизирована.
Приготовление пробы на
влажность из общей пробы антрацита
(каменного угля) после измельчения
[74]. При наличии закрытой
мельницы всюпробу (визуально влажную
или визуально сухую) дробят до
3 мм, затем извлекают пробу массой
0,3 кг, как и при приготовлении пробы
из специальной пробы на влажность.
Если закрытая мельница отсутствует,
визуально влажный уголь
подсушивают на воздухе по приведенной
выше схеме, а затем обрабатывают
ИЗ
Таблица 4.3. Размеры проб для общего
анализа после первой стадии приготовления
Максимальный
размер частиц угля
после дробления,
мм
Минимальная масса
оставшейся пробы, кг
Обогащенный уголь с
содержанием
золы <10 %
Уголь с
содержанием
золы >10 %
10
3
1
1,5
0,3
0,15
10
2
0,6
как визуально сухой. Визуально
сухой уголь может быть измельчен до
10 мм перед извлечением пробы на
влажность.
Извлечение одной пробы на
влажность и общий анализ. После
измельчения пробы до 3 мм в закрытой
мельнице берут одну пробу на
влажность и общий анализ. В этом случае
суммарная масса для этих проб в
зависимости от применяемого в
лаборатории метода должна быть 0,5 кг
@,2 кг для определения влажности
и 0,3 кг для определения зольности)
или 2,2 кг @,2 кг для определения
влажности и 2 кг для определения
зольности).
Приготовление пробы только для
общего анализа ведут [74] в две
стадии: на первой — измельчение от
исходного размера первичной пробы
до среднего размера — от 10 до 3 мм
и деление на порции предельно малой
массы, на второй — измельчение до
окончательного размера 0,2 мм для
проведения лабораторного анализа,
деление на порции с окончательной
массой, необходимой для пробы
общего анализа. Минимальную
массу, оставшуюся после деления вслед
за размолом на первой стадии
приготовления определяют согласно
табл. 4.3.
Приготовление проб бурых углей
и лигнитов для определения влаги
и общего анализа
Приготовление пробы бурых углей
и лигнитов для определения
содержания влаги до измельчения [75].
Вначале первичную объединенную
пробу до ее измельчения без
предварительного перемешивания
высыпают на чистый стальной лист и
формуют на конус с принятием мер к
сведению до минимума сегрегации.
Далее конус сплющивают в слой
круглой формы с толщиной,
позволяющей отбирать пробы на всю
глубину слоя. Пробу отбирают набором
девяти порций в точках, указанных
на рис. 4.4; суммарная масса их в
зависимости от крупности кусков
должна быть следующая [77]:
Максимальный размер
частиц, мм
20
40
60
80
Исходная масса
первичной пробы или
выделяемой части
объединенной пробы, кг
2
8
15
40
Дальнейшее приготовление ведут
в зависимости от того, закрыта ли
полностью кожухом или не закрыта
мельница. В первом случае, если
влажность пробы позволяет
использовать мельницу без ее замазывания,
пробу измельчают для прохождения
через сито с квадратными
отверстиями размером 3,15 мм, сокращают
до 0,5 кг и передают в лабораторию
для определения общего содержания
массовой доли общей влаги в рабо-
Рис. 4.4. Расположение точек отбора
точечных проб из развернутого конуса
объединенной пробы для определения содержания
влаги в бурых углях и лигнитах:
г — радиус круга основания конуса
114
чем состоянии. Если закрытой
мельницы нет и максимальный размер
частиц превышает 20 мм, пробу
измельчают механическим способом до
прохода ее через сито с отверстиями
20 мм (если размер частиц меньше
20 мм, то измельчение не требуется),
сразу сокращают до 2 кг и приводят
в примерное равновесие по влаге
с окружающим воздухом. Затем
пробу дробят до прохождения через
сито с квадратными отверстиями
размером 3,15 мм, сокращают до
0,5 кг и передают в лабораторию
для определения остаточного
содержания влаги.
При подготовке пробы для
определения содержания массовой доли
общей влаги в рабочем состоянии
из специальной пробы на влажность
используют ту же методику, что и
при подготовке пробы из первичной
объединенной пробы без
последующего ее использования для
определения других характеристик топлива.
Приготовление пробы бурых углей
и лигнита для определения
содержания влаги после измельчения. При
наличии закрытой мельницы общую
пробу можно непосредственно
измельчить до прохождения через сито
с квадратными отверстиями
размером 3,15 мм, после чего поместить
ее в сухие банки (контейнеры) и
загерметизировать.
Подготовка пробы для общего
анализа. Для подготовки пробы для
общего анализа используют часть
объединенной пробы после отбора
от нее пробы на влажность. Если
имеется подходящая мельница и если
позволяет содержание влаги, пробу
измельчают до размера частиц
3,15 мм, сокращают до 4 кг,
приводят в примерное равновесие по
влажности с окружающим воздухом,
сокращают до 2 кг и из нее отбирают
лабораторную пробу массой 0,5 кг
для приготовления аналитической
пробы массой 0,25 кг с размером
частиц 0,212 мм и резервную
(контрольную, арбитражную) пробу
массой 1 кг. Если мельницы для
дробления до 3,15 мм нет, пробу дробят
до размера частиц менее 20 мм и
сокращают в зависимости от
крупности частиц до следующих
размеров:
Максимальный размер Масса пробы, кг, при
частиц, мм Л''<10% А1,> 10 %
10 4 8
20 10 20
Затем эту массу приводят в
примерное равновесие по влаге с
окружающим воздухом, измельчают до
размера менее 3,15 мм, сокращают
до 2 кг и из них отбирают, как и в
предыдущем случае, лабораторную
пробу для приготовления
аналитической пробы и резервную. Стандарт
[77] наряду с этими двумя
лабораторными пробами предусматривает
также отбор еще одной лабораторной
пробы массой 0,5 кг для
приготовления аналитической пробы с размером
частиц 1 мм в целях определения
выхода смолы и определения
содержания остаточной влаги при
пересчете выхода этих показателей на
сухую массу пробы. Все
лабораторные пробы передают в лабораторию
герметически запечатанными в
соответствующих банках (контейнерах).
Подсушку проб на воздухе ведут
по приведенной для антрацитов и
каменных углей методике, но при
температуре не выше 40 °С.
Взвешивание противня с углем
осуществляют с точностью до 0,05 % исходной
массы, сушку ведут до тех пор, пока
потеря массы пробы за 2 ч не станет
меньше 0,3 % исходной массы.
Расчет потери влаги аналогичен
приведенному для антрацитов и каменных
углей, т. е. по формуле D.6).
При ручной разделке по опыту
Союзтехэнерго всю первичную пробу
быстро (во избежание потери влаги)
полностью (с дроблением крупных
кусков) пропускают через сито с
размерами ячейки 13X13 мм и далее,
как и по [75], тщательно
перемешивают, формуют на конус, вновь
разравнивают до толщины слоя 30—
50 мм, разбивают на равные по
площади квадраты (не менее 10). Из
центров этих квадратов по всей глу-
115
бине отбирают порции равной массы
для составления лабораторной пробы
на влажность массой не менее чем
по 0,5 кг. Их упаковывают в две
банки — одну для анализа, другую
как резервную (контрольную).
Разделку оставшейся части первичной
пробы для элементного анализа ведут
в следующей последовательности:
перемешивание с формованием на
два конуса, квартование (рис. 4.5),
отбор двух противоположных
секторов, пропуск их массы через сито с
квадратной ячейкой 3 мм, вторичное
перемешивание последовательной
выкладкой двух конических куч,
сплющивание их на квадраты
толщиной 30—50 мм, разбивка на
квадраты со стороной 100 мм и отбор
из центров (без сегрегации) проб
в две банки массой по 1,5 кг —
одну для анализа, другую как
резервную (контрольную).
Согласно [73] банки, в которые
помещают лабораторные пробы,
должны быть предварительно
взвешены вместе с крышками,
материалом для опечатывания и двумя
этикетками; взвешивание повторяют
после помещения лабораторных проб
в эти банки. Взвешивание проводят
с точностью до 1 г. Одну этикетку
вкладывают в банку с пробой, вторую
прикрепляют на ее наружной
поверхности; банку плотно закрывают,
уплотняют по стыку крышки с
корпусом в несколько слоев хлорвиниловой
лентой (по [74] — запаивают) и
опечатывают, если она не подлежит
Рис. 4.5. Схема сокращения объединенной
пробы методом квартования:
а — формование пробы на конус; б —
сплющивание пробы; в — квартование: / — диск для
сплющивания; 2—крестовина для квартования; 3 —
удаляемая часть пробы; 4 — оставляемая часть
пробы
немедленному анализу. На этикетках
лабораторных проб указывают номер
пробы, дату, место и время отбора
и обработки пробы, наименование
(например, лабораторная,
контрольная), массу тары и массу брутто,
наименование предприятия, вид
продукции (например, балансовые
испытания), марку и сорт топлива, массу
партии топлива, от которого отобрана
проба, метод последующей обработки
пробы, подпись лица, ответственного
за отбор и обработку пробы. При
приемочных испытаниях на каждую
пробу топлива обычно принято
составлять, кроме того, три экземпляра
акта, в котором указывают дату,
способ отбора и упаковки пробы.
Банку с контрольной пробой и
экземпляром акта вкладывают в
деревянный ящик с прибиваемой
крышкой. Ящик прошивают по периметру
одним куском проволоки, концы
которого после соединения пломбируют
щипцами (пломбиром) приемщика
испытываемого котла. Затем ящик
передают сдатчику котла, который
обязан его хранить в течение
оговоренного соглашением срока (обычно
2 мес со дня отбора пробы).
4.3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ
ПОГРЕШНОСТИ ОТБОРА
И ПОДГОТОВКИ ПРОБ
ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
Определение погрешности отбора
и подготовки проб твердого топлива
ведут согласно [78]. Методы,
приведенные в нем, совпадают с методами,
рекомендуемыми [74]. Определение
погрешности должно дать ответы на
следующие вопросы:
о фактической погрешности отбора
проб в сравнении с принятой,
причинах ее расхождения и, как результат,
уточнении количества точечных проб,
отбираемых в первичную
объединенную пробу, о наличии или отсутствии
систематической погрешности отбора
проб по сравнению с выбранной
перед началом испытаний;
116
о наличии или отсутствии
повышенной погрешности, возникающей
на отдельных стадиях подготовки
проб и путях ее устранения в целях
обеспечения подготовки проб с
принятой погрешностью.
Указанные определения ведут с
применением методов
математической статистики, подробно
изложенных в [74, 78]; они весьма объемны
и здесь не приводятся. Поскольку
результаты и судьба ответственных
дорогостоящих и трудоемких
испытаний котлов в значительной мере
зависят от представительности
отбора и подготовки проб, определению
их погрешностей при организации и
проведении испытаний должно быть
уделено серьезное внимание со
стороны руководителя испытаний.
Сущность метода определения
погрешности отбора проб от отдельной
партии топлива, качество которого
неизвестно (а именно за такую
партию следует принимать топливо,
сжигаемое во время балансовых,
приемочных испытаний, испытаний по
определению нормативной
характеристики котла, при опытном
сжигании нового топлива на данной ТЭС,
данном типе котла), основана на
вычислении диапазона между
наибольшим и наименьшим значениями
показателя качества не менее шести
объединенных проб в сравнении с
требуемой погрешностью отбора
проб. Следовательно, если для этой
цели использовать пробы,
отобранные в основных опытах, то при
негативном результате можно тем самым
обесценить испытания. Таким
образом, определение погрешности
необходимо выполнять во время
предварительных опытов, что дает
возможность уточнить необходимое
количество отбираемых точечных проб в
первичную объединенную пробу в
соответствии с рекомендациями [74,
78]. В такой же мере сказанное
относится к определению
систематической погрешности отбора проб
топлива по результатам анализа
20 проб и погрешности подготовки
проб по материалам анализа 10
объединенных проб, несоответствие
которых в первом из этих случаев
выбранной погрешности, а во втором случае
общей базовой погрешности и
погрешностей отдельных этапов
подготовки проб может обесценить
результаты испытаний. Поэтому
полученные результаты определения
погрешности отбора и подготовки проб
твердого топлива на этапе
предварительных опытов должны быть
после соответствующих уточнений
(если они необходимы)
распространены на основные опыты;
определение же погрешностей отбора и
подготовки проб в этих опытах даст
возможность в числе других данных
по погрешностям при испытании
определить их точность. .;/
4.4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ
ГРАНУЛОМЕТРИЧЕСКОГО
СОСТАВА УГЛЕЙ, ЛИГНИТОВ
И ГОРЮЧИХ СЛАНЦЕВ
СИТОВЫМ МЕТОДОМ
Знание гранулометрического
состава топлива необходимо при
испытаниях котлов с молотковыми, сред-
неходными мельницами,
мельницами-вентиляторами, с вихревыми и
циклонными топками, работающими
на дробленом угле, котлов с
механическими решетками.
Сущность определяемого [79]
метода заключается в рассеве всей
массы первичной пробы на ситах
и определении после взвешивания
выделенных классов крупности 1 их
выходов 2. Для пылеугольных котлов
размер кусков топлива после
дробилок перед мельницами не должен
превышать 15 мм, а надрешетный
продукт3 на сите 10X10 мм — не
1 Класс крупности — совокупность кусков,
с размерами, определяемыми размерами
отверстий сит, используемых для выделения
этих кусков.
2 Выход класса крупности — отношение
массы топлива данного класса крупности к
сумме масс всех классов топлива испытуемой
пробы, %.
3 Надрешетный продукт — совокупность
кусков топлива, оставшихся после
просеивания на сите.
117
Таблица 4.4. Размеры отверстий сит для
ситового анализа, мм
Основной ряд
Дополнительный
ряд
Основной ряд
Дополнительный
ряд
Круглые и квадратные отверстия
—
150
125*
120
—
—
—
—
—
—
50*
80*
75
70 G1)
65
60
—
Квадратные отверстия
—
—
25*
—
—
13 A2,5)
—
—
6 F,3)
3 C,15)
40*
35 C5,5)
30 B8)
—
20*
15 A4)
—
10*
8*
—
—
—
—
1*
—
0,5*
—
—
—
—
—
—
2*
1,6*
—
0,8*
—
0,4*
0,25*
0,2*
0,125*
0,063*
—
Примечание. Сита с размером стороны
квадратных и диаметром круглых отверстий 300,
200, 150, 100 и 50 мм должны иметь шаг
квадратных отверстий соответственно 380, 238, 182, 126,
67 мм и для круглых — 370, 231, 177, 120 и 63 мм.
Стандарт [79] не распространяется на куски
размером менее 0,063 мм.
более 5 % (в случае замазывания
дробильного оборудования из-за
повышенной влажности угля—до
14 %); для котлов с механическими
решетками наибольший размер
кусков не должен превышать 100 мм.
Поэтому для рассева топлива с
кусками таких крупностей должны
применяться штампованные из листовой
стали сита с квадратными и круглыми
отверстиями диаметром 150, 100 и
50 мм (табл. 4.4), а для рассева
подрешетного продукта 1 —
проволочные сита с отверстиями 25x25,
13X13, 10ХЮ, 6X6, 3X3, 1X1,
0,5X0,5 мм. При отсутствии сита
какого-либо размера из названных
можно применять сита соседних
номеров дополнительного ряда по
табл. 4.4. О примененных номерах
1 Подрешетный продукт — совокупность
кусков топлива, прошедших после
просеивания через отверстия сита.
сит и форме отверстий в них должна
быть сделана запись в журнале.
В стандарте [80] подчеркивается,
что рассев проб должен вестись на
лабораторных (не промышленных)
ситах, номинальные размеры
отверстий которых установлены [81]. За
основной при-нят ряд Р 20/3 и за
дополнительные ряды Р 20 и Р 40/3;
в дополнительные ряды входят
основной и по одному-два промежуточных
размера отверстий. Значительная
часть основных и дополнительных
размеров по [81] совпадает с
данными табл. 4.4 (отмечены
звездочкой), а также близка к ним
(приведены в скобках). Кроме того, в [81]
вошли отсутствующие в [79] следую:
щие отверстия основного ряда: 90;
63; 45; 31,5; 22,4; 16; 11,2; 5,6; 4,0;
2,8; 1,4; 0,71 мм и еще несколько
более мелких размеров.
Для проведения ситового анализа
кроме сит с названными размерами
отверстий необходимы грохоты или
приспособления в целях установки на
катках или подвесках одного или
нескольких сит для рассева с
размером кусков 3 мм и более или 1 мм
и более, приемник подрешетного
продукта, устанавливаемый ниже сита
не менее чем на 150 мм, встряхи-
ватели механические стационарные
или подвесные наклонные с открытой
поверхностью сит для рассева
мокрым способом пробы с крупностью
частиц 3 мм и менее или 1 мм и менее,
делитель рифленый не менее чем с
10 желобками на каждой стороне,
ширина каждого из которых должна
превышать в 2,5 раза максимальный
размер частиц топлива, весы
технические с относительной
погрешностью взвешивания не более 0,1 %
(по [80] — автоматические весы с
погрешностью взвешивания не более
0,05% массы пробы), емкости для
хранения проб, совки, лопаты, щетки,
флокулянты (для осаждения
подрешетного продукта после нижнего
сита) и смачиватели при мокром
рассеве. В [79] предусматривается
рассев с применением
механизирующих процесс устройств или вручную.
118
Последний служит также для
контроля результатов механизированного
рассева. Сетки сит должны
натягиваться на деревянные рамы
(размером не менее 500X500 мм) грохотов
с высотой бортовой доски по
периметру не менее 120 мм.
Рассев должен проводиться в про-
боразделочном помещении или на
специально оборудованной
площадке, защищенной от выдувания мелких
фракций, атмосферных осадков,
загрязнения и увлажнения. По [80]
во избежание изменения
распределения угля по классам крупности
вследствие перевозок, сортировки и
погрузки ситовый анализ
рекомендуется проводить у места отбора проб.
Если же это невозможно, следует
свести к минимуму измельчение
пробы на этапах погрузки и
транспортировки, для чего ее следует
поместить в жесткий контейнер,
аккуратно загружаемый и
разгружаемый. Кроме того, с этой же
целью рекомендуется по мере отбора
точечных проб просеивать и измерять
куски размером более 40 мм в том
месте, где происходит отбор проб,
или вблизи него. Подобным же
образом при полном ситовом анализе его
погрешность из-за измельчения
можно уменьшить ручным удалением
крупных кусков и ручным
просеиванием оставшейся пробы перед
перенесением ее на сито с размером
отверстия 40 мм и менее. Во
избежание значительных погрешностей не
рекомендуется применять для
ситового анализа пробы, отобранные
механическими пробоотборниками,
которые могут измельчать топливо
во время отбора пробы, если
результаты такого отбора не сравнены с
ручным методом отбора. Для
предупреждения потерь топлива и
искажения массы и состава пробы при
рассеве на пол площадки желательно
уложить чистый брезент,
полиэтиленовую пленку, стальной лист либо
пол должен быть ровным, из прочного
цекрошащегося материала, без
щелей, площадка должна быть
ограждена по периметру бортовой доской.
Масса пробы должна набираться
по методике, приведенной выше в
[73—75], минимальная масса
точечной пробы т при максимальных
размерах кусков 120 мм и менее
должна вычисляться по формуле
D.4). Согласно [79], если влажность
пробы топлива настолько высока, что
препятствует разделению его частиц,
топливо перед рассевом должно быть
подсушено на воздухе или в
сушильном шкафу при температуре не выше
40чь5°С, а антрацит и каменный
уголь — не выше 105 ±5 °С до
видимого отделения частиц. Затем пробу
перед рассевом следует охладить
до температуры помещения, где
производится операция. Получаемые
в дальнейшем результаты
взвешивания и подсчетов относят к
подсушенной массе пробы. Каменные угли
после такой подсушки не
допускаются для определения показателей
спекаемости. В [80] для отделения
прилипших мелких частиц от крупных
также предусматривается подсушка
топлива на воздухе, однако для углей
с большим содержанием влажной
мелочи (более 20 % частиц размером
3 мм и менее) рекомендуется его
подсушка в тонком слое при
температуре не выше 50 °С с последующим
охлаждением до комнатной
температуры перед взвешиванием.
При размерах кусков в пробе выше
100 мм всю массу пробы рассеивают,
и после отсева кусков этой крупности
пробу можно сокращать:
Максимальный размер
кусков, мм
100
50
25
13
6
3
1
0,5
0,2
Масса сокращенной
пробы, кг, не менее
150
75
40
10
5
1
0,5
0,3
0,1
Если максимальный размер кусков
не совпадает с указанными, массу
сокращенной пробы принимают по
ближайшему большему размеру.
Деление и сокращение должны осуще-
119
ствляться порционным методом,
а для топлива крупностью 25 мм и
менее — рифленым делителем. В
первом случае пробу насыпают на
ровную площадку (чистый стальной
лист) и далее совком шириной не
менее 1,5 диаметра наибольшего
размера куска по периметру
основания пробы отбирают последовательно
порции, распределяя их в
сокращенную пробу (не менее 32 порций) и
в отходы.
Сухой рассев пробы ведут в
следующей последовательности. Пробу
перед рассевом взвешивают целиком
или по частям и подают на сито с
наибольшим (из всего набора сит)
размером отверстий равномерно с
высоты не более 400 мм. Подачу
ведут частями без перегрузки сетки
так, чтобы толщина слоя пробы,
подаваемой каждый раз, не
превышала размера наибольших кусков
в надрешетном продукте более чем
в 1,5 раза и масса его к концу рассева
не покрывала бы более 3/4
поверхности сетки сита. Затем ситу придают
колебательное движение в
горизонтальной плоскости так, чтобы сторона
квадратного отверстия была
параллельна направлению движения и
куски угля пришли во вращательное
движение. Размах при этом не
должен превышать 200 мм. При ручном
способе наклон сита не должен
превышать 10° при равномерном
перемещении топлива на сетке. При
рассеве на подвесных ситах,
расположенных на катках, время
перемещения сита из исходного положения
и возвращения в него должно
составлять 1 —2 с. Сито следует двигать
еще 8 раз (вперед — назад) после
того, как последний кусок подрешет-
ного продукта пройдет через сетку.
Рассев считается законченным, если
выход подрешетного продукта в
течение 1 мин будет менее 1 %
загруженной на сито массы топлива.
Если для рассева используется
комплект сит, то необходимо учитывать
подрешетный продукт нижнего сита.
Допускается ручное выбирание
крупных кусков (более 100 мм по [79]
и более 40 мм по [80]) и отделение
их во избежание измельчения; про-
давливание отдельных кусков через
сетку сита не разрешается.
Оставшееся на сите топливо собирают в
отдельную емкость до окончания
рассева всей пробы. Прошедшее через
сито топливо тщательно собирают и
просеивают через сито со следующим
размером отверстий и т. д. до рассева
всей пробы на выбранном наборе
сит. В [80] предусматривается сухое
просеивание для пылевидного угля и
необработанной сухой угольной
мелочи, а мокрое — для обогащенного
мокрым способом угля, содержащего
угольную мелочь и особенно
глинистый материал. При наличии в пробе
очень мелкого материала
рекомендуется предварительное просеивание
через сито с мелкими отверстиями.
В [80] рекомендуется несколько
различных технологий рассева, исходя
из крупности надрешетного продукта.
При крупности свыше 40 мм уголь
после взвешивания помещают на
сито с размером отверстий 40 мм и
перемещают щеткой или рукой, пока
не прекратится проход угля через
сито на поддон. Далее просеивают
оставшийся надрешетный продукт
сначала через сито с наибольшим
размером отверстий, а затем
последовательно с меньшими. Подрешетный
продукт просеивают через сито с
размером отверстий 40 мм, сокращая в
случае необходимости его массу до
следующих размеров:
\
Размер кусков подре- Минимальная масса
шетного продукта, мм подрешетного
продукта, кг
40 180
25 70
12,5 16
6,3 2
4,0 1
2,8 0,25
Далее подрешетный продукт
просеивают по обычной технологии на
выбранных ситах вплоть до сита с
размером отверстий 4 мм. Уголь с
размером надрешетного продукта
менее 4 мм вначале освобождают
просевкой на сите с мелкими отвер-
120
стиями от тонкодисперсных частиц,
учитывают их, а затем надрешетный
продукт рассеивают в обычном
порядке через ряд выбранных сит. По
мере использования сит их
необходимо проверять, порванные места у
них забивать. Не допускается
использовать сита, если более 10 %
проверенных отверстий имеет отклонения
от номинального размера более 2 %;
также подлежат замене сита, у
которых забиты свыше 25 % порванных
отверстий. В [80] не рекомендуется
одновременно применять сита с
квадратными и круглыми отверстиями.
При размере кусков топлива 3 мм
и менее или 1 мм и менее сухой и
мокрый рассев ведут на
механическом встряхивателе. В первом случае
топливо помещают на верхнее сито
и закрывают крышкой. Встряхива-
тель включают на 25 мин, после чего
сетку каждого сита снизу очищают
щеткой, выделившееся при этом
топливо добавляют в подрешетный
продукт соответствующего сита.
Далее на 1 мин вновь включают встря-
хиватель для контроля полноты
рассева и затем очищают щеткой
каждую сетку. Надрешетный продукт
каждого сита помещают в отдельные
емкости.
При мокром рассеве на верхнее
сито помещают предварительно
смоченное топливо из расчета не более
1 г/см2 сетки. Затем включают
встряхиватель, который работает до
тех пор, пока вода после нижнего
сита не будет содержать частиц угля.
Если для мокрого рассева
используют наклонный встряхиватель с
открытой поверхностью сит, контроль
качества рассева ведут по отсутствию
выхода топлива с водой, подаваемой
отдельно и поочередно на каждое
сито; подрешетный продукт после
нижнего сита осаждают с
применением, если необходимо, флокулянтов.
После переноса надрешетного
продукта с каждого сита в отдельные
емкости все продукты рассева сушат
также как и топливо исходной пробы
(см. выше). Технологии мокрого
просеивания по [80]
предусматривают просевку с промывкой по схеме
второго метода, принятого [79], с
более тщательным учетом
количества подрешетного продукта
благодаря применению несколько иной
методики подсушки (подсушка
самого сита, подсушка надрешетного
продукта на глазированной бумаге в
потоке теплого воздуха, взвешивание
на часовом стекле, фильтрование
через воронку Бюхнера с
фильтровальной бумагой и пр.). Другой
способ основан на предварительной
подаче топлива пробы в колбу с
водой, поочередном пропускании смеси
через требуемые сита, высушивании
их содержимого на противне при
температуре 50 °С. При этом способе
также применяется флокулирующий
агент для оседания твердых частиц.
Обработка рассевок сводится к
следующему.
1. Выход массы материала
каждого класса крупности, %, вычисляют
с точностью до второго десятичного
знака:
7=4^100, D.7)
М
где т, — масса топлива данного
класса крупности, кг; М — общая
масса топлива всех классов
крупности, кг.
Результаты округляют до первого
десятичного знака. Для случаев
сушки пробы при расчете выходов
классов крупности необходимо массу
каждого из них умножать на
коэффициент К в целях вычисления их
массы с массовой долей общей влаги
в рабочем состоянии топлива в
исходной пробе:
100-1^,
где UP/,, Wrf2 — массовое содержание
общей влаги в рабочем состоянии
топлива соответственно в исходной
и в подсушенной пробе, %.
Если проба в процессе рассева
сокращалась, то при расчете выходов
классов крупности массу топлива
сокращенного класса крупности не-
121
Таблица 4.5. Форма акта результатов ситового анализа
Дата
Предприятие, производственное объединение, министерство
Вид и марка топлива
Максимальная крупность топлива, мм
Место отбора пробы
Класс крупности,
мм
Масса, кг
Выход классов,
о/
/о
Суммарный выход
надрешетного продукта,
/о
Зольность, %
50—100
25—50
13—25
6—13
3—6
1-3
0—1
71,1
и т. д.
11,1
и т. д.
11,1
и т. д.
16,1
и т. д
обходимо умножить на коэффициент
сокращения пробы /:
i = m\/m2, D.9)
где гп\ и Ш2 — масса пробы
соответственно до и после сокращения, кг.
2. Если потеря массы пробы не
превышает 2 % исходной (по
разности между массой исходной пробы
и суммой масс классов, полученных
при анализе), то размер потерь
прибавляют к самому мелкому из
классов крупности. Если же потеря
превышает 2 %, то испытание считается
недействительным.
3. При использовании
механизированных средств рассева
расхождения между выходами классов
крупности по сравнению с ручным
рассевом не должны выходить за
следующие [79, 80]:
Погрешность
опреде-
ления выхода классов
крупности
0,8
1,8
2,7
3,2
3,5
.%
Выход класса круп
ности, %
<5
5—10
10—20
20—30
30—50
Результаты испытаний оформляют
актом (табл. 4.5).
Кроме того, наряду с данными о
зольности стандарт [79]
предусматривает внесение в акт данных о
массовой доле общей влаги в
рабочем состоянии топлива и при
необходимости массовой доли серы.
При применении сит с круглыми
отверстиями в акте указывают
размеры выделяемых на них частиц
топлива, пересчитанные на размеры
частиц, выделяемых на ситах с
квадратными отверстиями, путем
умножения на коэффициент 0,8 [79] или на
0,9 [80].
На основе данных испытаний (из
акта результатов ситового анализа)
целесообразно построение графика
гранулометрического состава (по
данным рассева не менее чем на пяти
ситах [80]). Он может быть построен
в линейной или логарифмической
системе координат. Для построения
первого по оси абсцисс откладывают
размеры отверстий сит (в мм), по
левой оси ординат снизу вверх —
суммарный выход надрешетного
продукта (в %), по правой оси ординат
сверху вниз — суммарный выход
подрешетного продукта (в %). Точки
пересечения соответствующих
данных соединяют плавной кривой,
заканчивающейся в точке,
соответствующей крупности наибольшего
размера куска топлива (по левой оси
ординат). График на логарифмиче-
122
ской сетке [80] с теми же данными
по осям позволяет определять:
выход классов крупности по
спрямленной зависимости,
пролонгированной в области более крупных и менее
крупных размеров отверстий;
равномерность
гранулометрического состава — более крутая прямая
соответствует меньшей рассеянности
размеров кусков от их среднего
значения (размер куска, определяемый
суммой произведений средних
арифметических значений размера
отверстий сит, ограничивающих данные
классы крупности на выход этих
классов крупности по массе,
деленной на 100).
Логарифмическим графиком
следует пользоваться только в том
случае, если через точки,
соответствующие суммарному выходу классов,
можно приближенно провести
прямую линию.
4.5. ОТБОР И ПРИГОТОВЛЕНИЕ
ПРОБ ТОРФА, ОПРЕДЕЛЕНИЕ
ЕГО ГРАНУЛОМЕТРИЧЕСКОГО
СОСТАВА
Отбор и обработку проб торфа
проводят механизированным
способом и вручную. Количество точечных
проб, отбираемых в объединенную
пробу, определяют по табл. 4.6 [82].
Отбор проб механизированным
способом ведут по [82, 83] от потока
с использованием пробоотборников
в местах перепада торфа,
обеспечивающих отбор при крупности кусков
не более 60 мм в диапазоне
температур от —40 до 40 °С. Длина ковша
или высекателя должна обеспечивать
полный захват ширины потока- на
ленточных конвейерах, а конвейерах
других видов — не менее 1/3 ширины
потока. Ковш должен вмещать
точечную пробу торфа при заполнении не
более чем на 75 % его объема.
Ширина приемного отверстия
пробоотборника ПУФ — не менее 120 мм, длина
ковша — не менее 450 мм.
Для обработки проб должны
применяться молотковая дробилка Гик-
Таблица 4.6. Нормы
проб и проб торфа на
Масса партии, т
отбора
ситовой
объединенных
анализ
Количество точечных
проб торфа, не менее
фрезерного
кускового
Масса точечной пробы,
кг, не менее
1,0
0,3
1 1,0
До 25 включительно
От 25 до 100
включительно
От 100 до 500
включительно
От 500 до 1000
включительно
Более 1000, но не
более суточной поставки
или штабеля
30
50
100
150
250
20
30
50
70
150
25
40
80
125
225
торфа типа МДГ и дробилка
молотковая лабораторная типа ДМЛ,
обеспечивающие при подготовке проб
сохранение массы и влаги пробы,
отсутствие пыления. Должны
применяться также делительно-сократи-
тельные механизмы, обеспечивающие
сокращение массы объединенной
пробы до массы не менее 2 кг. Для
ручного отбора проб используют
пробоотборник емкостью 1 л или
совок для отбора точечной пробы
фрезерного торфа массой не менее
0,3 кг, ковш или совковую лопату
для отбора кускового торфа массой
не менее 1 кг.
Периодичность отбора проб
определяют по формуле D.5), в которой
п принимают по табл. 4.6. Правила
механизированного и ручного отбора,
сбора и хранения торфа в общей
части совпадают с правилами отбора
угля и сланца. Отбираемый торф
складывают в емкости, исключающие
потерю влаги, разделка пробы
должна выполняться не позднее чем через
12 ч после отбора, а контрольных
объединенных проб — немедленно.
Обработке подвергают всю пробу
сразу или по частям в одну или две
стадии. В первом случае пробу
измельчают до размера частиц не более
3 мм, делительно-сократительным
123
механизмом сокращают до массы не
менее 2 кг и вручную делят на четыре
части массой не менее 0,5 кг каждая.
При двухстадийной обработке
вначале пробу измельчают до размера
частиц не более 8 мм, сокращают
до массы не менее 2 кг, а затем
выполняют операции одностадийной
обработки. Если обработку
(измельчение и сокращение) пробы ведут
по частям, то оставшиеся части
хранят раздельно в банках с плотно
прилегающими крышками до
окончания разделки всей объединенной
пробы, после чего их смешивают и
сокращают до массы не менее 2 кг.
При обработке вручную
объединенную пробу вначале сокращают.
Пробу фрезерного торфа тщательно
перемешивают, распределяют
ровным слоем на чистом стальном листе
или листе полиэтилена и методом
квартования сокращают до массы не
менее 2 кг. Пробу кускового торфа
сокращают сначала путем деления
каждого куска на две части, один из
которых включают в пробу, далее
последовательно сокращают ее до
массы не менее 2 кг и дробят на сите
до размера частиц не более 3 мм.
Сокращенную измельченную пробу
методом квартования делят на
четыре части массой не менее 0,5 кг
каждая. Две лабораторные пробы
помещают в пронумерованные банки с
плотно закрывающимися крышками,
две другие части выбрасывают.
Банки с лабораторными пробами
и крышками взвешивают с
погрешностью не более 1 г, вкладывают
в них этикетки и опечатывают
(допускается вместо банок использовать
полиэтиленовые пакеты, плотно
завязываемые шпагатом и
опечатываемые) . Этикетку заполняют также как
и для проб углей и сланцев, но
дополнительно указывают наименование
предприятия — поставщика торфа,
дату и время обработки пробы, номер
банки с пробой (вместо
наклеиваемой этикетки). Одну банку (пакет)
с пробой передают в лабораторию
на анализ, другую хранят не более
20 дней в качестве контрольной в
подсобном помещении в специальном
шкафу на стеллаже.
Определение гранулометрического
состава торфа ведут с
использованием сит с ячейками 80X80, 60X60,
30X30, 15X15 и 10ХЮ мм. Для
рассева набирают объединенную
пробу в соответствии с табл. 4.6.
4.6. ОТБОР ПРОБ ТОПЛИВНОЙ
ПЫЛИ И ЛЕТУЧЕЙ ЗОЛЫ
Отбор проб тонкоразмолотого
твердого топлива и летучей золы
осуществляется либо из аэропотока,
либо из движущегося слоя пыли
(золы) с обязательным обеспечением
представительности отбора.
Отбор проб из аэропотока основан
на отведении от него небольшой
части запыленных газов с
улавливанием из них частиц топлива (золы)
и обеспечением идентичностис^кон-
центраций и дисперсного состава
пыли (золы) в отводимом потоке
основному. Основные требования к
выбору места отбора: в сечении
отбора основной поток должен
находиться в установившемся состоянии,
т. е. отбор должен выполняться не
ранее чем через 40—50 мин после
установления (изменения) режима
работы пылеприготовительного
оборудования (пылезолоулавливающей
установки), участок до
расположения сечения отбора должен иметь
длину не менее пяти диаметров
канала (для прямоугольных каналов —
не менее пяти эквивалентных
диаметров) и не менее трех диаметров
после этого сечения, вдали от
местных сопротивлений (шиберов,
сужений и т. п.) и мест, где вследствие,
например, присосов (у неплотных
люков и т. п.) возможно искажение
равномерности потока, появление
возвратных токов, вихрей (вблизи
дымососов и пр.). Желательно, чтобы
сечение отбора попадало на
вертикальные, а не на горизонтальные
участки каналов, где возможно
неравномерное распределение частиц
с концентрацией наиболее крупных
и тяжелых из них в нижней части
124
Л^=£
Рис. 4.6. Схемы устройств для улучшения потокораспределения в мерных участках:
а, б — соответственно установка СУ для увеличения скорости потока и удлинения мерного участка
/ — существующий газоход, 2 — дополнительные временные стенки, 3 — сечение измерения; в —
установка направляющих лопаток в колене газохода. / — направляющие лопатки, 2 — сечение измерения,
3— газоход, г — удлинение мерного участка с установкой направляющих лопаток- / — направляющие
лопатки, 2—газоход, 3—временная дополнительная стенка; 4—сечение измерения, д—установка
крестовины и сопла: / — крестовина, 2 — сопло (<//D = 0,65-^-0,70), 3 — участок выравненной
концентрации; 4 — пылеотборная трубка
сечения под действием сил
гравитации. Для выравнивания
аэропотока перед сечением отбора могут
быть применены различного рода
приспособления (рис. 4.6),
позволяющие искусственно удлинить мерный
участок и выровнять поток.
Массу объединенных проб из
аэропотока рассчитывают исходя
из необходимости отбора не менее
20—30 г пыли (золы уноса) на 1 т
размалываемого (сжигаемого)
топлива или на 1 т летучей золы для
котлов паропроизводительностью до
600 т/ч и не менее 10—20 г/т для
более крупных котлов. Для
обеспечения представительного отбора проб
из аэропотоков применяют, главным
образом, трубки нулевого типа,
позволяющие отбирать среднюю пробу
по всему сечению отбора с
обеспечением его изокинетичности, т. е.
равенства скоростей в точке отбора
основного и отводимого потоков.
К числу таких трубок относятся
широко распространенные трубки ВТИ
и Альнера с диаметром входного
отверстия 20 мм, с мерным участком
или без него. Эти трубки имеют
внешнюю (вне трубки) фильтрацию
улавливаемой пыли (золы) в
циклонах (рис. 4.7). Трубки с внутренней
фильтрацией (изокинетический зонд
конструкции Южтехэнерго, трубка
НИИОгаз и др.) имеют
фильтр-мешки в кожухе трубки, располагаемом
внутри пылевоздухопровода
(газохода), т. е. в зоне постоянного
обогрева, и тем самым не подвергаются
конденсации влаги на фильтрующих
элементах (температура точки росы
более 200 °С). Трубки с внутренней
фильтрацией требуют более высокой
точности изготовления, чем трубки
125
^«^ЩГГ1
Рис. 4.7. Схема отбора проб пыли из аэропотока:
а — с циклоном и мерным участком; б — установка ВТИ с циклоном и тканевым фильтром (без мерного
участка); / — отборная трубка; 2 — циклон; 3 — мерный участок; 4 — эжектор; 5 — психрометр;
6 — барометр; 7 — тканевый фильтр; 8 — микроманометр; 9 — тягомер; 10 — термометр
Альнера, промышленностью не
выпускаются, что пока ограничивает их
распространение. Использование
трубок нулевого типа позволяет при
условии изокинетичности отбирать
и определять запыленность потоков с
частицами от 10 до 20 мкм и выше
практически во всем диапазоне
нагрузок котлов. При очень низких
скоростях аэропотока (ниже 5 м/с)
точность отбора снижается, в связи
с чем трубки при таких скоростях
следует тарировать с использованием
трубок Прандтля. Поскольку форма
насадка влияет на сопротивление
входу газа в заборный канал и
скорость отсоса, трубки нулевого типа
перед установкой необходимо
тарировать с определением их
аэродинамического коэффициента c = wn/wT?9
где wn и wT? — соответственно
скорость газового потока в точке
установки пылезаборной трубки и
фактическая скорость отсоса, м/с. Обычно
значение коэффициента с не
превышает 1,05. При использовании трубок
нулевого типа общее сопротивление
установки не должно превышать
1,3—1,5 кПа.
Для обеспечения изокинетичности
регулированием расхода
отсасываемого потока по показаниям
микроманометра поддерживают равной
Нулю разность статических напоров
126
в канале (точке отбора) и внутри
отборной трубки. Поскольку
повышение скорости отсоса вызывает
обогащение пробы мелкими ф^&^идажъ,
а занижение — крупными, в ходе
проведения опыта необходимо
проверять разность статических
напоров, выравнивая ее при изменении
плотности отборной установки,
воздействуя на перепад давления на
диафрагме мерного участка. Кроме
того, входное сечение отборной
трубки во избежание занижения массы
отбираемых проб не должно
отклоняться более чем на 5 % от
перпендикулярности к направлению потока,
из которого ведут отбор.
Кроме трубок нулевого типа могут
быть применены скоростные трубки.
При этом чтобы скорость в заборном
канале трубки была равна скорости
в выбранной точке сечения отбора,
необходимо либо вести измерение
динамического давления в точке
забора во время отсоса, либо
принимать его значения по данным
предварительной тарировки сечения пы-
левоздухопровода с подсчетом
скорости аэросмеси в данной точке
забора и установкой соответствующей
скорости в заборном канале трубки
путем подбора диаметра насадки к
ней и регулировки отсоса. Диаметры
набора насадок d, mnl определяют из
соотношения d = 24-\[wy где w —
скорость потока в сечении отбора, м/с.
Кроме того, для каждой точки
отсоса при этом требуется измерить и
подсчитать запыленность потока.
Из-за трудоемкости расчетов
предпочтительно применение трубок
нулевого типа. Применение простых от-
бррных трубок ограничено условием
отборов проб из потоков небольшими
(до 15%) колебаниями скорости
и неудобно из-за необходимости
частых измерений в точке отбора
дополнительно устанавливаемой не
забивающейся напорной трубкой.
Для получения данных о средней
пробе пыли (золы) проводят
предварительную тарировку сечения
отбора (см. гл. 8) с использованием
трубок ВТИ, дающих возможность
отбора проб непосредственно у
стенок пылевоздухопровода, что
особенно важно при малых их диаметрах
цилиндрическом пылевоздухопрово-
де вырезают три отверстия в близких
сечениях и приваривают на этих
местах кольца с резьбой для
установки двух рабочих трубок с углом
между ними 90° и одной контрольной
трубки. Расстояние между сечениями
для установки колец определяют
наименьшим по условию исключения
столкновения рабочих и контрольной
трубок. Тарировку ведут в
следующей последовательности (см. гл. 8):
рабочие трубки последовательно
устанавливают в первые намеченные
точки равновеликих сечений и из них
проводят отбор в течение точно
заданного времени E—7 мин) с
отсчетом по секундомеру. Установку
трубок проводят по рейке с нанесенными
на ней делениями, соответствующими
центрам сечений, в которых будут
устанавливаться пылеотборные
трубки. Одновременно пыль отбирают
также контрольной трубкой. Затем
сразу отключают все трубки,
выбирают и складывают в отдельные
банки (по числу точек отбора)
вместимостью по 0,5—0,7 кг пыль из
циклонов, в том числе из фильтров
(путем очистки их щеткой и
обстукивания стенок циклона), пробы
взвешивают и подают на просевку. Далее
цикл повторяют с отбором пыли из
намеченных точек соседнего
равновеликого сечения и т. д. при прямом
и обратном ходе.
Взвешивание отобранных проб
пыли следует вести на лабораторных
технических весах, установка их и
обслуживание должны
производиться в соответствии с прилагаемыми
к ним инструкциями. Набор сит и
противней для разделки проб заранее
устанавливают вблизи места
тарировки, где температура не должна
выходить за пределы 20±5°С и
относительная влажность воздуха
должна быть не выше 80 %.
Результаты тарировок вносят в
журнал (табл. 4.7), к которому
127
Таблица 4.7. Форма журнала показателей тарировки пылевоздухопровода
№
точки
Первая трубка
Просевка пробы
Остаток
на сите
90 мкм,
°/
/О
Остаток
на сите
200 мкм,
о/
/о
Масса
пробы,г
Вторая трубка
Просевка пробы
Остаток
на сите
90 мкм,
/о
Остаток
на сите
200 мкм,
о/
/о
Масса
пробы,г
Контрольная трубка
Просевка пробы
Остаток
на сите
90 мкм,
/о
Остаток
на сите
200 мкм,
о/
/о
Масса
пробы, г
прилагается эскиз сечения
пылевоздухопровода с указанием мест
отбора проб пыли. Далее строят
графики (рис. 4.8) показателей
тарировки. Номера точек в журнале
располагают в последовательности
тарировки (например, 1,2 ... 8,8 ...
2,1) соответственно прямому и
обратному ходу рабочих трубок.
Коэффициент неравномерности
поля по отношению к контрольной точке
подсчитывают по результатам
тарировки после просевки на ситах с
отверстиями 90 и 200 мкм:
K = Rl/Rx, D.10)
где RI — средняя тонкость пыли по
остатку на сите с ячейкой 90 или
200 мкм в тарируемом сечении, %;
RTx = lRTxGlp/lGTn?; Rx — средняя
тонкость пыли в контрольной точке
сечения (по остатку на том же сите), %;
ZGnp — суммарная масса проб пыли,
взятых из всех точек тарируемого
сечения, кг; £/?*GnP — сумма
произведений остатков проб на сите с
ячейкой 90 или 200 мкм на
соответствующие массы проб для каждой
точки тарировочного сечения.
!
1
[\*V
Li—
\
>
ч
Вт
N
£'
<—!
с->
>
{*
:
Л
&пр
У
7\
С—-А
_1_
I
1
12 3 Ц I 5 6 78 ^
Контрольная
/поуна
Номера точен сечения
Рис. 4.8. Пример графика показателей
тарировки сечения пылевоздухопровода
Для последующих отборов
контрольную трубку нельзя использовать,
если указанный коэффициент
выходит за пределы 0,9 ^/(^1,1.
Для условий приемочных
испытаний рекомендации [8] при отборе
проб пылевидного топлива из потока
аэросмеси предусматривают:
равенство скорости в устье пробо-
отборной трубки и скорости в точке
отбора с отклонениями не более
±10%;
очистку отборной трубки от
топливной пыли до начала отбора
пробы;
прохождение сечения
пылевоздухопровода трубкой через равные
промежутки времени в течение всего
опыта;
отбор порций из центров равных
площадок сечения, в которых
устанавливается отборная трубка, и
равенство продолжительности отбора
в каждой намеченной точке сечения;
принятие в качестве результата
испытаний средневзвешенных
значений отдельных отборов или
характеристики смеси из тщательно
перемешанных отдельных проб.
Безотказная работа установок и
представительность проб (отсутствие
выпадения пыли по тракту
установки) обеспечиваются при скорости
в трубке и шлангах не ниже 15 м/с,
минимальной их длине, гладкости
внутренней поверхности,
поддержании циклонов теплыми и плотными
(рекомендуется покрывать тепловой
изоляцией, обогревать снаружи
горячим воздухом, применять
электрообогрев). По условиям надежности для
трубок, работающих в зонах с
температурой выше 300—400 °С, может
потребоваться охлаждение воздухом
или водой.
128
При нормальной работе установки
за указанный промежуток времени
масса набираемой каждой отдельной
точечной пробы достигает обычно
0,25—0,3 кг. Подрегулировку
скорости отсоса при схеме без мерного
участка ведут вентилями на выходе
из циклонов (пылеуловителей).
По опыту ЮжВТИ на Мироновской
ГРЭС [84] при использовании обычной (по
схеме НИИОгаз) эксплуатационной
установки, в которой напор для отсоса дымовцх
газов создается байпасированием участка
газохода, а не эжекторной установкой,
уменьшение нагрузки котла ниже 0,8DHOM приводит
к увеличению относительной погрешности
определения содержания горючих в уносе на
10—12 % из-за нестабильности коэффициента
улавливания циклона. Поэтому ЮжВТИ было
рекомендовано для эксплуатационных условий
использовать двухступенчатый циклон,
имеющий постоянный коэффициент улавливания
при @,6— 1,0)D„OM.
Отбор проб топливной пыли (золы)
из движущегося слоя ведут из
расчета не менее 50—100 г частиц на 1 т
размалываемого (сжигаемого)
топлива или на 1 т летучей золы. Пробы
отбирают совками вместимостью не
менее 0,5 кг и шнековыми
отборниками (рис. 4.9) [18]. Для ввода этих
приспособлений на течках пыли
(золы) приваривают штуцера.
Длина / совков должна давать
возможность отбирать пыль (золу)
на полной глубине течки вплоть до
ее противоположной стенки. Круглый
совок после ввода в течку и
выдерживания в течение 1—2 мин в
неподвижном состоянии для
стабилизации возмущенного потока
поворачивают на 180°, после выдержки в
открытом положении в течение 5—
10 с вновь поворачивают на этот же
Тарировку проводят лишь при
установившемся режиме пылепри-
готовительной установки,
характеризуемом стабильностью тонкости
пыли, отбираемой контрольной трубкой.
При применении одной контрольной
трубки пробы пыли достаточно
отбирать с интервалами 10—20 мин, что
достаточно для наполнения стаканов
циклонов. Операции по извлечению
точечных проб из циклонов для
составления объединенной пробы и ее
просевки те же, что и при тарировке.
Пыль, отбираемая из-под циклона,
из-за выноса воздухом из него тонких
фракций несколько грубее
действительно получаемой при размоле,
поэтому приведенные методы отбора
проб пыли являются
представительными при КПД циклона, равном
90 % и более. Учитывая сказанное,
необходимо к тонкости отобранной
пыли, %, вносить поправку на КПД
циклона:
Rl = Rb\\
D.11)
где Rx — истинная тонкость пыли по
остатку на сите х мкм, %; Rx —
остаток на сите х для пыли, отобранной
из-под циклона, %; г]ц — КПД
циклона, доля.
mm
¥
v
pt
Рис. 4.9. Отборники проб из движущегося
слоя топливной пыли и золы:
а — пеплообразный совок; б — круглый совок:
1,2 — отборные трубки; 3 — пылепровод; в —
шнековый отборник: / — шнек; 2 — корпус; 3 —
пылепровод; 4 — узел сальника; 5 — пылеотвод
5 В. И. Трембовля и др.
129
угол и извлекают. Пеплообразный
совок после ввода в течку полностью
открывают на несколько секунд
(определяется опытом), закрывают и
извлекают. Шнековым отборником
продукт набирают поворотом шнека
по ходу часовой стрелки, спуск пыли
производят поворотом его в
противоположную сторону. До начала
отбора шнек очищают от
накопившейся пыли поворотом несколько раз
в обе стороны. Отбор проб из-под
питателей пыли не требует
специальных устройств, и для этой цели
достаточно установить по нижним
образующим течек штуцера с
внутренним диаметром 20—25 мм.
Перед отбором пробы каждый раз
необходимо сбрасывать в отдельную
банку застоявшуюся в штуцерах
пыль от предыдущего отбора. Пробы
следует отбирать от каждого отсека
бункера с интервалом 10 мин
порциями по 0,2—0,3 кг. Ввиду того
что работа электрофильтров
характеризуется селективностью
улавливания фракций по ходу потока, пробы
золы должны отбираться из-под
каждой его секции.
В системах гидрозолоудаления
отбор проб ведут с использованием
совка (рис. 4.9) вместимостью 1 кг
золы, позволяющего отбирать пробу
по всей ширине течки. Интервал
отбора— 5—10 мин в зависимости от
количества течек и
продолжительности опыта; при малом выходе золы
(до 100 кг/ч) она отбирается вся
через специально устанавливаемую
течку.
При мокром золоулавливании
пробы отбирают в сборный бак из золо-
водяной пульпы мерными банками
емкостью 1 л, захватывающими все
сечение струи пульпы, вытекающей
из гидрозатвора, с интервалом 10—
15 мин из-под каждого золосмывного
аппарата. При этом недопустим
перелив отбираемой пробы через край
мерной банки во избежание выброса
части твердой фазы. После отстоя
и слива чистой воды через сифон
оставшуюся золу переносят на
стальные противни, высушивают и из нее
отбирают пробу по методике отбора
для твердых топлив (см. § 4.1).
Отбор лабораторной пробы массой 1 кг
ведут в две банки — одна для
определения содержания горючих,
другая — контрольная. При отборе проб
уноса в газоходах котла отбор проб
из-под золоуловителя не требуется.
По методике Союзтехэнерго для
приготовления лабораторной пробы
на текущую рассевку закрытую
(неполную) банку с объединенной
пробой медленно переворачивают 5—
6 раз для перемешивания, 5—10 мин
выдерживают неподвижной для
оседания пыли, с банки осторожно
снимают крышку, осторожно высыпают
пыль на стальной противень,
разравнивают слоем толщиной не более
10—15 мм в виде квадрата, делят
его диагоналями на четыре части,
две противоположные части
отбирают в банку для определения
влажности. Остальную пыль
перемешивают, вновь раскладывают слоем
толщиной 10—15 мм в виде квадрата,
делят на 16 квадратов и в каждом из
них отбирают небольшое количество
пыли для составления лабораторной
пробы общей массой 25 г для
определения тонкости пыли. 'При
приготовлении лабораторной пробы для
определения элементного состава
(технического анализа) из всех
квадратов отбирают пыль в три банки
проб массой не менее 0,5 кг каждая.
Одна проба предназначается для
определения элементного или
технического состава топлива, вторая
проба — для рассевки; третья остается
в качестве контрольной. Упаковку и
хранение проб пыли производят так
же, как и проб сырого топлива.
Для отбора проб пыли на
влажность в целях предупреждения
подсушки набираемой объединенной
пробы целесообразно вторично
отобрать пыль из тарируемого сечения,
при этом удобно воспользоваться
упрощенной щелевой трубкой
(рис. 4.10), вставляемой вертикально
на горизонтальном участке пылепро-
вода щелью напротив потока. Длину
щели трубки выбирают равной про-
130
№s
Z2ZZZ27
1лччч|
7777-
\
Тр.газ 0H11/Z"
Рис. 4.10. Упрощенная щелевая трубка для
отбора проб пыли на влажность
тяженности намеченной линии
отбора.
Особенности отбора проб золы
уноса из газоходов. Отбор проб золы
уноса в котлах с золоуловителями
проводят в газоходах перед
последними трубками ВТИ или Альнера
с диаметром входного сужающего
насадка 30 мм. В каждом
параллельном газоходе трубки
устанавливают в одной контрольной точке
после тарировки их сечений при
условии, что коэффициент тарировки
находится в пределах 0,85 <; /(<
< 1,15. Для тарировки сечение
газохода разбивают на ряд F—10)
равновеликих квадратов и
прямоугольников, в центрах которых
отбирают пробы в течение 30 мин. В двух
перпендикулярных направлениях
устанавливают по одной рабочей
(передвигаемой) трубке на 1,5—2 м
ширины (глубины) газохода и одну
контрольную в центре тарируемого
сечения.
Поправочный коэффициент
неравномерности
/С=Гун/ГкУн, D.12)
где Гун, Гун — среднее содержание
горючих в пробах соответственно во
всех тарировочных и контрольных
точках, %;
Мгн==2Л^ун6ун)/2^ун> /о\
£(ryHGyH) —сумма произведений
содержания горючих каждой пробы на
соответствующую массу пробы;
£GyH — сумма масс проб уноса,
взятых из всех тарировочных
точек, г.
Если тарировочный коэффициент
выходит за указанные пределы, то
выбирается для тарировки другое
сечение или в последующих опытах
отбор уноса должен осуществляться
всеми рабочими трубками. Массу
отобранных проб и номера банок
заносят в журнал тарировки (табл.
4.8), после чего пробы передают в
лабораторию для определения
содержания горючих в летучей золе.
К журналу прикладывают эскиз
тарируемого сечения с размерами
и координатами расположения точек
отбора и отборных трубок.
Требования по обеспечению
представительности точечных и объединенных
проб, работы отборных установок и
операций по отбору не отличаются
от приведенных применительно к
установкам для отбора угольной
пыли. Состояние матерчатых
фильтров необходимо визуально
контролировать через каждые 20 ч работы.
Объединенную пробу составляют
путем тщательного смешения всех
точечных проб, отбираемых через
каждый час работы установок, с
исключением проб за характерные
отрезки времени опыта (настройка и
изменение заданного режима). После
разделки из объединенной пробы
(ведется так же, как и пробы
угольной пыли) в две банки отбирают
лабораторную пробу массой по
1 кг — одна для анализа, другая
в качестве контрольной. Показатели
отбора уноса в опытах заносят в
журнал (табл. 4.9).
Отбор объединенной пробы уноса
на котлах без золоуловителей удобно
Таблица 4.8. Форма журнала тарировки сечения газохода по уносу
Точки по
глубине
сечения
Номера трубок ВТИ или Альнера
Рабочие
банки
Гун, /О
Gy„, г
банки
П о/
* ун» /о
GyH
Контрольная
банки
Гун, %
Gy„, г
Примечание
5*
131
Таблица 4.9. Форма журнала показателей отбора проб уноса из газоходов
Время
наблюдений
ч-мин
Правый газоход
Время
включения
циклона
ч-мин
Время
выключения
циклона
ч-мин
№ банки
с пробой
уноса
Левый газоход
Время
включения
циклона
ч-мин
Время
выключения
циклона
ч-мин
№ банки
с пробой
уноса
Примечание
осуществлять за дымососом, где
дымовые газы полностью
перемешаны. При режимно-наладочных
испытаниях для отбора можно
ограничиться одной трубкой со сменным
насадком или многососковой трубкой
(рис. 4.11) с использованием для
отсоса перепада давлений между
всасывающим и напорным коробами
дымососа. Скорость во входном
сечении соска wc должна превышать
скорость потока в месте отбора wn
в 1,4—1,5 раза; скорость в трубке
wr = 7-=-8 м/с. Внутренние диаметры
соска dc и трубки dT связаны
отношением
dc = dT л/wt/wc.
D.13)
Унос за дымососом при режимно-
наладочных испытаниях
улавливается в циклонах без фильтра (для
топлив с большим выходом летучих).
При этом вынос из циклонов
наиболее тонких фракций мало
сказывается на показателе состава
осаждаемого в циклоне уноса. Улавливание
уноса низкореакционных углей
(антрацит, тощий уголь) требует
установки циклонов с фильтром и эжек-
торной отсосной установки. При
отборе уноса трубкой с наконечником,
показанным на рис. 4.11, ее
необходимо протарировать с применением
трубок ВТИ или Альнера и найти
поправочный коэффициент.
4.7. ОПРЕДЕЛЕНИЕ
ГРАНУЛОМЕТРИЧЕСКОГО СОСТАВА
ТОНКОИЗМЕЛЬЧЕННОЙ ПЫЛИ
ТОПЛИВА И ЗОЛЫ (СИТОВЫЙ
АНАЛИЗ) СУХИМ МЕТОДОМ
Ситовый анализ осуществляется
разделением пробы топливной пыли
или золы путем пропуска через
несколько стандартных сит с
калиброванными отверстиями. Часть пробы,
%, остающаяся на сите (остаток),
™ст
#,=-^-100,
D.14)
Рис. 4.11. Схемы отбора проб уноса за дымососом:
а — с одной отборной трубкой: / — напорный короб за дымососом; 2— трубка с отборным насадком;
3 — циклон; 4 — трубка для отсоса; 5 — всасывающий короб дымососа; б — с применением
многососковой трубки: / — отборная трубка; 2 — соски; 3 — напорный короб дымососа
132
где GxQT — масса пыли, оставшаяся
на сите после просевки, г; GH —
масса просеиваемой навески пыли, г;
х — размер отверстия сита, мкм.
Часть навески, проходящая через
сито, %, называется проходом:
DX=^L \00У
D.15)
где Gnp — масса пыли, прошедшая
через сито, г.
Для каждого сита, %,
Rx + Dx= 100. D.16)
Обычно качество пыли
оценивается по остатку на сите с отверстиями
90 и 200 мкм (/?9о и /?2оо).
Для рассева топливной пыли или
золы в целях получения
характеристики фракционного состава
применяют несколько сит с убывающим
размером ячеек. Наиболее часто при
анализе тонкой пыли (/?90<Ю%)
применяют сита 71, 90, 125, 160 и 200,
а при анализе грубой пыли (/?эо^
>20 %) — сита 90, 200, 500 и 1000.
В практике испытаний котельного
и пылеприготовительного
оборудования чаще всего используют для
рассева пыли антрацита, каменных
углей и сланца сита с отверстиями
90 и 200 мкм, а для рассева пыли
бурых углей и лигнита сита с
отверстиями 200 и 500 (или 1000) мкм.
Для изготовления сеток № 0071-2,5
применяют сплав полутомпак Л80,
сеток № 004-016 — бронзу марки
БрОФ 6,5—0,4, но могут быть
применены и другие цветные металлы
и сплавы. Сетки должны иметь
заводской паспорт.
Стандартные сита изготовляются
в виде круглых обечаек (рис. 4.12)
из латуни или жести с натянутыми
на них сетками со строго
фиксированным размером ячеек. Нижняя часть
обечайки имеет несколько меньший
диаметр для вставки в другое сито.
Сверху сито закрывается крышкой,
а снизу имеет приставное дно.
Размеры круглых обечаек для сит
регламентирует стандарт [85] (табл. 4.10).
Согласно [85] обечайки должны
быть плотно пригнаны друг к другу,
Сито
Рис. 4.12. Сито для просевки пыли:
/ — сетка; 2 — стенка сита; 3 — обечайка
к крышке и приставному дну.
Обечайка должна быть гладкой, а шов сит
должен иметь такую конструкцию,
которая предотвращала бы
застревание просеиваемого материала. На
этикетке сита указываются
номинальный размер отверстия, ссылка
на стандарт, которому должно
соответствовать сито, материал, из
которого изготовлено полотно сита, и
материал, из которого изготовлена
рамка, название изготовителя,
ответственного за качество сита, номер
сита.
Для рассева пыли топлива должны
применяться контрольные сетки
высокой точности с квадратными
ячейками (табл. 4.11). На поверхности
проволоки сеток не должно быть
следов протяжки, трещин, влияющих
на размеры сторон ячеек, плен,
закатов и оксидов, цвета побежалости
допускаются. Переплетение проволок
в сетке в диапазоне размеров ячеек,
используемых при испытаниях, долж-
Таблица 4.10. Размеры обечаек сит
Номинальный диаметр
сита, мм
Ширина
действительной просеивающей
поверхности, мм
минимальная
максимальная
Примерная
высота, мм
200
300
185
275
200
310
50
75
133
Таблица 4.11. Основные параметры и размеры контрольных проволочных тканевых сеток
для сит [86]
Номер
сетки
004
0045
0,05
0056
0063
0.071
008
009
01
0112
0125
014
016
018
02
0224
025
028
0,315
0,355
04
045
05
056
063
07
08
09
1
1,25
1,6
2
2,5
Номинальный размер
стороны
ячейки
в свету, мм
0,040
0,045
0,050
0,056
0,063
0,071
0,080
0,090
0,100
0,112
0,125
0,140
0,160
0,180
0,200
0,224
0,250
0,280
0,315
0,355
0,400
0,450
0,500
0,560
0,630
0,700
0,800
0,900
1,000
1,250
1,600
2,000
2,500
Предельное
отклонение размера
стороны особо крупных
ячеек от
номинального, мм
0,012—0,021
0,013—0,022
0,013—0,023
0,014—0,025
0,015—0,026
0,016—0,028
0,017—0,030
0,018—0,032
0,019—0,034
0,021—0,036
0,022—0,038
0,024—0,041
0,026—0,044
0,027—0,047
0,029—0,050
0,032—0,054
0,034—0,058
0,037—0,062
0,040—0,067
0,043—0,072
0,047—0,078
0,051—0,084
0,060—0,090
0,060—0,100
0,070—0,100
0,070—0,110
0,080—0,120
0,090—0,130
0,090—0,140
0,100—0,160
0,130—0,190
0,150—0,230
0,180—0,260
Предельное
отклонение среднего
арифметического
размера стороны
от номинального, %
±0,003
±0,003
±0,003
±0,004
±0,004
±0,004
±0,004
±0,005
±0,005
±0,005
±0,006
±0,007
±0,007
±0,008
±0,008
±0,009
±0,010
±0,011
±0,013
±0,014
±0,016
±0,018
±0,020
±0,020
±0,030
±0,030
±0,030
±0,030
±0,040
±0,040
±0,060
±0,070
±0,090
Диаметр проволоки, мм
номинальный
0,030
0,036
0,036
0,040
0,040
0,050
0,055
0,060
0,060
0,080
0,080
0,090
0,100
0,120
0,120
0,120
0,120
0,140
0,160
0,160
0,160
0,200
0,250
0,250
0,300
0,300
0,300
0,400
0,400
0,400
0,500
0,500
0,500
предельное
отклонение
±0,003
±0,004
±0,005
±0,008
±0,012
±0,015
но быть простое (гладкое),
правильное без пропуска проволок. Сетка не
должна иметь механических
повреждений, обрывов проволок более 10 мм,
резких сгибов, влияющих на размер
ячеек, сшитых мест и зеленых
коррозионных пятен. Уточные и
основные проволоки сита по [85] должны
быть перпендикулярны с
максимальным отклонением от
перпендикулярности на 3°. При отсутствии паспорта
на сетку ситовое полотно должно
быть обязательно проверено путем
измерения размеров ячеек в свету
по основе и по утку: для сеток
№ 004—045 — микроскопом с
кратностью увеличения 50—120х и с
ценой деления шкалы 0,001 мм; для
сеток № 05—2,5 — с кратностью
увеличения 24—40х и с ценой деления
0,05 мм. Подсчет количества ячеек
и измерения длины участка, на
котором расположены отсчитанные
ячейки (для сеток № 004—0063 2—3 мм,
№ 0071—014 5 мм, № 016—04
10 мм), проводят для указанных
первых двух групп ячеек соответственно
под микроскопом с кратностью увели-
134
чения 30—40х, 24—40х, текстильной
лупой с кратностью увеличения 7—
10х для сеток третьей группы и
измерительной линейкой с точностью
0,5 мм для сеток № 045—2,5. Удобно
также проецировать сетки на экран
и измерять стороны ячеек
масштабной линейкой. Затем необходимо
провести рассев пыли из одной пробы
на проверяемом и контрольных ситах
с сетками со строго фиксированными
размерами отверстий.
Определение размеров сит может
быть произведено по
логарифмической сетке по системе РРБ (Розина —
Раммлера — Беннета). С этой целью
по оси ординат откладывают полные
остатки на рабочих ситах, переходят
до прямой графика характеристики
пыли, построенной по остаткам на
известных контрольных ситах, и
находят на оси абсцисс номера
искомых сит. Этот метод удобен и для
приведения результатов просевок на
нестандартных ситах к заданным
стандартным. В случаях, когда
точки, обозначающие полные
остатки, не укладываются на одну прямую
линию логарифмической сетки РРБ
(сланцы, бурые угли), следует
использовать логарифмическую сетку,
применяемую для построения
характеристики пыли на основе уравнения
КФЖ (Колмогорова — Фай — Же-
лева) [87].
У новых сит перед применением
необходимо осторожно очистить
полотно (например, ультразвуком) и
обечайку от смазки. Далее
проверяют рабочие характеристики сит
сравнением с эталонными [85].
Рекомендуется иметь регистрационную
карточку проверки сит для записи
результатов первой и последующей
проверок.. При несоответствии
установленным допускам маркировка на
этикетке сита должна быть
аннулирована и сито забраковано.
Технология рассева. Как правило,
необходимо применять машинный
способ рассева, при котором
комплект сит устанавливается стопкой в
машину в порядке убывания номеров
сит сверху вниз. Машинный способ
Таблица 4.12. Объем загрузки сита на одну
просевку [85]
Номинальный
размер
отверстия, мм
Объем
загрузки
(навески), ем3
Максимальный
объем остатка
на сите после
просеивания, ем3
0,045 30 15
0,063 35 17
0,090 40 20
0,125 50 25
0,180 60 30
0,250 70 35
0,355 80 40
0,500 100 50
0,710 120 60
1,000 140 70
должен обеспечивать результаты
ситового анализа в пределах допусков,
установленных при анализе,
выполненном вручную. Перед рассевом
определяется количество и
последовательность расположения
необходимых сит. Объем загрузки топлива —
навески для просеивания через сита
диаметром 200 мм — приведен в
табл. 4.12. Точность взвешивания
навески — до ±0,1 % массы
загрузки.
Во избежание повреждения сетки
сита размер самых крупных частиц
в навеске не должен превышать
[85]:
Номинальный размер Приближенный размер
ячейки, мкм самых крупных частиц,
мм
45 1,2
250 3,8
1000 10
При машинном рассеве
используются термины: «фракция» —
проход через предыдущее сито с
отверстием х и остаток на последующем
сите с отверстием г/, обозначаемая
Fx/y, «дно» — проход через
последнее сито с отверстием г, обозначаемое
Dz. Для рассева, например, с
набором сит с отверстиями 200, 160 и
90 мкм будем иметь полные остатки:
на первом сите /?2оо, на втором /?1бо =
= ^200/1 бо + /?2оо и на третьем /?эо =
= ^160/90 + ЛбО = ЛбО/ЭО + /?200/160 +
+ /?200.
135
Массы фракций следует
переводить в проценты от общей суммы
фракций, а не от массы
первоначальной загрузки, т. е. в итоге для данного
СЛучаЯ /?200 + ^200/160 + /МбО/90 + АH =
= 100%. Невязка суммы остатков
пыли на отдельных ситах и «дна»
с массой первоначальной навески не
должна превышать 2 % последней.
При машинном рассеве невязку
распределяют между ситами
пропорционально остаткам на них. В случае
ручного рассева невязку относят к
массе пыли «дна». При невязке выше
3 % рассев считается
непредставительным. Время рассева для каждого
конкретного случая устанавливают
путем предварительных испытаний.
До установления рабочих
показателей время машинного рассева
принимают примерно равным 20—25 мин
вне зависимости от типа машины.
Ускорение рассевочных работ
почти в 2 раза против рассева на
механической рассевочной машинке
может быть достигнуто применением
пневматического рассеивателя РП-5,
Рис. 4.13. Схема воздушных потоков в рас-
сеивателе РП-5:
/ — конусы; 2 — сито; 3 — чашка; 4 — топливо;
5 — обстукиватель; 6 — щель сопла; 7 —
электродвигатель; 8 — воздушный поток; 9 — отсос
136
методика рассева пыли с /Сло<1,4
на которых приведена в [88].
Принцип действия РП-5 заключается в
рассеве навески массой 20 г пыли
(золы) через сито под действием
воздушных потоков при
одновременной очистке этими потоками ячеек
сита от забивающих их частиц
(рис. 4.13). Недостаток рассеивателя
РП-5 заключается в необходимости
предварительного нахождения для
каждого просеиваемого топлива
соотношения размеров кольцевого
зазора и щели, исходя из плотности
пыли (золы) в пределах от 0,8 до
1,1 г/см3. Использование
рассеивателя РП-5 исключает необходимость
перенесения пыли с сит на весы, что
уменьшает погрешность метода.
Прибор предназначен для работы при
температуре окружающего воздуха
от 10 до 35 °С и относительной
влажности 80 % при 25 °С.
Совершенствование контроля тонкости
помола угольной пыли связано с
автоматизацией этого процесса. Опыт такой работы
получен на Славянской ГРЭС, где применен
разработанный ЮжВТИ прибор,
позволяющий с интервалом 15 мин измерять,
преобразовывать и выдавать на регистрацию
параметр тонкости помола угля АШ
ухудшенного качества. Прибор обеспечивает точность
рассевок, не отличающуюся от точности при
ручном рассеве в пределах не более 1 % —
в пределах норм точности на ситовой анализ
пылевидного топлива [89].
Техника рунного рассева пыли.
Навеску массой 25 г средней пробы,
взвешенную с точностью до 0,01 г,
осторожно переносят в сито
наименьшего размера и просеивают путем
переброса сита из руки в- руку со
скоростью около 120 ударов в минуту
при соблюдении наклона 10—20°.
Через каждые 30 ударов, т. е. 4 раза
в минуту, ситу придают
горизонтальное положение, поворачивают на 90°
(если сито тяжелое, его можно
свободно подвесить на держатель). Для
предупреждения отложений пыли по
периметру заделки сетки и ее
замазывания по обечайке наносят удары
ладонью и через каждые 2—3 мин
сетку снизу очищают мягкой
небольшой щеткой. Кроме того, сито
периодически встряхивают в верти-
Таблица 4.13. Форма журнала показателей
по рассеву угольной пыли
Время
наблюдений,
ч/мин
Остаток на
сите 90 мкм
#90, Г
/?90, %
Остаток на
сите 200 мкм
#200, Г
#200, %
Примечание
кальной плоскости.
Продолжительность рассева принимают по заранее
найденной зависимости полных
остатков на рабочих ситах от времени
рассева (переход кривой остатков в
пологую часть графика) или
определяют проверкой
рассматриваемого процесса над листом бумаги —
окончание рассева при выпадении
лишь отдельных зерен. На сите 90
рассев обычно длится 15—17 мин,
на сите 200 4—5 мин. Но [85]
окончание просевки соответствует
моменту, когда количество прошедшей
пыли через сито за 1 мин составляет
менее 0,1 % загрузки.
По окончании рассева на сите
наименьшего номера остаток с него
аккуратно собирают вблизи обечайки
и высыпают для взвешивания с
точностью 0,01 г. Затем полученную
навеску пересыпают на следующее
сито, рассеивают ее и т. д. Показатели
рассева заносят в журнал рассева
(табл. 4.13).
В целях повышения достоверности
результатов рассева для всех сит,
применяемых при каком-либо одном
ситовом анализе, желательно
использовать полотно одного и того же
типа, рассев должен производить
один и тот же человек через все
выбранные сита 2 раза; контрольный
(второй) рассев не должен
отличаться от первого более чем на
±1%. При контрольном рассеве
другим лицом для сеток с размером
ячеек 71 мкм и менее допускается
отклонение в пределах ±3 %.
В случае, когда предназначенная
для рассева пыль имеет повышенную
влажность и возможно замазывание
сит, необходимо подсушить пробу
топлива в сушильном шкафу при
55—65 °С до воздушно-сухого или
близкого к нему состояния.
Продолжительность подсушки пыли, ч:
Для бурых углей и лигнита .... 3
Для антрацита и каменных углей . . 1,5
Для сланца 1
Для очистки от загрязнения
мельчайшей пылью и смолами сетки
через каждые 100—120 ч работы
необходимо промывать смесью из одной
части спирта (ректификата) и двух
частей бензола.
Погрешность ситового анализа.
В зависимости от состояния сит,
погрешностей отбора, разделки,
способа рассева и рода топлива точность
ситового анализа должна находиться
в пределах ± @,7—1,5) %. Для
проверки правильности рассева
определяют ее сходимость. С этой целью
проводят не менее двух рассевок.
Соответствующие фракции F не
должны различаться более чем на
ху %, где x = yV^MHH — наибольшее
возможное различие между массами
соответствующих фракций в
результате двух рассевок образцов
одного и того же материала, %; у —
коэффициент, характеризующий
точность, достижимую для различных
материалов рассеивания. Для сухого
рассева вручную пыли (золы) с
размером частиц менее 1 мм t/ = 0,5;
^мин — наименьшая из двух
соответствующих фракций, массовая
доля, %.
Стандарт [85] предусматривает
для влажной пыли мокрый метод
рассева, однако он в отечественной
практике в условиях промышленных
испытаний практически не
применяется и поэтому здесь не
рассматривается.
4.8. ОТБОР И ПРИГОТОВЛЕНИЕ
СРЕДНИХ ПРОБ ОЧАГОВЫХ
ОСТАТКОВ
Положения [8, 9] в части отбора
проб шлака могут быть
распространены лишь на относительно
небольшие котлы, поскольку при большом
содержании горючих они предусмат-
137
ривают отбор в первичную
объединенную пробу всей массы шлака за опыт.
Поэтому для современных крупных
котлов в электроэнергетике СССР
применяется принятая в Союзтех-
энерго методика отбора шлака при
испытаниях, сводящаяся к
следующему. На котлах с твердым шлако-
удалением паропроизводительностью
более 220 т/ч шлак, накопленный
за опыт, пропускают через шлаковую
дробилку, затем каждые 25—30 мин
сброс его в канал ГЗУ прекращают
и шлак в течение 1—2 мин
сбрасывают на пол. Из этой массы отбирают
в объединенную пробу 5—10 лопат
шлака (точечная проба) в расчете
на каждый шлакоприемный бункер.
На котлах меньшей паропроизводи-
тельности за точечную пробу
принимается масса отбираемой одной
лопаты шлака на каждые 20 лопат,
сбрасываемых в канал ГЗУ. При
жидком шлакоудалении на котле
паропроизводительностью более
220 т/ч через каждые 25—30 мин
перекрывают приемный лоток канала
ГЗУ, шлак в течение 1—2 мин
сбрасывают на пол и из него отбирают
5—10 лопат в расчете на каждую
шлакоприемную ванну. На котлах
меньшей паропроизводительности
отбор точечных проб не отличается
от отбора на котлах с твердым шла-
коудалением.
Масса объединенной пробы шлака
за опыт должна быть не менее 200 кг.
Для получения из нее лабораторной
пробы куски массой более 5 кг
вначале дробят до размера не более
100 мм, затем всю объединенную
пробу механизированно или вручную
размалывают до размеров кусков,
проходящих через сито 13X13 мм,
перемешивают, формуют на конус,
сплющивают, сокращают методом
квартования и затем по схеме,
приведенной на рис. 4.5, из нее отбирают
одну лабораторную пробу массой
2 кг для определения влажности
шлака. Остаток пробы размалывают
до размеров кусков, проходящих
через сито 3X3 мм, и из нее отбирают
тем же путем две пробы массой до
1 кг каждая — одна для определения
содержания горючих, другая — для
химического и других анализов (она
же служит в качестве резервной —
контрольной).
Согласно [9] в котлах со слоевыми
механическими решетками, если
потери теплоты q* из-за содержания
горючих в шлаке невелики, для
получения объединенной пробы шлака
достаточно сделать несколько отборов
точечных проб во время
опорожнения шлакоприемного бункера по
окончании опыта. Если потери д4
значительны, то все количество
шлака в бункере принимается в качестве
объединенной пробы. Шлак в этом
случае механизированно или
вручную дробят до размера кусков не
более 13 мм, тщательно
перемешивают и далее обрабатывают по
приведенной выше технологии. Другие
разновидности очаговых остатков
отбирают и обрабатывают раздельно.
Провал и зола, выпавшие из
газоходов при выходе менее 65 кг,
полностью поступают в разделку для
отбора средней пробы. Если их выход
превышает 65 кг, то отбирают 30 %
массы всего выхода, но не менее
65 кг. При вагонеточном
шлакоудалении объединенную пробу очаговых
остатков отбирают точечными
пробами (по шесть — восемь проб
общей массой 10—12 кг) от каждой
вагонетки по мере их загрузки, но
не менее 120 кг за опыт для
шлака и 65 кг для провала, либо,
если послойный отбор невозможен по
условиям техники безопасности, с
разных мест поверхности вагонетки.
4.9. ОТБОР ПРОБ ЖИДКОГО
ТОПЛИВА
Первичные объединенные пробы
жидкого топлива в условиях
испытаний котлов наиболее удобно
отбирать [90] из трубопровода с
установкой на нем пробозаборного
устройства с запорным органом (рис.
4.14). Такое устройство обеспечивает
представительность отбора средней
138
1ЧЧЧУчУчУЙ
-0
Рис. 4.14. Пробоотборник жидкого топлива
из трубопровода:
/ — вентиль; 2 — пробозаборные трубки; 3 —
трубопровод
пробы по сечению трубопровода в
условиях неоднородного потока
топлива по содержанию воды, солей,
механических примесей. При
диаметре трубопровода до 100, от 100
до 400 и более 400 мм устройство
должно иметь соответственно одну,
три и пять трубок; загнутый конец
одной трубки устройства
устанавливают по оси трубопровода навстречу
потоку. В устройстве из трех трубок,
одинаковых по диаметру, их
открытые концы устанавливают
следующим образом: одну трубку по оси
трубопровода, две по обе стороны
горизонтальной оси по вертикали на
расстоянии 0,66 радиуса
трубопровода. Пробозаборное устройство из
пяти трубок следует устанавливать
по вертикальной оси сечения
трубопровода со следующим
расположением трубок: одну трубку диаметром
d\ по оси трубопровода, две трубки
диаметром d2 по обе стороны
горизонтальной оси на расстоянии 0,4
радиуса трубопровода, две трубки
диаметром d3 по обе стороны
горизонтальной оси на расстоянии 0,8
радиуса трубопровода. Соотношение
d\id2:d3 должно быть 6:10:13.
В случае, если по трубопроводу
течет однородный поток топлива,
устанавливаемое на вертикальном или
горизонтальном участке
трубопровода пробозаборное устройство может
быть выполнено независимо от
диаметра трубопровода в виде одной
трубки с загнутым концом,
располагаемым по оси трубопровода
навстречу потоку. Пробу из трубопровода
отбирают при скорости топлива на
входе в пробозаборные трубки,
равной средней линейной скорости в
топливопроводе в том же
направлении. Допускается отбирать пробу при
скорости на входе в пробозаборное
устройство не менее 50 % или
большей чем в 2 раза средней линейной
скорости топлива в трубопроводе.
На вертикальном участке
трубопровода пробозаборное устройство
устанавливают в конце участка по
направлению движения топлива на
расстоянии 0,5 диаметра трубопровода
до начала его изгиба, если участок
трубопровода только восходящий
или нисходящий. Если трубопровод
имеет восходящий и нисходящий
участки, расположенные рядом,
пробозаборное устройство
устанавливают в конце второго участка по
направлению движения топлива на
расстоянии 0,5 диаметра
трубопровода до начала его изгиба. Длина
только восходящего или только
нисходящего вертикального участка
трубопровода или суммарная длина
вертикальных участков,
расположенных рядом, должна быть не менее
6 диаметров трубопровода. При
отборе проб топлива, полученного
смешением потоков, пробозаборное
устройство должно быть на расстоянии
не менее 25 диаметров трубопровода
по ходу потока от места ввода
последнего подпотока.
Пробосборник следует
располагать возможно ближе к пробозабор-
ному устройству и заполнять не
более чем на 90 % его вместимости
(по [76] —не более 80%). Во
избежание потери летучих из пробы
целесообразно концевую часть про-
боотборной трубки (рис. 4.15)
выполнять в виде змеевика, охлаждаемого
снаружи холодной водой для сниже-
139
Рис. 4.15. Устройство для отбора
проб мазута:
/ — подающий мазутопровод; 2 — пробо-
отборный штуцер; 3, 5, 9 — клапаны
0 20 мм; 4 — перепускной трубопровод;
6 — гильза термометра; 7 — термометр,
8 — обратный клапан 0 20 мм; 10 —
обратный мазутопровод; // — пробоотбор-
ная трубка / = 2,5-^3 м; 12 — плоский
змеевик; 13 — вентиль 0 2,5 мм; 14 —
пробоотборный патрубок 0 2,5 мм
ния температуры топлива примерно
до 50 °С. При проведении
подготовительных операций и отборе проб
не должны допускаться загрязнения
пробы.
Объем точечных проб, из которых
составляется первичная
объединенная проба и которые отбираются
через равные промежутки времени,
должен быть пропорционален объему
топлива, перекачиваемому за время
проведения опыта. При ручном
отборе проб из трубопровода по опыту
Рис. 4.16. Стационарный пробоотборник
с перфорированной заборной трубкой:
/ — перфорированная трубка; 2 — опорная
стойка; 3 — кран
Союзтехэнерго представительность
отбора обеспечивается отбором не
менее 15 точечных проб с интервалом
10—15 мин и массой каждой
точечной пробы 120—180 г. Согласно [8]
при приемочных испытаниях
предусматривается капельный отбор в
течение опыта (на напорной стороне
топливного насоса). Этот метод
наиболее представителен при всех видах
испытаний по I классу точности.
При ручном отборе проб из
резервуаров следует применять для слива
точечных проб стационарные
пробоотборники по [91] или
перфорированные заборные трубки (рис. 4.16).
Шаг клапанов в ней должен быть
кратен 0,05 м. Объем пробы, взятой
на 1 м высоты столба топлива,
должен быть от 40 до 400 ем3. За
нижнюю точку отбора принимают
уровень топлива на расстоянии 250 мм
от днища резервуара. При ручном
отборе первичная проба должна
отбираться после слива топлива в
количестве не менее двойного объема
отводящей пробоотборной линии.
Отобранную объединенную пробу
интенсивно перемешивают в течение
5—10 мин (чем больше объем пробы,
тем продолжительней
перемешивание) и разливают в две чистые сухие
стеклянные бутылки (банки)
емкостью по 1 дм3, заполняемые не
более чем на 90 % вместимости. Одну
бутылку передают на анализ, другую,
опечатанную на случай разногласий
в оценке качества, хранят C мес
или согласно договору). Бутылки
герметически закупоривают
пробками или винтовыми крышками с
прокладками, не растворяющимися под
140
действием топлива. Горловину
закупоренной бутылки обертывают
полиэтиленовой пленкой или другим
плотным материалом, обеспечивающим
сохранность пробы, и обвязывают
бечевкой, концы которой продевают в
отверстие в этикетке. Концы бечевки
пломбируют или заливают сургучом
на пластинке из плотного картона
или дерева и опечатывают.
Допускается приклейка этикетки к
бутылке (банке). На этикетке указывают
номер пробы по журналу проб,
наименование и марку топлива,
наименование предприятия-поставщика,
номер мазутопровода или резервуара
и высоту налива, номер партии, дату
и время отбора, срок хранения пробы,
обозначение стандарта или
технических условий на топливо,
должности, фамилии и инициалы лиц,
отбиравших и опечатывавших пробу.
Пробу хранят в помещении (в шкафу
или ящике с гнездами из
несгораемого материала), отвечающем
противопожарным требованиям, при
температуре не выше 20 °С.
Для обеспечения безопасных
условий работы должны соблюдаться
правила техники безопасности и
пожарной безопасности при обращении
с нефтепродуктами; содержание
вредных веществ в воздухе рабочей
зоны не должно превышать ПДК;
пробоотборщику разрешается отбор
проб только в присутствии
наблюдающего (дублера); пробоотборщик
обязан во время отбора стоять
спиной к ветру для предотвращения
вдыхания паров топлива; отбор проб
в приямках разрешается только в
шланговом самовсасывающем
противогазе ИШ-13; отбор проб в
газоопасных и сероводородсодержащих
местах разрешается выполнять в
фильтрующем противогазе ФУ-13
марок А, В, Г, КД и др.; отборщик
проб должен быть одет в
специальную одежду и обувь, не
накапливающих статического электричества;
запрещается отбор проб на открытом
воздухе во время грозы; места отбора
проб подлежат освещению
светильниками во взрывозащищенном
исполнении; отборщик должен отбирать
пробы (при ручном отборе) в
рукавицах; вентиль для отбора следует
открывать медленно во избежание
удара или вспенивания топлива;
заглядывать в сосуды для приема
пробы во время ее отбора запрещается.
4.10. ОТБОР ПРОБ
ГАЗООБРАЗНОГО ТОПЛИВА
(ПРИРОДНОГО ГАЗА)
По условиям техники безопасности
(отбор проб при минимальном
давлении газа) и удобства работ место
отбора объединенной пробы
природного газа желательно располагать
после регулирующего газового
клапана котла на кольцевом
распределительном газопроводе или на отводе
к одной из горелок, которая
обязательно будет работать на всех
проверяемых режимах котла. Точкой
отбора проб из газопровода служит
штуцер, снабженный запорным
вентилем, или манометрический штуцер,
расположенный в верхней части
горизонтального участка или на
вертикальном участке газопровода [92].
Эти устройства, к которым
присоединяется входной штуцер
пробоотборника, должны выполняться
на давление, соответствующее
наибольшему давлению, возможному в
газопроводе котельной; согласно
[36] для вновь проектируемых
энергетических котельных установок
газопроводы котельной должны
выполняться на давление 0,3 МПа.
Для условий испытаний [8, 9, 92]
не устанавливают объем
объединенной пробы, они предусматривают
отбор проб газа либо непрерывный,
либо через одинаковые промежутки
времени. По опыту
экспериментальных работ ЦКТИ, ВТИ, Союзтех-
энерго для природного газа
применяется непрерывный отбор пробы в
течение всего опыта не менее 20 дм3
газа с использованием схемы на
рис. 4.17 при атмосферном давлении
(обычно перед горелками давление
газа не превышает 0,05 МПа). В этом
141
Рис. 4.17. Схемы отбора пробы
газоотборного топлива:
а — мокрый метод; б — сухой метод; / —
газоотборная трубка; 2 — склянка Дрекслера; 3 —
трехходовой кран; 4 — емкость для набора пробы;
5 — напорный сосуд
случае пробу отбирают в стеклянную
или металлическую емкость либо в
параллельно устанавливаемые
стеклянные газовые пипетки. Этот
способ с использованием запирающей
жидкости трудоемок, но дает
преимущество при работе с газом низкого
давления. Методика отбора проб при
атмосферном давлении не отличается
от рассмотренной в гл. 10 методики
газового анализа. Если проба
предназначена для определения
плотности, теплоты сгорания и других
показателей и если отбор под
атмосферным давлением почему-либо
невозможен, то применяют металлические
пробосборники — баллоны
вместимостью до 40 дм3, выполненные из
стали или другого прочного не
взаимодействующего с газом и
газонепроницаемого металла и
рассчитанные на рабочую температуру и
максимальное рабочее давление
отбираемого газа. Отбор с
использованием баллона ведут методом сухой
продувки баллона и заполнением
его до давления, равного давлению
в точке отбора. Данный метод
отбора более прост, чем с
использованием запирающей жидкости.
Технология отбора с использованием
баллона следующая. Выходной конец
пробоотборной линии подключают
к полностью открытому вентилю
баллона. Далее, открывая вентиль
пробоотборной линии, и регулируя
скорость потока, заполняют баллон
газом до соответствующего
давления. Закрыв входной вентиль на
пробоотборной линии, медленно
понижают давление в баллоне через
вентиль приблизительно до
атмосферного таким образом, чтобы не
происходила конденсация газа.
Операцию наполнения и выпуска газа —
продувку баллона — повторяют 5—
8 раз, после чего баллон заполняют
газом до необходимого давления,
закрывают вентиль, баллон
отсоединяют от пробоотборной линии,
проверяют на герметичность
(опусканием вентиля в воду или нанесением
на него мыльной пены) и пробу
маркируют.
Независимо от типа используемых
пробоотборников пробоотборочную
линию до отбора проб необходимо
продувать газом в течение не менее
2 мин для удаления остаточного
газа, смеси газа и воздуха и
конденсирующихся веществ. Для
продувки используют продувочную
свечу, что позволяет избежать сброса
газа в помещение котельной. В связи
с этим при выборе места отбора проб
следует его располагать вблизи
свечи.
В схеме с использованием
стеклянных емкостей для предупреждения
попадания воздуха в пробу их
следует обязательно заполнить
раствором 22 %-ного раствора хлористого
натрия в дистиллированной воде или
глицерином в смеси с равным
объемом воды.
Эти же жидкости используют в
качестве запирающих жидкостей в
напорном сосуде.
142
Общими условиями для всех схем
являются:
применение возможно коротких и
небольшого диаметра пробоотборных
линий для сокращения времени
продувки и обмена газа при отборе;
использование при отборе газа под
давлением выше атмосферного
стальных, медных или алюминиевых
трубок диаметром 2—6 мм,
рассчитанных на рабочее давление
отбираемого газа;
установка на пробоотборных
линиях СИ для контроля давления
(манометры пружинные,
образцовые) и температуры газа
(термометр);
использование пробоотборных
трубок из нержавеющей стали
диаметром 2—4 мм при наличии в газе
сероводорода;
установка промежуточной емкости
и фильтра из стеклянной ваты для
улавливания влаги и аэрозолей,
содержащихся в газе, до его
поступления в пробоотборник.
При отборе газа из линий низкого
давления можно использовать
трубки из стекла, пластмасс по [92],
кварца, фарфора, соединяемых встык
резиновыми или пластмассовыми
муфтами. Все материалы,
применяемые в схемах отбора, не должны
оказывать влияния на состав газа.
Для предотвращения конденсации
пробы температура пробоотборной
линии и контейнеров не должна быть
ниже температуры газа. При
применении каплеуловителя
предусматривают установку газового счетчика
для определения по объему
скопившейся влаги ее доли в объеме газа.
После отбора объединенной пробы
из линий с давлением газа ниже
атмосферного из сборной емкости
отбирают три лабораторные пробы в
стеклянные пипетки типа «Коро»
вместимостью каждая не менее
500 ем3. Две из них предназначены
для определения влажности газа,
удельной плотности, теплоты
сгорания и элементного состава, третья
хранится в качестве контрольной.
При сухом методе,отбора баллон
с объединенной пробой передают в
лабораторию, где вакуумным
методом отбирают пробы для анализа.
Остаток газа в баллоне используют
в качестве контрольной пробы. При
приемочных испытаниях вопрос о
контрольной пробе решается особо,
и по требованию одной из сторон
может потребоваться отбор газа в
два параллельно установленных
баллона, один из которых используют
в качестве контрольной пробы. На
этикетке лабораторных и
контрольных проб указывают:
наименование объекта
(электростанция, котельная, номер котла);
линию, из которой отобрана проба;
условия отбора (давление,
температура газа в точке отбора);
давление в пробоотборнике;
вид газа;
дату и время отбора пробы и кем
она отобрана.
Пробы во избежание конденсации
компонентов газа хранят и проводят
их анализ при температуре, равной
или превышающей температуру, при
которой проба отобрана. Помещение
для хранения пробы должно иметь
приточно-вытяжную вентиляцию.
Для транспортирования проб в
отдаленные лаборатории баллоны
помещают в специальные ящики с
перегородками или с засыпкой мягким
упаковочным материалом,
предохраняющим от ударов. Вентили
баллонов закрывают
предохранительными колпаками, пипетки с торцов
заливают парафином или другим
восковым материалом и упаковывают в
специальные ящики с гнездами и
засыпкой, предохраняющими стекло
от боя и трещин.
4.11. УЧЕТ РАСХОДА ТВЕРДОГО
ТОПЛИВА И ОЧАГОВЫХ
ОСТАТКОВ
4.11.1. ИЗМЕРЕНИЕ РАСХОДА ТВЕРДОГО
ТОПЛИВА
Непосредственный учет расхода
твердого топлива при испытаниях
возможен только при наличии весов
143
перед котлом либо при
использовании автоматических весов топливо-
Я&ДЯШ, веля в котельной установлен
или работает только один котел. Для
возможности учета твердого топлива
автоматические весы должны быть
протарированы до и после испытаний
путем сопоставления их показаний
с показаниями поверенных сотенных
(десятичных) весов для статического
взвешивания, на которых должна
быть взвешена пропущенная через
автоматические весы контрольная
порция топлива. Допустимая
разница показаний при этом не должна
превышать ±1%. Весы должны
пройти в соответствии с [93]
поверку, иметь погрешность, не
превышающую установленную, и иметь отметку
о положительных результатах
поверки в документе, составленном
ведомственной метрологической
службой и согласованном с органом
Госстандарта СССР. Весы, не имеющие
такой отметки, к использованию при
испытаниях не допускаются.
Рекомендации [8] предусматривают для
взвешивания при приемочных
испытаниях использование
опрокидывающихся и ленточных весов,
перегрузочных мостов. Допускаемая
погрешность для них не должна превышать
±0,5 %. Кроме того, возможно
применение автоматических весов с
приспособлениями для определения или
корректировки веса каждого
отдельного взвешивания до необходимой
степени точности. При отсутствии
перечисленных средств
предусмотрена погрузка на весы вручную с
контролем полного опорожнения
контейнеров (чаш весов) после каждого
взвешивания. Допустимую ошибку
при поверке сотенных (десятичных)
весов по [93] принимают равной
1/2000 действительной нагрузки в
границах 10—100 %
грузоподъемности весов и 1/500 для вагонных
и автомобильных весов. При
нагрузке весов ниже 10 % их
грузоподъемности (зона их нечувствительности)
допустимую погрешность принимают
неизменной и равной значению,
соответствующему 10 % нагрузки. В
условиях нормальной эксплуатации
допускаемую погрешность
принимает- равной 1/1000 для сотенных
(десятичных) и 1/300 для вагонных
весов в пределах 25—100 %
грузоподъемности весов. На нагрузке
ниже 20 % грузоподъемности весов
погрешность принимают неизменной.
Количество топлива на тракте
между точками взвешивания и
котлом должно быть по возможности
минимальным (не более 10 % всего
количества топлива за время опыта)
и поддерживаться одинаковым в
начале и конце опыта (в пределах
±3 % массы начального запаса
топлива в тракте) во избежание
ошибки при измерении расхода
топлива выше ±0,5 %. На изменение
этого значения влияют количество
топлива в бункере, изменение его
насыпной массы, разница в
крупности кусков (особенно в смеси
топлива) и др. Если все эти факторы
во время опыта остаются
неизменными, погрешность определения при
прямом определении расхода
топлива взвешиванием не превышает
±0,5%.
4.11.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА
ОЧАГОВЫХ ОСТАТКОВ
Согласно [8, 9] при приемочных
и балансовых испытаниях котлов
должны определяться
непосредственным взвешиванием количества
очаговых остатков. По [8] допускается
определять один из компонентов по
результатам взвешивания других.
Согласно [8], если невозможно
взвесить ни один из компонентов
очаговых остатков, их массы можно
определять на основе данных по
другим котельным установкам,
учитывая, что распределение золовых
очаговых остатков по различным
участкам данной установки зависит от ее
конструкции и характеристики
топлива. Заказчик и подрядчик,
привлекаемые к проведению испытаний, в
таком случае согласовывают метод
этого определения. В практике ряда
зарубежных стран — членов ISO при
144
принятии решения о
необязательности взвешивания каждой
составляющей очаговых остатков,
соотношения их количеств для различных
участков котельной установки
оговариваются соглашением.
Независимо от принятого метода
определения количества очаговых остатков
всякие существенные их отложения
на поверхностях нагрева во время
опытов должны отражаться в отчете
по испытаниям.
В программе испытаний котлов
предусматривают учет массы шлака,
золы из-под золоуловителей,
бункеров газоходов и золы уноса. Для
взвешивания шлака (на крупных
котлах) до сброса в каналы ГЗУ его
следует перегрузить в вагон или на
грузовую автомашину и взвесить на
вагонных или автомобильных весах.
Погрешность взвешивания вагона не
должна выходить за пределы ± 1 %.
Массу груза (нетто) определяют по
разности масс погруженного и
порожнего вагонов (масса последнего
указывается на трафарете).
Погрешность взвешивания шлака с
автомашиной не должна превышать по
показаниям автомобильных весов ± 1 %.
При отсутствии въезда в зольное
помещение железнодорожного или
автомобильного транспорта для
взвешивания шлака можно
использовать контейнеры с
откидывающимися дном или боковой стенкой,
подвешиваемые на поверенный
динамометр. Если по местным условиям
взвешивание шлака сразу до его
сброса в канал ГЗУ невозможно,
шлак выгружают на выделенный
участок пола в зольном помещении и
далее массу шлака определяют
взвешиванием на сотенных весах по
частям или обмером его объема
мерной тарой вместимостью 1 м3 с
контрольным ее взвешиванием и
определением насыпной плотности
шлака. Последнее определяют по
объединенной пробе, накапливаемой путем
набора точечных проб массой 2—3 кг
через каждые 4 ч, при этом куски
шлака размером больше 100 мм
размалывают. Данную пробу после
тщательного перемешивания сокращают
путем квартования и используют для
составляйте лабораторной пробы
в целях определения влажности
шлака.
Взвешивание очаговых остатков
[8] должно производиться в сухом
виде. Однако на практике при отборе
шлака для взвешивания на крупных
котлах он почти всегда увлажнен
(после попадания в залитые водой
шлакоприемные бункера или в связи
с тем, что его необходимо залить
водой по условиям техники
безопасности). Поэтому взвешивание
следует проводить после визуального
видимого стока воды со шлака. Это
же относится к взвешиванию шлака
в мерной емкости.
При вагонеточном удалении
очаговых остатков от котлов с
механическими решетками для слоевого
сжигания масса шлака, провала и
уловленного уноса может быть
непосредственно найдена
взвешиванием на вагонных весах или
перечисленными методами.
Продолжительность опыта по
учету очаговых остатков на пылеуголь-
ных котлах составляет 48 ч при
твердом и 72 ч при жидком шлакоудале-
нии с поддержанием номинальной
нагрузки или близкой к ней (не ниже
0,85 Dhom). Предварительно котел
должен непрерывно проработать не
менее 72 ч и характеризоваться
нормальным топочным режимом с тем,
чтобы избежать искусственного
увеличения сплавления и выхода шлака
или ухудшения его выхода. На
котлах с механическими решетками
опыты по определению количества
очаговых остатков могут быть
совмещены с балансовыми опытами и
совпадать по продолжительности с
последними. Если же
продолжительность их не совпадает, необходимо
точно заметить время между
чистками топки (зольника), за которое
накопился шлак (провал), и проследить
за тем, чтобы режим топки в этот
период не отличался от режимов в
балансовом опыте. При
неоднократной чистке топки количество очаго-
145
вых остатков суммируют,
одновременно суммируют и время их
накопления. Очаговые остатки котлов с
механической решеткой при
невозможности их взвешивания в сухом
виде заливают водой и выдерживают
для ее стока в течение 3—4 ч,
взвешивают и из них производят отбор
пробы на влажность.
Действительное количество
очаговых остатков, кг, по взвешиваемому
количеству влажных остатков
определяют на основе лабораторных
анализов по формуле
G'm = G% т~^°ч , D.17)
где Gom, С/оч — масса соответственно
сухих и увлажненных после заливки
очаговых остатков, кг; Wi4 —
влажность очаговых остатков после их
заливки водой, %.
Доля шлака от золы сожженного
топлива
где бшл — определенное в опыте с
допустимой погрешностью не выше
± 1,5 % количество шлака, кг; Ашл —
зольность шлака, %; В — расход
топлива за опыт, кг; Ad — рабочая
зольность топлива, %.
Учет массы золы из-под
золоуловителя и газоходов при наличии
гидросмыва ведут согласно [94] путем
отбора золоводяной пульпы,
вытекающей из гидрозатвора,
определения ее консистенции и массового
расхода воды, подаваемой на смыв
при сухом золоулавливании или на
орошение мокрого золоуловителя, и
подсчетом по формуле
3=GBnX, D.19)
где 3 — массовый расход золы,
уловленной в золоуловителе, осевшей в
бункере под газоходом, кг/ч; GB.n—
массовый расход воды в золоводяной
146
пульпе, вытекающей из
гидрозатвора, кг/ч; X — консистенция
золоводяной пульпы, кг/кг.
Для нахождения К организуют
отбор через каждые 10 мин точечных
проб пульпы (в течение опыта
продолжительностью 2,5—3 ч) в баки
емкостью 70—80 дм3 с установкой
под каждый гидрозатвор отдельного
бака, взвешенного с точностью
±0,5% и промаркированного.
Отбор проб осуществляют специальным
сосудом вместимостью 3—5 дм3,
захватывающим всю вытекающую из
гидрозатвора струю пульпы без ее
перелива через край сосуда. По
завершении отбора пульпы баки с ней
взвешивают с точностью ±0,5 %,
пульпу отстаивают в течение 8—10 ч,
чистую воду сливают через сифон,
а оставшуюся в баках золу
высушивают и взвешивают с названной
точностью. Консистенция золовой
пульпы
*=£з/(£п-£з), D.20)
где g3 — масса сухой золы,
отделенной от золоводяной пульпы, кг;
gn — масса (нетто) отобранной в
течение опыта золоводяной пульпы, кг.
Массовый расход воды в
золоводяной пульпе, вытекающей из
гидрозатвора мокрого золоуловителя, кг/ч,
GB n=GB зсм + Gb op — AGe, D.21)
где GB3cM — массовый расход воды
на золосмыв (при сухом
золоулавливании) или на промывку
гидрозатвора при мокром золоулавливании,
кг/ч; GBOp — массовый расход воды
на орошение мокрого золоуловителя,
кг/ч; AGB — массовый расход воды,
испарившейся в мокром
золоуловителе, кг/ч:
АГ _ VipPiCr W-Ю-вш (tf-ft) с.
h -Гс ;
D.22)
здесь К/р — объемный расход
дымовых газов перед золоуловителем,
м3/ч, определяемый расчетным путем
по формуле
у, _у„ а'B73+0?) E±р&)
/р ' ее" B73 + 0?) (Б±р'ст) '
D.23)
в которой Or, Ф",— температура, °С;
per, p'ci — статическое давление, ГПа;
а', а" — коэффициент избытка
воздуха соответственно до и за
золоуловителем; Б — барометрическое
давление, ГПа; р/ — плотность
дымовых газов до золоуловителя, кг/м3;
с? — удельная теплоемкость
дымовых газов, равная 1,0467-10~10 МДж/
/ (кг• К); GB — массовый расход воды
на орошение в мокром
золоуловителе, кг/ч; /в, /" — температура воды,
подаваемой на орошение мокрого
золоуловителя, и отработавшей воды
(пульпы), °С; св — удельная
теплоемкость воды, равная 4,1868Х
ХЮ_3 МДж/(кг-К); й„ —
теплосодержание водяного пара при
температуре газов О" после очистки,
МДж/кг, равное 4,1868-10 E95 +
+ 0,470?).
Средняя квадратическая
погрешность определения X по
экспериментальным данным находится в
пределах dz(l —1,5) %, расхода воды в
золоводяной пульпе с учетом
испарившейся в мокром золоуловителе
Глава пятая
Измерения при испытаниях могут
осуществляться различными
методами, выбор которых зависит от
характера измеряемой величины, условий
измерения и необходимой точности.
Основными критериями при выборе
±2,5%, а массы уловленной золы
±C,0-3,5) %.
Количество золы уноса, уходящей
в дымовую трубу, %,
аун=100-(ашл+а?ол + а^), D.24)
где а?ол, азол — доля золы уноса,
удаляемой из бункеров под газоходами
соответственно до золоуловителей
и уловленной в последних.
Для определения массы золы уноса
после золоуловителей отбирают
пробы уноса трубками ВТИ или Альнера
и измеряют диафрагмой их мерного
участка расход отсасываемых
продуктов сгорания, при этом пробо-
отборные трубки ставят в
тарированном сечении. За опыт из каждой
точки отбора отбирается не менее
15 проб золы уноса. Далее все порции
золы объединяют в общую пробу и
взвешивают ее. Масса покидающей
золоуловители золы (уходящей в
дымовую трубу), кг/ч,
GyH=^L_L, D.25)
где 6уН — количество уноса,
отбираемого трубками, кг/ч; / — количество
продуктов горения, отсосанных
трубками, кг/ч; L — количество
уходящих газов перед дымовой трубой,
кг/ч.
средств измерений СИ служат
точность и быстродействие; СИ,
обладающие большой точностью, т. е.
малой относительной погрешностью,
соответствующей этому высокой
чувствительностью, в тяжелых условиях
147
ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К СРЕДСТВАМ ИЗМЕРЕНИЙ
работы могут быстро утратить
стабильность и преждевременно выйти
из строя. Поэтому выбор СИ следует
тщательно увязать с требованиями
точности измерений и характером
проводимых испытаний, не
ужесточая их без необходимости.
Стандартизованные или нестан-
дартизованные СИ [95] можно
использовать по назначению, если
известны их метрологические свойства:
диапазон измерений — область
значений измеряемой величины, для
которой нормированы допускаемые
погрешности;
пределы измерений — наибольшее
и наименьшее значения диапазона
измерений;
цена деления шкалы — разность
значений измеряемой величины
между двумя соседними отметками
шкалы СИ;
рабочие условия применения —
допустимые характеристики
окружающей среды, при которых
метрологические свойства СИ не
меняются;
порог чувствительности —
наименьшее значение измеряемой
величины, способное вызвать изменение
показаний СИ;
класс точности — обобщенная
характеристика, определяемая
пределами допускаемых основных и
дополнительных погрешностей, а также
другими свойствами СИ, влияющими
на точность, значения которых
устанавливаются в стандартах.
Следует иметь в виду, что класс
точности характеризует только
точность СИ, но не является
непосредственным показателем точности
измерений, выполняемых с помощью
этих средств.
Во время испытаний должны применяться
только надежные СИ — прямого действия, они
должны быть тарированы или сравнены с
тарированными (образцовыми) СИ.
Автоматические самопишущие СИ с регистрацией
показаний на диаграммной ленте
(электронные КСП, КСД, КСМ, ЭПП и др.),
многоканальные регистрирующие системы с
унифицированным токовым выходным сигналом
(РУМ, К-200, К-753 и др.) с записью
показаний на перфо- или магнитной ленте или
эксплуатационные
информационно-вычислительные комплексы должны обеспечивать
необходимую стабильность показаний без
периодической или постоянной регулировки и
в любой момент должны быть проверены
во время работы. Особенно необходимо
использование автоматических самопишущих
СИ при большом общем объеме измерений,
а также для получения информации о работе
котельной установки в нестационарных
режимах, например в периоды растопки котла,
при изменении нагрузки и т. п. В этих случаях
визуальное наблюдение и регистрация
вручную показаний СИ уже не дают возможности
правильно определить все условия работы
котельной установки и ее элементов
вследствие субъективного восприятия отдельными*
наблюдателями происходящих процессов,
трудности (а иногда и невозможности)
регистрации большого количества быстро
изменяющихся параметров, сложности
синхронизации записей отдельных наблюдателей
и др. Кроме того, для регистрации вручную
показаний СИ требуется значительное
количество лаборантов-наблюдателей,
использование которых не всегда возможно вследствие
жестких габаритных условий размещения
оборудования и централизации управления
агрегатами.
Применяемые при проведении испытаний
СИ должны:
подбираться таким образом, чтобы
предельные относительные погрешности
результатов испытаний, подсчитанные для
номинального режима, были не более указанных
в табл. 2.1;
соответствовать требованиям
Госстандарта СССР и иметь клеймо и паспорт (аттестат)
или свидетельство о поверке;
проходить периодическую поверку и
клеймение в органах государственной
метрологической службы Госстандарта СССР или
в органах ведомственных метрологических
служб министерств и ведомств в
установленные ими сроки (как правило, через 1—2 года);
поверке подлежат все СИ, находящиеся в
эксплуатации, на хранении (обычно перед
выдачей их в эксплуатацию) и после
ремонта [96];
подвергаться тарировке (градуировке) или
сравнению с контрольными (образцовыми)
приборами непосредственно перед началом
испытания, а также контрольной проверке в
процессе испытания; они должны
подвергнуться повторной поверке после испытания, если
на этом настаивает сдатчик или приемщик
оборудования.
При испытаниях по I классу точности
поверочная тарировка СИ должна проводиться
также после каждой серии испытаний. В
случае значительного расхождения
(превышающего допуск) между первичной и вторичной
тарировками измерения должны считаться
ненадежными, и результаты их могут быть
использованы только для грубой
ориентировки.
При испытаниях по II классу точности
должны максимально использоваться эксплуа-
148
тационные средства измерений (с их
обязательной поверкой до и после испытаний),
за исключением измерения параметров,
характеризующих надежность работы
поверхностей нагрева и экономичность котла:
температуры в топке и продуктов горения,
уходящих из газоходов котла;
параметров пара;
состава продуктов горения за ближайшей
к топке конвективной поверхностью нагрева
(за пароперегревателем, за поворотной
камерой) и в балансовой точке (за
воздухоподогревателем, в нагнетательном патрубке
дымососа);
тонкости пыли;
расхода воздуха на горелки.
Применяемые для испытаний
эксплуатационные (стационарные) приборы должны
быть поверены и определены все их
поправочные и тарировочные коэффициенты. При
этом все неправильно размещенные точки
измерений или отборники импульсов по котлу
должны быть перенесены в места,
обеспечивающие получение представительных
импульсов приемными устройствами.
В зависимости от назначения и
точности различают СИ эталонные,
образцовые и рабочие (технические
и лабораторные). Эталонные и
образцовые СИ служат для'
воспроизведения и хранения единиц измерения,
для проверки и тарировки рабочих
СИ. Лабораторные СИ
предназначены для лабораторных и
экспериментальных работ в
производственных условиях, требующих учета
погрешностей. Технические СИ
используют для эксплуатационных измерений
с точностью, заданной на основании
характеристики СИ. Погрешности
измерения зависят от применяемых
СИ и условий проведения измерений.
Различают погрешности абсолютные
и относительные, приведенные,
систематические, грубые промахи,
случайные (см. § 14.11) [97, 98].
Абсолютной называется
погрешность измерения, выраженная в
единицах измеряемой величины:
Дл: = х—Хист, E.1)
где х — результат измерения; хист —
истинное значение измеряемой
величины.
Вследствие несовершенства
изготовления и градуировки СИ
истинное значение измеряемой величины
остается неизвестным, на, практике
пользуются лишь приближенной
оценкой абсолютной погрешности
измерения
Ах' = х-хЯу E.2)
где хА — действительное значение
измеряемой величины, которое с
погрешностью ее определения
принимают за истинное значение.
Отношение абсолютной
погрешности СИ к действительному значению
измеряемой величины, выраженное
в процентах или долях, называется
относительной погрешностью:
6=^100 или б=—. E.3)
Хл Xjx
За действительное значение
измеряемой величины принимают
показания образцового прибора A-го или
2-го разряда), если его погрешность
в 4—5 раз меньше погрешности
поверяемого. Если же погрешность
образцового прибора только в 2—3
раза меньше погрешности поверяемого,
то за действительное значение
измеряемой величины принимают
показание образцового прибора плюс
поправка по свидетельству на данное
значение.
Так как показания СИ могут
располагаться по всей шкале, то
относительная погрешность показаний
СИ в каждой точке шкалы будет
различной и не может служить
характеристикой его точности. Для
характеристики точности СИ
установлено понятие приведенной
относительной погрешности бпр. Эта
погрешность определяется как отношение
абсолютной погрешности к
нормирующему значению, т. е. к условно
принятому значению /V, которое
может быть равным верхнему пределу
измерений, диапазону измерений,
длине шкалы и др. Приведенную
погрешность выражают в процентах.
Технические СИ имеют класс
точности от 0,5 до 4, переносные
(контрольные) — от 0,2 до 1,
лабораторные — от 0,05 до 0,5. Классы
точности от 0,02 до 0,1 включительно
относятся к образцовым СИ [97].
149
^"ш™"",,,,,*?^^?!1^
I)
35,5Уо
27,5%
Рис. 5.1. Погрешность при считывании показаний прибора для различных типов отсчетных
устройств
Погрешности измерения могут быть
значительно уменьшены или даже
практически исключены введением
поправок к результатам измерений.
Абсолютной поправкой СИ
называется погрешность, взятая с обратным
знаком:
Д= — 6=Хд — х.
E.4)
На погрешность измерения могут
оказывать существенное влияние
температура, атмосферное давление
и влажность окружающей среды.
Для СИ температура окружающей
среды 20 ±5 °С называется
нормальной и учитывается при их
градуировке. Отклонение температуры
окружающей среды от нормальной
вызывает дополнительную погрешность
измерений. Постоянство показаний
прибора оценивается вариацией,
определяемой как наибольшая разность
между результатами измерений
одной и той же величины,
произведенных в одних и тех же условиях.
Погрешности, вызываемые
вариацией, могут значительно
ограничивать полезную область применения
СИ. В образцовых СИ вариация не
должна превышать 0,2 деления
шкалы, а в технических 0,5. Точность
показаний СИ значительно зависит
от его чувствительности:
S = 6n/6A, E.5)
где бп — линейное или угловое
перемещение указателя; бА — число
единиц измеряемой величины,
соответствующих бп.
Достоверность результатов
измерения, получаемых с применением
СИ, %,
6=V3+I£.
E.6)
где £н, £пР — соответственно
погрешности, характеризующие точность
измерения с помощью применяемых СИ
и точность его поверки.
В реальных условиях работы СИ
показатели окружающей среды
отличаются от принятых при тарировке в
части давления, температуры и
влажности, поэтому действительная
точность СИ примерно в 1,3—1,5 раза
меньше допускаемой.
Цифровые отсчетные устройства
(рис. 5.1) позволяют представлять
результат измерения
непосредственно в виде числового значения
измеряемой величины. Это ускоряет
отсчет показаний и резко снижает
число грубых ошибок при считывании,
что делает предпочтительным
применение подобных СИ при
испытаниях.
Глава шестая
ИЗМЕРЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ
6.1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Измерение температуры при
испытаниях котельных установок
осуществляется при помощи
преобразователей термоэлектрических (ПТ),
термопреобразователей
сопротивления (ТС), жидкостных стеклянных
термометров (преимущественно
ртутных) и пирометров излучения. Выбор
СИ температуры производят в
зависимости от объекта измерения,
диапазона измеряемой температуры и
точности измерения. Перечисленные
СИ позволяют измерять температуры
в диапазоне от —200 до 6000 °С.
6.2. ПРЕОБРАЗОВАТЕЛИ
ТЕРМОЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ
Преобразовательная
термоэлектрическая измерительная установка
состоит из первичного ПТ (рис. 6.1),
непосредственно соприкасающегося с
нагретой средой или материалом,
вторичного преобразователя
(потенциометра или милливольтметра),
соединительных линий (удлиняющих
термоэлектродных и медных
проводов), связывающих между собой
первичный и вторичный
преобразователи.
Наибольшими преимуществами ПТ
являются их малые размеры и
связанная с этим незначительная
тепловая инерция. ПТ позволяют измерять
температуру в пределах от —200 до
2500 °С, при этом они дают
возможность определить точечное значение
температуры в месте установки
термочувствительного элемента
(рабочего конца ПТ). Для измерения
температуры при испытаниях должны
применяться ПТ с металлическими
термоэлектродами нормальных
статических характеристик
преобразования, регламентированных [99]
(табл. 6.1, 6.2). Все перечисленные
в табл. 6.1 ПТ достаточно, хорошо
противостоят окислительной
атмосфере, но подвержены вредному
воздействию восстановительной среды и
агрессивных газов. Особенно это
относится к ПТ из платины и родия
(градуировки ПП и ПР). У ПТ
градуировки ПР развиваемая в
диапазоне 0—300 °С термо-ЭДС очень
мала @,033 мВ при 100 °С и 0,178 мВ
при 200 °С), благодаря чему
отпадает необходимость введения
поправок на изменение температуры
свободных концов.
Хромель-алюмелевые ПТ имеют
практически линейную градуировочную
характеристику. К недостаткам этих ПТ следует отнести
повышенную хрупкость при температуре выше
1000 °С и возможность изменения градуиро-
вочной характеристики при длительной работе
F000—8000 ч) в окислительной среде. При
этом наибольшие отклонения наблюдаются в
диапазоне 850—950 °С» Верхний предел при-
Рис. 6.1. Преобразователи
термоэлектрические:
a — с тонкими термоэлектродами; б — с толстыми
термоэлектродами; / — рабочий конец; 2 —
изоляторы (бусы); 3 — термоэлектроды; 4 — головка
с зажимами
151
Таблица 6.1. Основные данные преобразователей термоэлектрических [100, 101]
Наименование
и условное
обозначение ПТ
Диапазон измеряемых
температур, °С, при
применении
длительном
крат-
ковре-
мен-
ном2
Термо-
ЭДС, мВ
(при / =
= 100°С
и /о =
= 0°С3)
Класс
допуска
Допустимое
отклонение
от
стандартного ±А/*\
°С
Диапазон
температур для подсчета
Д/
Хромель-копеле-
вый ХК (L)
Хромель-кон-
стантановый
ХК (Е)
Железо-кон-
стантановый
ЖК (/)
Хромель-алюме-
левый ХА (К)
Платинородий
A0
%)-платиновый ПП (S)
Платинородий
A3
%)-платиновый ПП (R)
Платинородий
C0 %)-платиноро-
диевый F %)
ПР (В)
Вольфрамрений
E %)-вольфрам-
рениевый B0%):
ВР(Л)-1
ВР(Л)-2
ВР(Л)-3
Медь-константа-
новый МК (Т)
-200-I-+600 800 6,842
-200-1- +700 900 6,317
-2004-+700 900 5,268
-200^-+ 1000 1300 4,095
0—1300 1600 0,645
0—1300
1600 0,647
300—1600 1800 0,033
0—2200 2500 1,337
0—1800 1800 1,337
0—800 1800 1,318
-200 ч- +400 400 4,277
2,5
0,7 + 0,005/
2,5
0,0075/
1,5
0,004/
2,5
0,0075/
1,5
0,004/
2,5
0,0075/
1,5
0,004/
1,5
0,0025/
1,0
1,0+0,003 X
Х(/-И00)
4,0
0,005/
0,0025/
От —40 до 300
Свыше 300 до 800
От —40 до 333,4.
Свыше 333,4 до 900
От —40 до 375
Свыше 375 до 800
От —40 от 333,4
Свыше 333,4 до 900
От —40 до 375
Свыше 375 до 750
От —40 до 333,4
Свыше 333,4 до
1350
От —40 до 375
Свыше 375 до 1350
От 0 до 600
Свыше 600 до 1700
ОтОдо 1100
Свыше 1100 до 1600
От 600 до 800
Свыше 800 до 1800
От 600 до 1800
3 0,007/
2 0,005/
2 1,0
0,0075/
1 0,5
0,004/
От 1000 до 2550
От 1000 до 2550
От —40 до 135
Свыше 135 до 400
От —40 до 120
Свыше 125 до 350
1 Подразумевается работа в неагрессивной для данного ПТ среде сроком до 1000 ч при условии
изменения градуировки не более чем на 1,0—1,5°С.
2 Работа в тех же условиях в течение I—2 ч.
3 /, /о — температура соответственно рабочих и свободных концов ПТ.
*4 При расчетах подставляется абсолютное значение температуры без учета ее знака. Пределы
допускаемого отклонения термо-ЭДС ПТ Д£, мВ, определяются из выражения — &E = At (dE/dt)
(где dE/dt — чувствительность ПТ, рассчитанная для измеренного значения температуры / на
основании данных табл. 6.2).
Таблица 6.2. Номинальные статические характеристики преобразования стандартных
преобразователей термоэлектрических при температуре свободных концов 0 °С [100, 101)
Температура рабочих
концов, °С
20
30
40
XK(L)
1,287
1,947
2,619
ХК(£)
1,192
1,801
2,419
Термо-ЭДС, мВ, при градуировке
ЖК(/)
1,019
1,536
2,058
ХА(К)
0,798
1,203
1,611
ПП
(S)
0,113
0,173
0,235
(R)
0,111
0,171
0,232
ПР(В)
-0,003
-0,002
0,000
ВР 5/20
ВР(А)-1
0,246
0,373
0,504
ВР(А)-2
0,241
0,367
0,497
ВР(А)-3
0,240
0,366
0,494
152
Продолжение табл. 6.2
Температура рабочих
концов, °С
100
300
500
700
800
900
1100
1300
1500
1600
1700
1800
хкщ
6,842
22,806
40,299
57,857
66,469
—
—
—
—
—
—
—
ХК(£)
6,317
21,033
36,999
53,11
61,022
68,783
—
—
—
—
—
—
ЖК(У)
5,268
16,325
27,388
39,130
45,498
51,875
—
—
—
—
—
—
Термо-ЭДС, мВ,
ХА(К)
4,095
12,207
20,640
29,128
33,277
37,325
45,108
52,398
—
—
—
—
при градуировке
ПП
E)
0,645
2,323
4,234
6,274
7,345
8,448
10,754
13,155
16,576
16,771
—
—
(R)
0,647
2,400
4,471
6,741
7,949
9,203
11,846
14,624
17,445
18,842
—
—
ПР(Б)
0,033
0,431
1,241
2,430
3,154
3,957
5,777
7,854
10,094
11,257
12,426
13,585
ВР 5/20
ВР(А)-1|ВР(А)-2|ВР(А)-3
1,337
4,512
7,908
41,283
12,933
14,549
17,659
20,584
23,306
24,588
25,816
26,992
1,337
4,570
7,996
11,397
13,063
14,857
17,831
20,769
23,509
24,808
26,052
27,226
1,318
4,469
7,826
11,167
12,805
14,410
17,501
20,401
23,401
24,377
25,601
26,767
менения для этих преобразователей с
термоэлектродами диаметром 2,2 мм составляет
примерно 900 °С, с термоэлектродами диаметром
1,2—1,5 мм — примерно 820—770 °С, а с
термоэлектродами диаметром 0,5—0,7 мм не
превышает 600 °С.
Хромель-копелевые ПТ обладают
наибольшим коэффициентом преобразования из всех
стандартных ПТ (около 70—90 мкВ/°С),
но жаростойкость их невелика. Верхний
предел применения этих ПТ с термоэлектродами
диаметром 0,9—1,1 мм составляет 550 °С,
а с диаметром термоэлектродов 0,35—
0,50 мм — не более 400 °С.
Вольфрамрений E %)-вольфрамрениевые
B0 %) ПТ стандартизованы и предназначены
для длительного измерения температур до
2500 °С в различных рабочих средах
(нейтральных, восстановительных и кратковременно
в окислительных). Они выпускаются
промышленностью в трех модификациях: ВР(А)-1
на диапазон измерения 0—2500 °С, ВР(А)-2
и ВР(А)-3 на диапазон 0—1800 °С. Эти ПТ
имеют достаточно стабильные градуировоч-
ные характеристики и отвечают требованиям
воспроизводимости. Опыт применения
вольфрамрений E %)-вольфрамрениевых B0%)
ПТ с защитными чехлами из
газонепроницаемых материалов в условиях
кратковременной или длительной их работы в
окислительной газовой среде в практике
промышленных испытаний пока недостаточен, в связи
с чем при применении указанных ПТ
наиболее ответственные измерения (например,
температуры продуктов сгорания в
горизонтальном газоходе до и за пароперегревателем
или в опускной шахте и др.) желательно
дублировать, по крайней мере, в период
накопления опыта работы с этими ПТ.
Хромель-константановые ПТ достаточно
устойчиво работают как в окислительной, так
и в восстановительной средах, не
корродируют при температуре до 10 °С. Железо-кон -
стантановые ПТ быстро окисляются. Они
могут быть применены в окислительной и
восстановительных средах кратковременно
при температуре до 900 °С.
Кабельные ПТ (табл. 6.3) [101] с
магнезиальной изоляцией термоэлектродов в
общей гибкой жаропрочной оболочке из
нержавеющей стали AХ18Н9Т, 15Х1М1Ф,
12Х18Н10Т) используют при испытаниях в
основном для контроля температуры пара
и металла труб обогреваемых поверхностей,
находящихся в топке и газоходах котла.
Кабельные ПТ изготавливаются в одно- и
многозонном исполнении в трех модификациях
(табл. 6.3): I — круглые с изолированным
и неизолированным рабочим спаем (рис. 6.2);
II — круглые с утоненным рабочим участком
(диаметром 0,5—1,5 мм) и с изолированным
спаем, III — с плоским рабочим участком
толщиной 0,3—0,8 мм и шириной 1,15—2 мм.
Существенным преимуществом ПТ кабельного
типа является повышенная стойкость к
тепловым ударам, вибрации и механическим
нагрузкам.
Для защиты электродов ПТ
применяют чехлы, открытые со стороны
рабочего конца (горячий спай) в
целях уменьшения тепловой инерции
приборов. В качестве материалов для
изоляции электродов ПТ при
измерении температуры в пределах 100—
1300 °С применяют фарфоровые или
шамотные бусы (одно- и двухка-
нальные), магнезитовые трубочки,
кремнеземистую ленту КЛ-11 и
стержневой поролон. Для невысоких
температур (до 150 °С) изоляцией
может служить асбестовый шнур, лак,
шелк, хлопчатобумажная пряжа и
153
Таблица 6.3. Основные характеристики кабельных термоэлектрических преобразователей
Исполнение
Однозонное
Параметр
Модификация
I I | II
Наружный диаметр кабеля, мм 1,0 1,5 3,0 4,0 4,6 5,0 6,0 1,0 1,5 3,0
Толщина оболочки кабеля, мм 0,15 0,25 0,35 0,35 0,35 0,62 0,75 0,075 0,12 0,075 0,12 0,15 0,075 0,12 0,15 0,25
Диаметр термоэлектродов, мм 0,20 0,27 0,65 I 0,85 0,75 0,90 1,08 0,093 0,14 0,043 0,14 0,20 0,093 0,14 0,20 0,27
Число и сечение термоэлектро- 2X0,03 2X0,06 2X0,3 2X0,5 4X0,44 2X0,6 2X0,9 — —
дов, мм2
Длина ПТ, м: | 10 | 50 | 25 | 30 | 20 | 10 | 50
утоненного участка — 2 2
плоского участка — — —
Число рабочих спаев — — —
Расстояние между спаями, мм — — —
Количество выводов:
хромель — — —
алюмель или копель — — —
Показатель тепловой инерции, с 0,5 1,5 2>5 4>° 5>° 6»° 8»° °»3 К5 °>3 °»5 °>5 °>3 °>5 °>5 1.5
Диапазон длительного
применения °С:
ХА -50ч-+650 —504-+900 -50ч-+650 -50ч- +650
ХК . -50ч-+400 -504- +600 -50Ч-+400 _50ч-+400
Срок службы, лет | 2 | 3 | 5 I 1 2 | 1 2
Исполнение
Однозонное Многозонное
Параметр —
Модификация
[ III* | I I II
Наружный диаметр кабеля, мм 1,0 1,5 3,0 6,0
Толщина оболочки кабеля, мм 0,05 0,09 0,16 0,05 0,09 0,16 0>35 °'75
Диаметр термоэлектродов, мм — — — — — — 0,40 0,80
Число и сечение термоэлектро- 0,06X0,37 0,09X0,25 0,17X0,20 0,05X0,5 0,1X0,4 0,14X0,35 4X0,125 6X0,502
дов, мм2
Длина ПТ, м: 10 I 25 | 25
утоненного участка — — | —
плоского участка 0,01—0,1 — —
Число рабочих спаев — 3 5
Расстояние между спаями, мм — 1000 или 1500 1000 или 1500
Количество выводов:
хромель — 3 5
алюмель или копель — 1 1
Показатель тепловой инерции, с 0,3 0,3 0,5 0,3 0,03 0,5 2,5 8,0
Диапазон длительного
применения, °С:
ХА -50ч-+450 -50ч-+900 -50ч-+900
ХК —50-г- +400 -50ч-+600 -50ч-+600
Срок службы, лет 1 | 3 | 5
* Сечение термоэлектродов для модификации III — в мм.
Рис. 6.2. Преобразователи
термоэлектрические кабельного типа:
а — с изолированными спаями; б — с
неизолированными спаями
т. п. При применении асбестовой
изоляции следует учитывать, что она
обладает небольшой механической
прочностью и при попадании на нее
влаги может привести к короткому
замыканию термоэлектродов и
появлению паразитной
электролитической ЭДС.
Выбор типа ПТ для испытаний
определяется верхним пределом
измерения. Если для данного
диапазона измерения применимы несколько
типов ПТ, то предпочтение отдается
тому, который развивает в этом
диапазоне наибольшую термо-ЭДС.
ПТ могут применяться как
заводского изготовления, так и
изготовленные в наладочных
(исследовательских) организациях. При
использовании последних необходимо
считаться с погрешностями, которые
могут возникать из-за
негомогенности и нестабильности материалов
термоэлектродов [102, 103]. Кроме
того, в этих случаях необходимо
соблюдать следующие основные
условия.
1. Каждому классу
положительных термоэлектродов должен
соответствовать тот же класс
отрицательных. Номер класса указывается
заводом-изготовителем на бирке к
каждой бухте термоэлектродов и в
техническом паспорте. Существует
четыре класса термоэлектродов. В
пределах каждого класса отклонение
термо-ЭДС не должнб превышать
±0,15 мВ, а между отдельными
классами ±0,50 мВ.
2. Для обеспечения постоянства
характеристик ПТ необходимо:
термоэлектродную проволоку
подвергнуть «старению», для чего ее
следует нагреть электрическим током до
верхнего температурного предела
градуировки и выдержать при этой
температуре не менее 1 ч;
проверить термоэлектродную
проволоку на однородность состава по
методу Кульбуша путем
сопоставления проверяемого и образцового ПТ
(рис. 6.3), для чего в лабораторной
трубчатой печи поддерживают
постоянную температуру,
соответствующую рабочим условиям
измерения, которую контролируют
образцовым ПТ (обычно градуировки
ПП), соединенным с переносным
(контрольным) потенциометром.
3. Рабочий конец ПТ
изготавливают пайкой (для термоэлектродов
диаметром меньше 0,6 мм) или
сваркой. Сварку ведут электрической
дугой встык или с предварительным
скручиванием концов ПТ (число
витков в скрутке должно быть не более
1—3, общая длина скрутки — не
более 12 мм, диаметр рабочего спая
для температур до 550 °С — не более
1 мм, до 700 °С — не более 1,5—
1,8 мм и до 1000 °С — не более
2—2,7 мм). Термоэлектроды из
благородных металлов сваривают без
применения флюса, остальные — под
слоем флюса (буры) с присыпкой
кварцевым песком.
Для изготовления ПТ необходимо
применять термоэлектродную
проволоку следующих диаметров [102],
мм:
из платинородия и платины —
0,35—0,5;
из хромеля, алюмеля и копеля —
0,7; 1,2; 1,5; 2,2;
из меди, железа и константана —
1,2; 1,5; 2,2.
Применение проволоки диаметром
меньше указанных нежелательно по
условиям механической прочности
термоэлектродов, а больше
указанных недопустимо из-за значительной
утечки теплоты по термоэлектродам
от рабочего конца и увеличения
тепловой инерции ПТ.
Основным недостатком ПТ являет -
156
-22 О В
И
^ 7
-*■ з-
77777777777777777
1^1
Рис. 6.3. Схема установки для проверки однородности термоэлектродов:
/ — связка термоэлектродной проволоки; 2 — нулевой гальванометр, 3 — проверяемый ТП; 4 —
электрическая трубчатая печь, 5 — рабочий конец термоэлектрода; 6 — реостаты; 7 — образцовый ПТ, 8 —
потенциометр
ся сравнительно небольшая тер-
мо-ЭДС, создаваемая ими, особенно
в диапазоне 0—150°С. Ввиду этого
для увеличения точности измерения
невысоких температур или
небольших их разностей применяют
термобатареи и дифференциальные ПТ.
У термобатареи (рис. 6.4, а) рабочие
и свободные концы располагают
соответственно в зонах одинаковых
температур. Термо-ЭДС,
развиваемая термобатареей,
пропорциональна числу последовательно
соединенных ПТ, однако, поскольку
сопротивления отдельных ПТ не всегда
точно равны между собой,
термобатарею перед установкой
необходимо градуировать.
Дифференциальный ПТ (рис. 6.4,6), у которого
оба конца являются рабочими,
применяют для измерения разности
температур между двумя точками.
При необходимости измерить
среднюю температуру в нескольких
точках одновременно применяют
параллельное (антенное), соединение
нескольких ПТ (см. рис. 6.13).
Для измерения температуры воды,
пара, продуктов горения и воздуха
промышленностью серийно
выпускаются ПТ нескольких
разновидностей по длине рабочей части (от
80 до 3200 мм) одинарных или
двойных с защитными чехлами или без
них. Двойные ПТ имеют две
отдельные пары зажимов в головке.
Двойные ПТ предназначены для работы
с двумя вторичными
преобразователями, один из которых,
присоединенный к показывающему вторичному
*/<
*,<_
1
к
\
\
2
л
3 4, 5,
\
1Л-
В)
Рис. 6.4. Преобразователи
термоэлектрические специальные:
а — термобатарея; б — дифференциальный ПТ:
/ — ПТ, 2 — удлиняющие термоэлектродные
провода; 3 — свободные концы; 4 — соединительные
медные провода; 5 — подгоночное сопротивление,
6 — вторичный преобразователь (потенциометр)
157
прибору, может использоваться для
контроля ПТ, подсоединенного к
регистрирующему прибору. Типы
стандартных ПТ подбирают по заводским
каталогам или по номенклатуре
изделий основного производства, в
которых указываются их серии
(обозначение варианта), определяющие
размеры, тип чехла и материал.
Серийные ПТ предназначены в
основном для контроля температур в
эксплуатации и могут быть
рекомендованы в зависимости от инерционности
(от 10 до 120 с) для применения,
исходя из задач испытаний.
6.3. СОЕДИНИТЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ
И ТЕРМОСТАТИРОВАНИЕ
СВОБОДНЫХ КОНЦОВ
ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЕЙ
ТЕРМОЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
Правильные показания ПТ обеспечиваются
лишь в том случае, когда температура
свободных концов равна значению, при
котором производилась его градуировка (обычно
0°С). Если свободные концы имеют
температуру выше градуировочной, то вторичный
электроизмерительный прибор будет давать
заниженные показания, а ниже
градуировочной — завышенные. В этих случаях к
показанию ПТ необходимо вводить поправку на
изменение температуры свободных концов ПТ.
Для удобства введения указанной поправки
температуру свободных концов при измерении
необходимо поддерживать по возможности
постоянной. Это условие трудно выполнить, если
свободные концы будут находиться около
места установки ПТ (на зажимах его головки),
в связи с чем при помощи специального
удлиняющего термоэлектродного провода
их переносят в место с более низкой
постоянной температурой — из точки А в точку Б
(рис. 6.5). Удлиняющий термоэлектродный
провод изготовляется из тех же материалов,
что и термоэлектроды ПТ, или из материалов,
близких к ним по своим термоэлектрическим
свойствам (табл. 6.4), и выпускается в двух
модификациях по функциональному
исполнению — с экранной защитой и без нее. Для
измерения применяют удлиняющие
термоэлектродные провода в одно- и многожильном
исполнении с различного рода изоляциями
и внешним покрытием (или оболочкой).
Термоэлектрические свойства ПТ и
удлиняющих термоэлектродных проводов
примерно соответствуют друг другу в диапазоне
0—150°С, поэтому при равенстве температур
в местах соединения электродов ПТ с
удлиняющим термоэлектродным проводом, т. е. на
его зажимах, не возникает паразитная тер-
мо-ЭДС. Присоединение жил
термоэлектродного провода к ПТ должно производиться
в соответствии с их полярностью, иначе
возникает значительная погрешность измерения.
Для определения полярности жил
термоэлектродных проводов оплетка их имеет
различную опознавательную расцветку (табл. 6.4).
Удлиняющие термоэлектродные провода
должны быть снабжены аттестатами, в которых
приводятся градуировочные данные до 200 °С.
Расхождения в значениях термо-ЭДС,
создаваемых при одинаковых условиях
термоэлектродным проводом и ПТ, не должны
превышать ±0,2 %. Удлиняющие термоэлектродные
К Вторичному •
прибору
■3*t+ у/ ц
Рис. 6.5. Схема общего термостатиро-
вания свободных концов однородных
ПТ и прямого соединения ПТ
удлиняющими термоэлектродными проводами
с переключателем:
/ — ПТ; 2 — удлиняющий юрмоэлектрод-
ный провод; 3 — панель зажимов; 4 —
переключатель; 5 — соединительные
провода; 6 — термостат; 7 — встречный ПТ; 8 —
термометр
158
Таблица 6.4. Характеристика удлиняющих термоэлектродных проводов
Наименование ПТ
Платиноро-
дий-плати-
новый
(ПП-1)
Хромель-
алюмелевый
(ХА)
Хромель-
алюмелевый
(ХА)
Хромель-ко-
п елевый
(ХК)
Железо-ко-
п елевый
(ЖК)
Вольфрам-
рений E%)-
вольфрам-
рениевый
B0%)
Удлиняющий термоэлектродный провод
Марка
пкв, пкв-i
пктв,пктв-1,
пквп
ПКВ, ПКВ-1
пктв, пктв-i
пквп
ПКЛ или
пксл
ПКЛЭ или
пкслэ
пкл-пксл,
ПКЛЭ или
пкслэ
ПКВ, ПКВ-1
пктв, пктв-i
пквп
ПКЛ или
пксл
—
пкгв,
пкгвэв
Обозначение
п
м
ХА
хк
ЖК
м-мн
Материал
провода
(расцветка)
Медь-сплав
ТП
ная—зеленая)
Медь-константан
(красная—
коричневая)
Хромель-
алюмель
вая—черная)
Хромель-
копель
(фиолетовая—
желтая)
Железо-ко-
пель
лая—желтая)
Медь-мед-
но-никеле-
вый сплав
(красная —
синяя или
розовая —
голубая)
Номинальное
сечение,
мм2
2,5
1,0; 1,5;
1,8; 2,5
1,0
2,5
1,0; 1,5;
1,8; 2,5
1,0
1,5; 1,8;
2,5
1,5; 2,5
1,0; 1,5;
2,5
2,5
1,0; 1,5;
1,8; 2,5
1,0
1,5; 1,8;
2,5; 1,5;
2,5
1,0; 1,5;
2,5
1.0; 1,5;
1,8
Термо-ЭДС
проводов в
паре между
собой при
/=100°Си
/о = 0°С, мВ
0,64 ±0,03
4,10±0,15
4,10±0,15
6,88 ±0,20
5,75 ±0,25
1,40 ±0,03
Сопротивление
провода, Ом/м, при
сечениях F„p, ММ2
1,0 1,5
_
0,05
0,05
—
0,52
0,52
—
—
0,92
—
1,15
1,15
—
—
0,61
—
_
0,03
—
—
0,35
—
0,35
0,35
0,63
—
0,77
—
0,77
0,77
0,41
—
2,5
0,02
0,02
—
0,21
0,21
—
0,21
0,21
0,38
0,46
0,46
—
0,46
0,46
0,24
—
Примечания: 1. Провода ПКВ, ПКТВ, ПКВП применяют для прокладки при температуре до
65 °С, а провода ПКЛ, ПКЛЭ, ПКСЛЭ — до 120 °С.
2. Для проводов некоторых марок расцвечивается только один из них.
провода не должны нигде касаться горячих
поверхностей, иметь петли и подвергаться
электромагнитному воздействию (последнее
особенно важно при схемах с электронными
потенциометрами).
Постоянство температуры свободных
концов ЛТ достигается помещением их в
термостаты — стеклянные сосуды с двойными
стенками (сосуды Дьюара), заполненные тающим
льдом, металлические сосуды (коллекторы)
с гильзами, охлаждаемыми проточной водой,
и массивные чугунные коробки, наполненные
смесью сухих изоляционных материалов (чат-
тертоном и др.). В двух последних температура
свободных концов поддерживается
постоянной, но не равной 0 °С. Для измерения
температуры свободных концов применяют
ртутные лабораторные термометры с ценой
деления не более 0,5 °С. Термостатирование
осуществляют следующим образом: каждый
свободный конец ПТ с соединительным
проводом помещают в пробирку, наполненную
обезвоженным трансформаторным маслом,
и погружают в термостат. Пробирки в
термостате не должны касаться его дна и стенок.
Существует несколько схем организации тер-
мостатирования свободных концов ПТ при
применении переносных вторичных
преобразователей (электроизмерительных СИ).
Наиболее предпочтительной из них является схема
общего термостатирования группы
однородных ПТ с помощью погруженного в термостат
159
Рис. 6.6. Схема группового термостатиро-
вания с выносом свободных концов в зону
постоянных температур:
9 — вторичный прибор; 10 — сосуд с маслом;
остальные обозначения см. на рис. 6.5
дополнительного ПТ, включенного навстречу
основным (см. рис. 6.5). При наличии
удлиняющих термоэлектродных проводов от ПТ к
переключателю применяется схема с
дополнительным встречно включенным ПТ,
погруженным в сосуд с обезвоженным
трансформаторным маслом (рис. 6.6). Эта схема
обеспечивает правильное измерение температуры
свободных концов ПТ, которая вследствие
малой теплопроводности масла
поддерживается стабильной.
Вместо термостатирования свободных
концов ПТ в схемах с переносными СИ
применяется также автоматическая компенсация
изменения их температуры с использованием
мостовой схемы КТ (рис. 6.7).
По этой схеме ПТ включают
последовательно с неуравновешенным мостом, три плеча
которого выполнены из манганина (Rit R2
и #з), а четвертое — из меди (Ra)- Питание
моста осуществляется напряжением D ±0,2) В
от стабилизированного источника питания 3.
Добавочное сопротивление Rg (из манганина)
служит для подгонки напряжения,
подаваемого на мост, до нужного значения. При
постоянном напряжении источника питания
изменением сопротивления Ra можно
настраивать мост для работы с ПТ различных
градуировок. При температуре окружающего
воздуха 20 °С мост находится в состоянии
равновесия и разность потенциалов между
его вершинами а и b отсутствует. С изменением
температуры окружающей среды равновесие
моста нарушается и между вершинами а и b
появляется разность потенциалов.
Одновременно с этим изменяется и развиваемая
ПТ термо-ЭДС, так как свободные концы
его находятся на зажимах неуравновешенного
моста. Сопротивления плеч моста подбирают
таким образом, чтобы возникающая в его
диагонали разность потенциалов была равна
изменению термо-ЭДС ПТ, но имела
противоположное с ней направление. Вследствие этого
показания ПТ будут определяться только
температурой его рабочего конца.
Погрешность компенсации не превышает
0,04 мВ на каждые 10 °С отклонения
температуры свободных концов ПТ от номинальной
температуры 20 °С. Вносимое
компенсационным мостом в цепь ПТ сопротивление
составляет около 1 Ом. Во избежание
взаимного влияния групп ПТ мостовые схемы типа
КТ нельзя объединять общими линиями с
источниками питания. Работа их допускается
при температурах не выше 50 °С.
6.4. ПЕРЕКЛЮЧАТЕЛИ
ДЛЯ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЕЙ
ТЕРМОЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
Переключатели для ПТ должны быть по
возможности двухполюсными — пружинными;
применение штепсельных переключателей
допускается лишь при наличии у них ртутных
контактов. Использование однополюсных
переключателей нежелательно из-за возможного
контакта между цепями отдельных ПТ,
приводящего к искажению результатов
измерений. От каждого ПТ к переключателю должны
идти два провода. Подключение нескольких
Рис. 6.7. Электрическая
схема автоматической ком-
. пенсации температуры
свободных концов ПТ:
/ — ПТ; 2 — удлиняющий
термоэлектродный провод;
3 — источник питания; 4 —
компенсационная коробка;
5 — потенциометр
Рис. 6.5. Щеточно-пружинный ПМТ с
коробкой:
/ — переключатель; 2 — зажимы для
присоединения вторичного прибора; 3 — коробка; 4 —
зажимы для соединения с ПТ
ПТ к одному проводу (в целях экономии
провода) не допускается.
Наиболее часто применяются
малогабаритные щеточно-пружинные переключатели ПМТ.
Провода, идущие от ПТ, подсоединяют к
переключателю ПМТ через штепсельный разъем,
к штырям которого они припаиваются.
Штепсельный разъем может быть прямым
или угловым. Для удобства измерений при
испытании целесообразно снять входной
штепсельный разъем и закрепить
переключатель в специальной коробке с винтовыми
зажимами (рис. 6.8).
Таблица 6.5. Технические
переключателей ПМТ
характеристики
Условное
обозначение
модификации
Максимальное
количество
ключаемых ПТ,
шт.
Количество
контактов
переключателя,
шт.
Количество
задействованных
штырей
штепсельного
разъема, шт.
ПМТ-4УЗ
ПМТ-6УЗ
ПМТ-8УЗ
ПМТ-12УЗ
ПМТ-20УЗ
4
6
8
12
20
12
16
20
28
44
12
16
20
28
44
Переключатели ПМТ (табл. 6.5)
рассчитаны на рабочее напряжение 24 В и
максимальный ток 0,15 А. На каждом контакте
они обеспечивают не менее 20 000 включений.
Переходное сопротивление контактов не
превышает 0,01 Ом. Для обеспечения надежной
работы переключателей необходимо:
перед установкой проверить каждую пару
зажимов на отсутствие обрыва в их цепях;
периодически, не реже чем через 40—60 ч
их работы, обдувать контактные
поверхности воздухом или протирать их чистой
тканью, а также шлифовать контакты и
щетки протирочной пастой.
6.5. СРЕДСТВА И МЕТОДЫ
ИЗМЕРЕНИЯ ТЕРМО-ЭДС
Для измерения термо-ЭДС,
развиваемых ПТ, применяют следующие
вторичные преобразователи:
автоматические электронные потенциометры
КСП, ЭПП-09 и ПС-1 (выпуск
последних двух прекращен);
переносные потенциометры постоянного тока
ПП-63, ПП-2, ПП-1 (сняты с
производства, но еще имеются в
эксплуатации) иР4833; многоканальные
регистрирующие системы РУМ,
Р-200, К-753 и переносные
магнитоэлектрические милливольтметры
МПП-054 (сняты с производства,
выпускаются только стационарные
щитовые приборы М-64, МВР-б и
др.). Переносные технические и
лабораторные потенциометры
выпускаются трех классов. Потенциометры
1-го и 2-го классов снабжены
свидетельством, в котором указаны их
погрешности; они используются в
качестве образцовых, а также для
точных измерений при проведении
испытаний. Потенциометры 3-го
класса (типа ПП) используются при
измерениях, не требующих высокой
точности.
Наибольшее распространение в
практике испытаний получили
автоматические электронные одно- и
многоточечные потенциометры КСП,
ЭПП-09, ПС1 без нормального
элемента и со стабилизированным
источником питания ИПС-148П или
ИПС-4, обеспечивающим
постоянство тока с погрешностью не более
±0,02 % (табл. 6.6). Многоточечные
6 В. И. Трембовля и др.
161
Таблица 6.6. Основные технические данные автоматических электронных потенциометров и
уравновешенных мостов
Показатель
Тип потенциометра, уравновешенного моста
С линейным реохордом
КСП-4, КСМ-4
КСП-2, КСМ-2
С нелинейным реохордом
ЭПП-09, ЭМП-209
ПС1, МС1
Основная погрешность
от диапазона
измерения, %:
показаний
записи
Количество точек
измерения
Длина шкалы и ширина
диаграммной ленты, мм
Время прохождения
указателем всей шкалы, с
Скорость продвижения
диаграммной ленты (одна
из ряда скоростей), мм/ч:
у одноточечных
приборов
у многоточечных
приборов
±0,25 и ±0,5 ±0,5
±0,5 ±1
1; 3; били 12* 1; 3; били 12*
250
160
±0,5 ±0,5
±0,5 ±1
1; 3; 6; 12 и 24 1; 2; 3; 6 или
12*
275 160
Не более 2; 5 Не более 2; 5
или 10* или 10*
1-й ряд —20, 20,40,60, 120,
60, 240, 720, 240, 600, 1200,
1800, 5400 1400
2-й ряд —200,
600, 2400, 7200,
1; 2; 5; 8
60—9600
2; 5 или 8*
20—720
18 000, 54 000
60, 180, 600,
1800,2400, 7200
Погрешность скорости ±0,5
продвижения
диаграммной ленты от заданной
скорости, %
Цикл печати, с
Питание прибора от
сети переменного тока:
напряжение, В
частота, Гц
Потребляемая
мощность, В«А
Температура
окружающего воздуха, °С
Относительная
влажность воздуха у прибора,
о/
/о
20, 40, 60, 120,
240, 360, 600,
1200, 2400
±0,5
60—1440 (при 20, 40, 60, 120,
прохождении ука- 240 и 360
зателем шкалы
2,5 с); 60—2160
(то же для 8 с)
±0,5 ±0,5
1; 4; 12
220
50
55
5—50
30—80
3 или 9*
220
50
Не более 30
5—50
30—80
0,75; 1,5; 3 (для
быстродействующих приборов);
0,75—20 (для
многоточечных
приборов)
220
50
130
0—50
30—80
3,2—12,8
127 или 220*
50
60
0—50
30—80
Выпускается по индивидуальным заказам.
потенциометры рассчитаны на работу
с датчиками одной градуировки и
одного предела измерений. Одним из
основных достоинств этих
потенциометров является наличие
автоматической компенсации изменения
температуры свободных концов ПТ,
осуществляемой посредством введения в
схему прибора специального
компенсирующего медного или никелевого
резистора.
В потенциометре КСП имеется воз-
162
можность регулирования и
ограничения рабочего тока в
компенсационной цепи, для чего последовательно
с источником питания в диагональ
моста ВД включены два резистора.
Рабочий ток в измерительной схеме
контролируется без отключения
источника питания через каждые 2500 ч
работы. Для этого к зажимам
маркировки на приборы подключают
контрольный потенциометр, с
помощью которого определяют падение
напряжения в компенсационной цепи.
Запись показаний в многоточечных
потенциометрах ЭПП-09 производится с
постоянным или переменным циклом (с
интервалом времени между отпечатками на диаграмме
двух следующих друг за другом точек
измерения). Изменение скорости движения
диаграммы и продолжительности цикла записи
достигается сменой шестерен редуктора,
подбираемых по таблице, указанной на его
щитке.
Скорость движения ленточной диаграммы
потенциометра, мм/ч,
где / — расстояние между двумя смежными
отпечатками (точками) на диаграмме, мм;
т — длительность цикла записи, с; п —
количество измерений.
Малогабаритный потенциометр ПС1
практически не отличается от ЭПП-09.
Все перечисленные потенциометры
обладают высокой чувствительностью, отзываясь
на изменение измеряемой температуры в
пределах 0,1—0,2 % диапазона шкалы.
Изменение этой температуры на ±10°С вызывает
дополнительную температурную погрешность,
не превышающую ±0,2 °С. При изменении
напряжения питания на ±10% и частоты
на ±5 % номинального значения погрешность
потенциометров не превышает основной
допустимой погрешности.
Шкалы потенциометров зависят от
градуировки ПТ, с которыми они должны
работать. Подбором сопротивлений (плеч)
мостовой схемы потенциометров можно изменять
диапазоны шкал.
При установке и эксплуатации
электронных потенциометров необходимо соблюдать
следующие правила:
потенциометр должен быть защищен от
влияния внешних электромагнитных полей
прокладкой удлиняющих термоэлектронных
проводов ПТ вдали от электрической силовой
линии (не менее 3 м);
корпус потенциометра и экраны
удлиняющих термоэлектродных проводов должны быть
надежно заземлены (в качестве линии
заземления нейтралью трехфазной сети
пользоваться нельзя);
сопротивление удлиняющих
термоэлектродных проводов от ПТ до потенциометра не
должно превышать 200 Ом для КСП и
100 Ом для ЭПП;
питание потенциометра во избежание
колебаний напряжения должно производиться не
от общей силовой линии предприятий, а от
специальной линии, предназначенной для
питания СИ;
электронные лампы прибора должны быть
проверены по значению анодного тока.
После установки и поверки электронных
потенциометров и подключения к ним
удлиняющих термоэлектродных проводов (с
соблюдением полярности) и силовой линии
необходимо;
установить требуемую скорость движения
ленточной диаграммы и циклов печатания для
КСП, как указано в прилагаемой к прибору
заводской инструкции, а для ЭПП и ПС1 —
при помощи сменных зубчатых колес
редуктора, пользуясь таблицей, указанной на его
щитке;
у КСП вручную установить его указатель
на начальную отметку шкалы;
включить потенциометр в сеть и прогреть
его в течение 15—20 мин до начала испытания;
проверить рабочее значение силы тока
нажатием кнопки переключателя «контроль»;
указатель прибора должен остановиться на
контрольной точке (обычно посередине
шкалы). Если он на этой точке не остановился,
а продолжает двигаться к концу шкалы,
кнопку нужно отпустить и после возвращения
указателя в исходное положение нажать ее
повторно. Если указатель вновь будет
двигаться к концу шкалы, прибор надо сменить;
проверить качество записи показаний
прибора. В потенциометрах КСП, ЭПП-09 и ПС1
проверить четкость наносимых на диаграмму
точек, цифр и линии записи.
К потенциометрам,
обеспечивающим бесконтактную безреохордную
компенсацию термо-ЭДС, относятся
автокомпенсатор АК или безреохорд-
ный потенциометр со струнным
преобразователем (рис. 6.9), в которых
измеряемая ПТ термо-ЭДС Е. Без-
реохордный потенциометр имеет
внутреннее сопротивление г,-,
уравновешивается падением напряжения UK
на сопротивлении обратной связи
/?0 с током /Вых, служащим мерой
измеряемой термо-ЭДС. Для
компенсации температуры свободных
концов ПТ предусмотрен специальный
компенсирующий мост,
уравновешенный при 0 °С. Так как медные
сопротивления этого моста располагаются
6*
163
Рис. 6.9. Схема автоматического безреохорд-
ного потенциометра
в месте свободных концов ПТ, то
при изменении их температуры во
входной контур прибора подается
термо-ЭДС, компенсирующая
влияния этого изменения. Безреохордные
потенциометры, так же как и другие
автоматические потенциометры,
выпускаются для всех градуировок с
большим числом вариантов шкал.
Класс точности этих потенциометров
0,5 и 1,0.
В переносных потенциометрах типа
ПП компенсация термо-ЭДС
осуществляется вручную. Поэтому их
применяют в тех случаях, когда
допускаются не слишком короткие
интервалы между отдельными
измерениями (не менее 15—20 мин).
Потенциометр ПП-63 имеет три предела
измерений: 0—25, 0—50 и 0—100 мВ.
Основная погрешность его показаний
для первого предела измерений не
превышает ±0,025 %, а для второго
и третьего ±0,05 % верхнего
предела измерений. Электрические схемы
потенциометров ПП-1 и ПП-2
различаются лишь тем, что последний
имеет не один, а два переключателя,
а также две кнопки для замыкания
цепи источника питания и нулевого
гальванометра. Эти потенциометры
позволяют измерять термо-ЭДС в
диапазоне 0—71 мВ и имеют
основную допустимую погрешность,
равную ±0,25 % верхнего предела
шкалы. Подробные схемы, порядок
подготовки потенциометров к работе
приведены на внутренней стороне их
крышек. При проведении ряда
последовательных измерений термо-ЭДС
следует периодически проверять
значение рабочего тока потенциометра.
Во избежание выхода из строя нор-
164
мального элемента температура
потенциометра должна быть не выше
35 и не ниже 5 °С.
Основным недостатком переносных
потенциометров является
зависимость их чувствительности от
сопротивления внешней цепи: например
при сопротивлении соединительных
проводов 20, 50 и 100 Ом
чувствительность потенциометров
соответственно составляет 0,02; 0,05 и
0,1 мВ. При измерении температур
хромель-алюмелевым ПТ снижение
чувствительности прибора до 0,1 мВ
вызовет погрешность измерения
температуры в пределах 2—3 °С.
Переносные магнитоэлектрические
милливольтметры МПП-054
обладают основной погрешностью ±5 %.
При отклонении температуры
окружающей среды на ±10°С от 20 °С
появляется дополнительная
погрешность ±0,25 %, вызванная
изменением сопротивления внешней цепи.
Милливольтметры имеют двойную
шкалу, градуированную в градусах
Цельсия и в милливольтах. Из-за
невысокой точности измерения эти
милливольтметры не могут быть
использованы при испытании котлов,
их предпочтительно использовать
лишь для контроля правильности
полярности подключения ПТ и
удлиняющих термоэлектродных проводов.
6.6. УСТАНОВКА
ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЕЙ
ТЕРМОЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
Перед установкой ПТ на рабочее
место необходимо милливольтметром
проверить его исправность [при
подогреве рабочего конца (спая)
стрелка милливольтметра должна
отклониться в сторону]. Следует
проверить качество изоляции
термоэлектродов ПТ. После проверки
записывают номера ПТ в специальном
журнале в соответствии с выбранными
пунктами измерения и наносят
обозначения точек измерения на
переключателе. На концы проводов
следует прикрепить опознавательные
бирки. При прокладке соединитель-
ных линий (удлиняющих
термоэлектродных и медных проводов) от ПТ
к вторичным измерительным
приборам в дополнение к общим указаниям
по прокладке, приведенным в гл. 2,
необходимо:
обеспечивать надежную изоляцию
линии заземления проводов;
учитывать, что наибольшая
температура окружающей среды для
медных соединительных проводов типа
ПРД и удлиняющих
термоэлектродных с поливинилхлоридной
изоляцией должна быть не выше 65 °С,
а с изоляцией из лавсановой пленки
с обмоткой стекловолокном— 115—
120 °С;
осуществлять прокладку отдельно
от электрических силовых линий
проводов ТС, датчиков и пр.;
в местах, где провода могут
подвергаться механическим
воздействиям, прокладку линий производить
в стальных трубах внутренним
диаметром 15—20 мм.
В процессе прокладки линий
необходимо проверять правильность
сборки измерительной установки в части
соответствия обозначений на
зажимах переключателя и
присоединяемых к ним ПТ (путем поочередного
разрыва цепи на зажимах
соответствующих ПТ). В случае
применения удлиняющих
термоэлектродных проводов предварительно
проверяют полярность термоэлектродов
ПТ. ДЛя этого ПТ присоединяют
к показывающему милливольтметру,
а его рабочий конец слегка
подогревают (спиртовкой и т. п.), причем
знак + на зажиме прибора будет
соответствовать пол ожител ьному
термоэлектроду лишь в случае, если
стрелка милливольтметра отклонится
в правую сторону. Таким же образом
определяют полярность жил
удлиняющего термоэлектродного
провода — жилы с одного конца
соединяют вместе скруткой и подогревают,
а с другого присоединяют к
милливольтметру. Правильность
присоединения к ПТ удлиняющего термо-
$лектродного провода (совпадение
полярности) проверяют путем
пробного переключения его жил;
правильным является соединение, при
котором показание милливольтметра
будет наибольшим.
Все контактные соединения
измерительной схемы должны быть
плотными и надежными, иначе
добавочные переходные сопротивления могут
сильно исказить результаты
измерения. Целесообразно соединение
проводов производить при помощи
спайки или применять для этого зажимы
М-5, М-6 и др. Для сохранности
защитного фарфорового чехла ПТ,
не выдерживающего резких
изменений температуры, его следует
закрывать снаружи асбестом. При
установке ПТ, работающих в условиях
повышенного содержания серы в
продуктах горения (сжигание
высокосернистых топлив), целесообразно
чехлы ПТ покрывать жирной глиной,
глазурью или жидким стеклом в
целях снижения их
газопроницаемости и тем самым защиты
термоэлектродов.
6.7. ЗАЩИТА
ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЕЙ
ТЕРМОЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
ОТ РАДИАЦИОННОГО
ТЕПЛООБМЕНА
При измерении температуры газов
(воздуха) с использованием ПТ
основным источником погрешности
является потеря теплоты из-за
лучистого теплообмена между .ПТ и
окружающими его поверхностями, а при
измерении температуры жидкостей —
из-за оттока теплоты от рабочего
конца по термоэлектродам и
защитному чехлу и потери теплоты
лучеиспусканием. В связи с потерями
теплоты ПТ с занижением показаний
на 10—20 % против действительных
температур применяют следующие
методы, обеспечивающие получение
сравнительно небольшой разности
температур между рабочим концом
ПТ и измеряемой средой. Рабочие
концы ПТ в газоходах располагают
вдали от относительно холодных по-
165
Рис. 6.10. Экранный колпачок:
а — схема установки с защитным чехлом ПТ:
/ — чехол; 2 — преобразователь; 3 — экранный
колпачок; б — конструкция экранного колпачка:
/ — экранные цилиндры; 2 — ребра жесткости;
3 — скоба; 4 — опорная труба
верхностеи нагрева котла, его
ограждений и т. п. Кроме того, для
уменьшения погрешности измерений
температуры газовых (воздушных)
потоков применяют защиту ПТ от
лучеиспускания при помощи экранных
колпачков (рис. 6.10), закрепляемых
непосредственно на чехле ПТ или на
специальной опорной трубе. Однако
такая защита ПТ может быть
применена лишь при измерениях
температуры до 450 °С. При использовании
колпачковых ПТ погрешность
измерения снижается, но все еще
значительна (до 3,5—4,5%). Наиболее
эффективным средством уменьшения
влияния лучистого теплообмена
является применение ПТ с защитой
рабочего конца экраном в виде одной
или нескольких (не более пяти)
концентрических трубок (или
коробов) с искусственным отсосом газа '
через ПТ. Зазор между отдельными
экранами должен быть более 1,8 мм.
В качестве материалов для
изготовления экранов ПТ при измерении
температуры газа до 800 °С
применяются углеродистые стали (СтЗ и
сталь 20), выше 800 °С —
легированные стали (Х27, Х25Т, 1Х18Н9Т
и др.), а также керамические
материалы (фарфор, алунд, плавленый
корунд и шамот). Экранированные
ПТ с отсосом газа (рис. 6.11, 6.12
и табл. 6.7), предназначенные для
измерения высоких температур,
помещают, как правило, в
металлический кожух, охлаждаемый проточной
водой. Для отсоса газа применяют
паровые или воздушные эжекторы.
Оптимальная скорость прососа газа
(продуктов сгорания) через ПТ, как
показывает опыт, должна быть 100—
120 м/с. Пароструйные эжекторы
системы ЦКТИ — ОРГРЭС создают
скорость отсоса 30—120 м/с и
потребляют 85—320 кг/ч пара
давлением 2,5 МПа [18]. При
использовании экранированных ПТ для
измерения температуры газа выше 1000—
1200 °С следует учитывать, что
применение для защиты рабочего конца
даже двойного керамического или
стального экрана и создание высокой
скорости отсоса газа A00—120 м/с)
не исключают полностью
погрешности измерения, которая в этом
случае может составить 2,5—3,5 %.
При испытаниях по II классу
точности допускается в диапазоне 900—
1300 °С применение ПТ с оголенным
рабочим концом и без отсоса газа,
но с обязательной градуировкой их
по контрольному ПТ с отсосом газа
(см. рис. 6.16). Показание ПТ с
оголенным рабочим концом не должно
отличаться более чем на 4—6 % от
показаний ПТ с отсосом газа. В
диапазоне 400—700 °С допускается
применение ПТ без отсоса газа, но с
1 Экранированные ПТ с отсосом газа
(продуктов сгорания) серийно промышленностью
не изготавливаются.
166
Рис. 6.11. Преобразователи
термоэлектрические с металлическими защитными
экранами:
а — с одинарным экраном; б — с двойным
экраном; / — стальной чехол; 2 — ПТ; 3 — экран
двойным защитным экраном,
градуированным по ПТ с отсосом газа.
При испытаниях по I классу точности
и измерении температуры газов до
400 °С ПТ должны градуироваться
по ПТ с отсосом газа и одинарным
защитным экраном при скорости
отсасываемого газа 30—40 м/с.
В изолированных газоходах, не
содержащих поверхностей нагрева
котла и имеющих скорость движения
газа более 4 м/с, для измерения
температуры допускается применять
неэкранированные ПТ.
В случае температурных перекосов
определение средних температур газа
и воздуха может сопровождаться
значительными погрешностями.
Измерение температуры воздуха после
воздухоподогревателя следует
производить в конце прямого участка
воздуховода, где распределение
скоростей по сечению, а следовательно,
и температуры воздуха является
сравнительно равномерным. При
испытаниях по II классу точности
весьма простым и удобным способом
измерения средней температуры
рабочего тела, протекающего в
трубопроводах и каналах, является
применение параллельно соединенных (рис.
6.13) и многозвенных ПТ.
Последние выпускаются промышленностью,
имеют длину от 630 до 7400мм и
10 выводов ПТ. При этом отпадает
необходимость определения поля
температур по сечению труб и
каналов. Наибольшая погрешность
измерения средней термо-ЭДС
параллельная
Вода
газ
Рис. 6.12. Преобразователь
термоэлектрический с отсосом продуктов сгорания с
тройным фарфоровым экраном:
/ — нихромовые распорки; 2 — фарфоровые
экраны; 3 — рабочий конец ПТ в фарфоровом чехле;
4 — соединительная муфта; 5 — металлический
чехол с каналами охлаждения и отсоса
167
Таблица 6.7. Технические характеристики и условия применения экранированных
преобразователей термоэлектрических
Измеряемая
температура, °С
1500
1300
1200
1100
1000
600—800
400—600
1000—1200
1000
900
800
700
400—600
400
800
600
500
400
400
Способ защиты рабочих концов ПТ
Тройной экран с отсосом
продуктов сгорания (рис. 6.12)
Двойной экран с отсосом
продуктов сгорания (рис. 6.11,6)
Одиночный экран с отсосом
продуктов сгорания (рис. 6.11, а)
Экранирующий колпачок
(рис. 6.10, а, б)
Скорость отсоса
среды, м/с
135—150
120
120
70—90
60—80
30—50
30
100—120
100
80
70
60
50
30
30
80
60
40
—
Погрешность
измерения (с учетом
поправки на
лучеиспускание), %
1,8—2,0
1,2—1,8
2,0—2,2
0,90
1,00
2,87—3,15
1,2—2,0
1,0—1,5
1,0—1,2
1,1 — 1,6
0,90
0,55
2,7—2,9
1,8—2,4
1,2—1,5
1,7—2,0
2,5—4,0
ными цепями по сравнению с
тарировкой сечения по температуре
не превышает ± @,2—0,5) %
среднего значения. При измерении
температуры горячего воздуха в коробах
за воздушным подогревателем, у
горелок, перед мельницами и т. д. сле-
2 W^T-z
I
L— ^|
Рис. 6.13. Схема параллельного соединения
ПТ:
/ — газоход; 2 — ПТ, 3 — удлиняющий
термоэлектродный провод; 4 — вторичный
преобразователь
дует руководствоваться указаниями
табл. 6.8.
Для оценки условий измерения
температуры газов экранированными
ПТ с отсосом газа служит
номограмма (рис. 6.14), которая позволяет
выбрать скорости отсасываемого
газа, при которых погрешность
измерения не будет превышать
допустимого значения, а также
соответствующий вид защиты ПТ от
лучеиспускания.
Эта номограмма выражает
зависимость
Д/л = /(/,о;,£/9), F.2)
где Д/л — температурная поправка к
показанию термометра на
лучеиспускание экранированного ПТ; / —
температура газа по показанию ПТ;
Таблица 6.8. Условия измерения температуры горячего воздуха
ПТ (без отсоса газа)
Диаметр спая
рабочего конца ПТ,
Температура
воздуха, °С
Скорость воздуха
в воздуховоде, м/с
С открытым рабочим концом
С экраном:
одинарным
двойным
Без экрана
1
0,7—1,5
0,7—1,5
0,6—1,2
До 200 °С
От 200 до 300 °С
Выше 300 °С
До 300 °С
5
5
5
10
168
А*л,°С
Рис. 6.14. Номограмма для определения
погрешностей измерения температуры
экранированными ПТ с отсосом продуктов сгорания
w — скорость отсасываемого газа,
м/с; d3 — внутренний эквивалентный
диаметр первого от центра защитного
экрана, мм.
Для ПТ с цилиндрическим
(трубчатым) защитным экраном
эквивалентный диаметр внутреннего
газового канала, мм,
d9 = d2 — du F.3)
для ПТ с нецилиндрическим экраном
где d\ — наружный диаметр
фарфорового чехла ПТ, мм; /ч, /г —
площадь поперечного сечения,
соответственно ограниченная чехлом ПТ
и первым защитным-экраном, мм2;
Si, S2—периметр (смачиваемый)
соответственно чехла ПТ и первого
защитного экрана, мм.
Номограммой можно пользоваться
для ПТ с металлическими и
керамическими защитными экранами. С
достаточной степенью точности она
применима при температуре
окружающих ПТ холодных поверхностей
150—300 °С. При температуре выше
300 °С влияние холодных
поверхностей на точность измерений
становится меньшим. Определяемые по
номограмме температурные поправки
должны прибавляться к показаниям
ПТ. Например, если в газоходе
установлен экранированный ПТ,
имеющий d3=\5 мм, с отсосом газа при
скорости его w = 70 м/с и
температуре 800 °С, то по номограмме
поправки к показаниям ПТ составят с одним
экраном 88, с двумя 28 и с тремя
12 °С. Температура охлаждающей
воды на выходе из кожуха ПТ
(рис. 6.15, табл. 6.9) с отсосом газа
не должна превышать 60—70 °С.
У ПТ с отсосом газа при работе
в запыленном потоке сравнительно
быстро забиваются проходные
каналы кожуха и рабочий конец ПТ,
в связи с чем режим работы этих
ПТ должен быть не непрерывным,
а периодическим.
Для увеличения точности
измерения температуры при небольших
скоростях отсоса газа нашел применение
ПТ конструкции ЦКТИ, снабженный
электрическим обогревом рабочего
конца (рис. 6.16). Он имеет
одинарный защитный экран и кожух с
водяным охлаждением. Ток к нихромово-
му электронагревателю ПТ
подводится проводом сечением 2,5—3 мм2.
При использовании этого ПТ
сначала, изменяя реостатом ток,
нагревают его рабочий спай до температуры,
близкой к измеряемой, а затем
начинают просасывать через него газ.
Вследствие теплообмена между
газовым потоком и ПТ температура
последнего будет снижаться, если
169
Выход
Воды
Рис. 6.15. Кожух ПТ с отсосом продуктов
сгорания и двойным защитным экраном:
1—5 — трубы соответственно 0 51 Х2,5, 0 24X2,
0 15X1,5, 0 12X1,5 и 0 10X1,5 мм (Ст. 10);
в—7 — штуцера 0 20 мм (Ст. 10); 8 —
наконечник трубки отсоса (Ст. 0); 9— пробка; 10—12 —
донышки; 13 — труба 0 10Х 1,5 мм (Ст. 0); 14 —
труба, rf„ = 22 мм (фарфор); 15 — шнур 0 3 мм
(асбест); 16 — прокладка 0 17 мм; 6=1 мм
(паронит)
Таблица 6.9. Характеристики охлаждающих кожухов преобразователей термоэлектрических
с отсосом продуктов сгорания (рис. 6.15)
Тип
охлаждающего
кожуха
Область применения
Длина кожуха, мм
полная
обо-
гре-
вае-
мая
U
Расход
охлаждающей
воды,
кг/ч
Масса
жуха,
кг
Теплона-
пряжение
на 1 м2
поверхности,
Вт/м2
51-20-12-7,
51-18-13-7
38-9-10-7
38-19-10-0
Измерение
температуры газов до
и после ширмово-
го
пароперегревателя, в
поворотной камере,
после
конвективного
пароперегревателя и т. д.
То же
Градуировка
термопар без отсоса
газа при
температуре 700—1200 °С
7200 6000 6810 6907 6867 6810 7020
6200 5000 5810 5907 5967 5810 6020
5200 4000 4810 4907 4967 4810 5020
4200 3000 3810 3907 3967 3810 4020
3200 2000 2810 2907 2967 2810 3020
3860
3220
2580
1930
1280
38
32
27
22
17
232 600
7200 4000 4810 5015 4883 4810 4990
6200 3000 3801 4015 3883 3810 3990
5200 2000 2910 3015 2883 2910 2990
4200 1000 1840 2015 1883 1810 1990
7200 4000 4810 4910 5015 4810 —
6200 3000 3810 3900 4015 3810 —
5200 2000 2810 2900 3015 2810 —
4200 1000 1810 1900 2015 1810 —
960
720
480
240
960
720
480
210
20,5
16,5
12,6
9,0
18,1
14,6
11,0
7,5
116 300
116 300
Примечания: 1. Цифры в типе охлаждающего кожуха обозначают размеры, мм: наружного
диаметра кожуха, внутреннего диаметра водоподводящей трубы, внутреннего диаметра канала для ПТ,
внутреннего диаметра для отбора газа.
2. Гидравлическое сопротивление кожухов по водяной стороне в зависимости от их типоразмеров
колеблется от 0,0028 до 0,3 МПа и по газовой стороне — от 550 до 3700 Па.
170
ft. JL-J
Рис. 6.16. Устройство ПТ с электрическим обогревом рабочего конца:
/ — ПТ; 2 — нихромовый нагреватель; 3 — фарфоровая трубка; 4 — нихромовая скрепка; 5 — кожух;
6 — реостат; 7 — амперметр; 8 — вторичный преобразователь; 9 — резиновая трубка; 10 — эжектор
температура газа ниже температуры
ПТ, или повышаться, если
температура газа выше. Установив значение
тока, проходящего через
электронагреватель ПТ, добиваются равенства
показаний присоединенного к нему
потенциометра (милливольтметра)
при отсосе газа и без него. В этом
случае показание ПТ будет
соответствовать действительной
температуре газового потока, т. е. показанию
образцового прибора. Такие ПТ с
электрическим обогревом рабочего
конца могут применяться для
кратковременных измерений температуры
при проведении экспериментальных
работ (независимо от класса
испытаний) и для проверки показаний
других ПТ.
Применяется [104, 105] и более
простой метод измерения
температуры газового потока при помощи
сдвоенных неэкранированных ПТ
без отсоса газа с термоэлектродами
различных диаметров (рис. 6.17),
выполненных из одинаковых
материалов. Открытые рабочие концы
этих ПТ помещены в общий кожух
с водяным охлаждением и
выдвигаются при измерении из кожуха
примерно на 100—120 мм в одну
и ту же точку потока. Один из ПТ
имеет диаметр термоэлектродов d\y
равный 1,5 или 1 мм, а другой rf2 —
соответственно 0,5 или Q,2 мм. В
промежутках между очередными
измерениями оба ПТ для защиты их рабочих
концов вдвигают посредством
подвижной трубки внутрь кожуха.
Показания каждого ПТ записывают
отдельно на ленте автоматического
потенциометра или, что менее
желательно, вручную с помощью
переносного потенциометра. Поскольку
поверхность рабочих концов ПТ,
участвующих в лучистом и
конвективном теплообмене, различна (d\ Ф
фйъ), то, естественно, для них будут
различны конвективная теплоотдача
от газовой среды к рабочему концу,
излучение газовой среды, ПОГЛОЩеН-
Лг^ воды
5 </■ 3 Z 7
\ Выход воды
Рис. 6.17. Сдвоенный преобразователь
термоэлектрический:
/ — рабочие концы ПТ; 2 — термоэлектроды; 3 —
кварцевая трубка; 4 — стопорный винт; 5 —
кожух; 6 — подвижная трубка; 7 — направляющее
кольцо; 8 — ограничитель хода
171
ное рабочим концом, эффективное
излучение стенок, прошедшее через
поглощающий газ и поглощенное
рабочим концом, а также собственное
излучение рабочего конца. Рабочий
конец ПТ при этом следует выполнять
так, чтобы
rfc/d<l,l, F.5)
где dc — диаметр спая рабочего
конца ПТ; d — диаметр термоэлектрода.
Действительная температура
газового потока для рассматриваемого
метода без учета поправок на
температуру свободных концов ПТ, на
градуировку шкалы вторичного
преобразователя и на коэффициент
кривизны характеристики ПТ, °С,
/ = /i+A>(/2-/i), F.6)
где t\ и h — температура,
соответствующая показаниям ПТ с
диаметрами термоэлектродов d\ и d2, °C;
Л0 — поправочный коэффициент,
учитывающий влияние на показания
ПТ потери теплоты лучеиспусканием.
Значение А0 может быть найдено
по формуле
Л0 =
1
1 —(d2/di)'
F.7)
где т — коэффициент, зависящий от
числа Рейнольдса. Значение т
колеблется в пределах:
Re
0,1—3,0
3,1—2,5
т
0,030
0,185
Re
26—100
101—2000
т
0,370
0,500
Погрешность в определении
температуры газового потока, °С, по
показаниям двух неэкранированных ПТ
Д/2=BЛо+1) + (/2-/,)ЛЛ0, F.8)
где ДЛо — погрешность в
определении коэффициента Ло, равная
±@,25—0,32).
Значение Д/2 может быть принято в
зависимости от температуры газов в
потоке и компоновки газоходов в
пределах 3—25 °С.
Для измерения температуры
продуктов горения (газов) в диапазоне
1300—2000 °С, в частности
температуры газов на выходе из топочного
устройства котла или из циклонного
предтопка, может быть использован
так называемый термодинамический
пирометр Вентури (рис. 6.18).
Принцип действия этого прибора основан
на зависимости плотности продуктов
горения от температуры. Продукты
горения, температура которых
подлежит измерению, отсасываются
эжектором и пропускаются
последовательно через два сопла Вентури.
Через первое сопло газ проходит с
высокой температурой, через второе —
со значительно меньшей, так как
центральная трубка между соплами
охлаждается водой. После второго
сопла по ходу газов расположен
измеритель температуры газов (ПС или
ТС). В конструкции пирометра
предусмотрена возможность
поддержания температуры газа перед
холодным соплом выше температуры точки
росы. Действительная температура
газов, измеренная пирометром
Вентури, °С,
U=K^U, F.9)
где Д/?1 — перепад давлений в
переднем (горячем) сопле, Па; Др2 —
перепад давлений в холодном
сопле, Па; U — температура газа в хо-
Ро
172
Вход к 1 Выход
воды 1 ' воды
Рис. 6.18.
Термодинамический пирометр
Вентури:
/ — горячее сопло; 2 —
водоохлаждаемый
кожух; 3, 4 — импульсные
трубки от горячего и
холодного сопл; 5 —
холодное сопло; 6 — ПТ или
ТС
лодном сопле, °С; К — тарировочный
коэффициент прибора, определяемый
при всасывании холодного газа через
прибор с t\=t2.
При тарировке пирометра должна
быть определена граница расхода,
обеспечивающего постоянство
значения К. Погрешность пирометра не
превышает 2,5—3,0 % при
температурах 1000—2000 °С. Длительность
непрерывной работы пирометра
составляет не менее 0,5 ч. Обратная
продувка пирометра сжатым
воздухом восстанавливает его
характеристики.
Установку ПТ в трубопроводах
и резервуарах для измерения
температуры жидкости или водяного пара
производят в соответствии со
способами, рекомендованными для
ртутных термометров (см. рис. 6.28).
6.8. ВЫБОР ТОЧЕК ИЗМЕРЕНИЙ
И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОЛЯ
ТЕМПЕРАТУР В ГАЗОХОДАХ
И ВОЗДУХОВОДАХ
Поле температур в сечении
газохода (воздуховода) определяют
рабочими и контрольными ПТ,
присоединяемыми к автоматическому
или через переключатель к
переносному потенциометру. Для
установки рабочих ПТ сечение газохода
(воздуховода) условно разбивают на
ряд равновеликих площадей, в
центре которых измеряют температуру
потока. Одновременно по оси
газохода с поперечным сечением до 3 м2
выбирают одну контрольную точку
измерения температуры, при большей
площади — две точки (см. гл. 8).
Перед тарировкой должен быть
заготовлен журнал наблюдений со
схемой сечения газохода (воздуховода),
содержащей расположение и
обозначение точек измерения температуры
потока. В случае неравномерного
распределения скоростей по сечению
газохода, что ^ожет быть
установлено измерениями динамических
давлений напорными (пневмометриче-
скими) трубками, необходимо
определить так называемую среднюю
динамическую температуру потока по
сечению. С этой целью в тех же
точках, в которых измеряют
температуру, одновременно измеряют
местные скорости потока и по ним
находят среднюю динамическую
температуру потока по сечению, °С:
tXW{+t2W2+ ... +tnWn /£1П\
'срд= : : ; , (О.Ш)
W\+W2+ ... +Wn
где /i, U, ... Лп — температура потока
соответственно в точках сечения 1,
2,..., я, °С; w\, W2,...wn — скорость
потока соответственно в тех же
точках, приведенная к 0 °С, м/с.
Таким же путем находят среднюю
динамическую температуру по
показаниям контрольных ПТ /ер д, а затем
коэффициент неравномерности
распределения температур по сечению
газохода:
/(;=/сррд//скРд. (б.п)
Допустимое значение /С/ лежит в
пределах 0,9—1,1. Если значение К\
выходит за указанные пределы,
следует выбрать для тарировки по
возможности другое сечение. В связи
с тем что для котлов большой
мощности (более 500 т/ч) поле
температур в выходном сечении
поворотной камеры или за первой по ходу
газов поверхностью нагрева в
конвективном газоходе весьма
неравномерно, невозможно использование
одиночных ПТ в контрольных точках.
Вследствие этого для измерения
температуры в опытах следует
применять несколько ПТ, передвигаемых
по глубине сечения, или применять
параллельно соединенные
(антенные) ПТ. Необходимость такой
схемы измерения определяется
предварительной тарировкой. Расстояние
между смежными точками измерения
по ширине газохода (за
пароперегревателем и в конвективной шахте)
следует принимать равным 1 —1,5 м.
Измерение температуры уходящих
газов наиболее удобно в газоходе,
расположенном за дымососом, обес-
173
печивающим хорошее
перемешивание потока.
В случае, если до дымососа
расположены «мокрые» золоуловители,
то измерение температуры уходящих
газов необходимо проводить
соответственно до места их установки.
При этих измерениях проверка
распределения температуры газа
обязательна для любых сечений
газохода.
Установка ПТ в воздуховодах
должна проводиться по середине
прямых участков, имеющих длину не
менее трех-четырех диаметров для
круглого сечения или эквивалентных
гидравлических диаметров для
некруглого сечения канала. Измерение
температуры горячего воздуха в
неизолированных воздуховодах не
допускается.
В случае измерения температуры
смешивающихся потоков жидкостей,
газов или воздуха (например, воды
на входе в экономайзер при наличии
поверхностного пароохладителя,
сушильного агента перед мельницей
и т. п.) необходимо установку ПТ
производить на расстоянии не менее
10—15 диаметров для каналов
круглого сечения (эквивалентных
диаметров для каналов некруглого
сечения) от места смешения потоков по
движению среды.
В целях обеспечения более
правильных измерений температуры
потока ПТ желательно устанавливать
после местных сопротивлений
(поворотов, арматуры и пр.).
Местные скорости газа (воздуха)
по сечению газохода (воздуховода)
можно не определять, если
температура потока в любой точке сечения
не отличается более чем на ±5 %
среднего арифметического
значения:
где п — число точек измерения
температуры по сечению газохода
(воздуховода).
174
6.9. ИЗМЕРЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ
ПОВЕРХНОСТНЫМИ
ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЯМИ
ТЕРМОЭЛЕКТРИЧЕСКИМИ
Точность измерения температуры
поверхностным ПТ зависит главным
образом от устройства последнего и
способа заделки его рабочего конца в
стенку трубы или барабана
(коллектора). Для измерения
температуры стенок труб ПТ могут быть
установлены как непосредственно в
газоходах, так и вне их. В первом
случае измеряемая температура
будет характеризовать температуру
стенки, превышающую температуру
находящейся за ней среды, а во
втором она будет примерно
соответствовать этой температуре. Для
измерений температуры воды или пара в
отдельных змеевиках труб
поверхностные ПТ устанавливают со
стороны выхода среды на расстоянии
250—300 мм (но не менее 50 мм) от
коллектора. В этих случаях ПТ
изготавливают из термоэлектродной
проволоки диаметром не длиннее 1 мм.
В практике измерения температуры
необогреваемых наружных стенок
трубок применяют следующие
способы установки поверхностных ПТ
[106, 107]:
термоэлектроды ПТ зачеканивают
раздельно в две канавки,
вырубленные крейцмейселем в стенке трубы
(рис. 6.19, а);
рабочий конец
термоэлектрического преобразователя зачеканивают
в стенку трубы (рис. 6.19,6). Для
этого острым зубилом отгибают на
поверхности трубы небольшую
стружку толщиной 0,5 мм, шириной и
длиной по 5 мм, под которую кладут
скрученный рабочий конец ПТ, после
чего стружку слегка зачеканивают;
термоэлектроды ПТ зачеканивают
раздельно в наплавленный
автогенной сваркой на поверхности трубы
стальной бугорок (рис. 6.19, в) цли в
приваренную к трубе бобышку. Во
втором случае термоэлектроды
вкладывают в две пропиленные в
бобышке параллельные канавки (рис.
)jj>jj;;jjj-rrr7\
Рис. 6.19. Установка поверхностных ПТ на необогреваемых трубах:
а — зачеканка в канавки, вырубленные в стенке трубы; б — зачеканка под стружку трубы; в — заче-
канка в наплавленный бугорок металла; г — зачеканка в прорези приваренной бобышки; д, е —
зачеканка в отверстия приваренной бобышки; / — слюда; 2 — изоляция; 3 — термоэлектроды; 4 — рабочий
конец ПТ; 5 — стружка; 6 — бусы; 7 — бугорок; 8 — бобышка
6.19, г) или в два отверстия,
просверленных с торцевой стороны
бобышки (рис. 6.19, д, е).
Из перечисленных способов
установки ПТ наиболее удобным
является раздельная зачеканка
термоэлектродов в приваренной к стенке
бобышке. Для уменьшения оттока
теплоты от мест зачеканки
термоэлектродов необходимо последние
плотно прижать к стенке трубы или
барабана котла и тщательно
изолировать места зачеканки и
отходящие от них провода (на длине 300—
500 мм) асбестовым шнуром
диаметром 10 мм, а затем тепловой
изоляцией слоем 40—50 мм.
Погрешность измерения поверхностными ПТ
температуры необогреваемых
поверхностей в диапазоне 150—600 °С,
связанная с применением
перечисленных способов их установки,
обычно не превышает 1 % измеряемой
температуры.
Установку поверхностных ПТ на
трубах в топочной камере и в
газоходах котла (змеевиках
пароперегревателя и пр.) производят следующим
способом. В стенке трубы,
обращенной навстречу движению дымовых
газов (рис. 6.20, а), высверливают
два углубления диаметром 2—3 мм и
глубиной 1,5—3 мм (срответственно
для установок среднего и высокого
давления), в которые зачеканивают
концы термоэлектродов. ПТ
изолируют надетыми на термоэлектроды
керамическими бусами небольшого
диаметра (рис. 6.20, б) и через
каждые 100 мм длины трубы прижимают
к ее стенке скобами из хромелевых
полос толщиной 0,5 мм. Скобы
закрепляют на трубе бандажами из
хромелевой проволоки диаметром
1,5 мм. Концы скоб слегка
отгибают от трубы, чтобы скрепляющая
их проволока не могла соскользнуть
на термоэлектроды. Провода ПТ
выводят из газохода вдоль оси трубы
и изолируют по длине слоем алундо-
вого цемента, смешанного с 5 %
распушенного асбеста (рис. 6.20, в),
толщиной 3—4 мм. При применении ПТ
кабельного типа необходимости в
такой изоляции нет.
Для измерения температуры
металла труб в обогреваемой зоне
наибольшее распространение
получил метод установки ПТ со
вставками (рис. 6.20, г, д, е, ж). Этот
метод обеспечивает наибольшую
долговечность ПТ, но сложен, так как
требуются разрезка и сварка
обогреваемых труб котла. Его следует
применять при общей длительности
испытаний более 1—2 мес.
175
Рис. 6.20. Установка поверхностных ПТ на обогреваемых трубах:
а — зачеканка; б — закрепление; в — изоляция; г — установка во ввариваемую вставку через канал в
трубе (для низкого и среднего давления); д—установка во ввариваемую вставку с малой гильзой
и защитным кольцом (для высокого давления); / — термоэлектроды; 2 — места зачеканки термоэлектро-
дов; 3 — бусы; 4 — хромелевые полосы с боковыми отгибами; 5 — проволочные бандажи; 6 — алундо-
вый цемент; 7 — сверления; 8 — гильзы; е — вставка ВТИ для плавниковых труб: / — плавниковая
труба; 2 — пластина; 3 — труба для подвода термоэлектродов; 4 — гильза для глубинного ПТ; ж —
универсальная вставка ОРГРЭС — ТКЗ для плавниковых труб: / — труба; 2 — гильза для глубинных
ПТ; 3, 4 — патрубки для ввода термоэлектродов; 5 — защитный козырек
176
^
1Л*5
Рис. 6.21. Схема размещения поверхностных ПТ на внутренней и наружной поверхностях
барабана однобарабанных котлов:
а — схема установки датчиков; б — схема узла вывода преобразователя, устанавливаемого на
внутренней поверхности барабана; / — трубопровод питательной воды из водяного экономайзера; 2 — паро-
перепускная труба к панели № 3 РНП; 3 — рубашка на трубопроводе ввода питательной воды, 4 —
водоподводящая труба двусветного экрана; 5 — термоэлектродный провод; 6 — стенка барабана;
7 — бобышка; 8 — колпачок; 9 — защитная труба диаметром 16X3 мм; 10 — штуцер; незалитые
обозначения ПТ — поверхностные ПТ, устанавливаемые на внутренней поверхности барабана, залитые —
поверхностные ПТ, устанавливаемые на наружной поверхности барабана, подводящих и отводящих труб
Для определения местных
тепловых потоков, падающих на
экранные поверхности топочных камер
(НРЧ, СРЧ и т. д.), используют
калориметрические вставки
конструкции ЦКТИ. Конструктивно они
мало отличаются от вставок,
приведенных на рис. 6.20, е, ж. До
применения каждая калориметрическая
вставка должна быть протарирована
на пароводяном стенде по методике
ЦКТИ с учетом расстояния между
рабочими концами ПТ и
относительно наружной и внутренней
поверхностями трубы вставки. В общем
случае удельный тепловой поток,
Вт/м2, при применении вставок
М
2ц (■
Р2
р.
,F.13)
^2 Р2+1 h P, + l
где А/ — разность температур между
наружным и внутренним ПТ, °С;
(л — коэффициент растечки,
определяемый по [25]; X — коэффициент
теплопроводности металла труб в
месте установки ПТ, Вт/(м-°С);
б — глубина заложения ПТ, мм;
P = dH/(d'H2&) —отношение
наружного диаметра dH трубы к диаметру
d'u в месте установки ПТ.
Для контроля за распределением
температур стенок барабанов
паровых котлов поверхностные ПТ
устанавливают на внутренней и
наружной поверхностях барабана (рис.
6.21). Поверхностные ПТ
(зачищенные концы термоэлектродов —
рабочие концы) на барабане котла
устанавливают и зачеканивают в два
высверленных в стенке на
расстоянии 4—6 мм друг от друга гнезда
глубиной 3—5 мм и диаметром,
превышающим на 0,1—0,2 мм
диаметр термоэлектрода. Следует по
возможности избегать использовать в
качестве второго термоэлектрода
поверхностного ПТ металлические
элементы котла (труб и барабанов),
так как в местах соприкосновения
последних с другими частями котла
могут возникать паразитные термо-
ЭДС, искажающие результаты
измерения температуры стенки.
6.10. ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ
ИЗМЕРЕНИЙ И ОЦЕНКА
ИХ ТОЧНОСТИ
Действительное значение
измеряемой термо-ЭДС, мВ, при
использовании в качестве вторичного
преобразователя переносного
потенциометра
£ = £'±A£i + A£2, F.14)
где Е' — среднее значение термо-
ЭДС, определенное за время опыта,
177
иди значение ее за каждый
отдельный отсчет, если колебание термо-
ЭДС за опыт превышает ±5 % при
испытании по I классу точности и
±10% по II классу (значение
термо-ЭДС термобатареи
определяется делением среднего значения на
число последовательно
соединенных ПТ); A£i —основная поправка
потенциометра по аттестату; Д£2 —
поправка на температуру свободных
концов ПТ, определяемая по градуи-
ровочной таблице (графику) в
зависимости от разности средних
значений температур свободных концов
за время опыта и при градуировке.
На основании полученного
значения Е по номинальной статической
характеристике (см. табл. 6.2)
находят действительную температуру
измеряемой среды /д. При
использовании автоматических
потенциометров (показывающих или с
цифровой регистрацией параметров)
расчет действительных температур
проводят по формуле
/д = /изм±Л/1+Л/2, F.15)
где /изм — температура, измеренная
автоматическим прибором; Д/i
—основная поправка к прибору по
аттестату или определенная путем
сравнения с образцовым прибором до и
после испытаний; Д/2 — поправка на
отклонение действительной
характеристики ПТ от стандартной.
Средняя температура при
обработке ленточных или дисковых
диаграмм (с графической регистрацией
параметров) автоматических
потенциометров
/cP = *aW/J±A'i« F.16)
где kR — коэффициент диаграммы с
учетом поправки на отклонение
градуировки ПТ от стандартной
(масштаб диаграммы), °С/см; knn —
коэффициент планиметра, определяемый
при тарировке прибора по
контрольной или рабочей диаграмме (для
приборов с неравномерной шкалой knjl
определяют только для участка
диаграммы, ограниченного пределами
измеряемых температур); / —
площадь диаграммы (разность
показаний счетного механизма
планиметра), ем2; / — длина диаграммы, см.
Средняя температура при
обработке диаграммы методом ординат
/ср = /гсрйд ± ДЛ, F.17)
где /гСр — высота средней ординаты
диаграммы, см.
Для случаев использования
милливольтметров методика подсчета
действительных значений термо-ЭДС
приведена в [1].
При измерении температуры
продуктов горения (сгорания) в
газоходах экранированными ПТ ее
действительное значение
/д = /э + Д/л> F.18)
где t3 — температура продуктов
горения по показанию экранированного
ПТ, °С; Д/л — температурная
поправка на лучеиспускание
экранированного ПТ, определяемая по
номограмме (см. рис. 6.14).
В зависимости от схемы
соединения ПТ со вторичным
преобразователем (потенциометром или
милливольтметром) температура его
свободных концов будет равна:
для схемы с соединительными
(медными) проводами —
температуре на зажимах в головке ПТ;
для схемы с удлиняющими
термоэлектродными и медными
соединительными цроводами — температуре
в точке соединения этих проводов
между собой;
для схемы с удлиняющими
термоэлектродными проводами —
температуре масла в термостате (см.
рис. 6.5);
для схемы группового термостати-
рования с вынесенными свободными
концами в зону постоянных
температур — температуре й термостате
(см. рис. 6.6).
Если при измерении температуры
свободные концы ПТ находятся в
термостате с тающим льдом, то
поправку на их температуру вводят
только в случае, когда его
градуировку производили при
температуре свободных концов выше 0 °С.
178
При измерении температуры среды ПТ
возникает ряд частых погрешностей. На
основании средних приведенных значений
последних находят общую квадратическую
погрешность измерения термо-ЭДС, %:
о,-V°J, + < +^'+^Й^Т^+^+^.
F.19)
где аех — погрешность, вызванная
неоднородностью термоэлектродных материалов и
равная ±@,15—0,2) %; ав2—^погрешность
градуировки ПТ, равная ±@,2—0,3) %; оез —
основная погрешность вторичного прибора,
равная для переносного милливольтметра
МПП 0,54 ±A — 1,5) %, а для переносного
потенциометра типа ПП ±@,2—0,5)%;
o€i — погрешность определения общего
сопротивления термоэлектрической цепи ПТ
(при измерении милливольтметром),
равная ±A,5—2)%; ое& — погрешность
определения температуры свободных концов ПТ,
равная примерно ±0,2 %; авб — погрешность
отсчета показаний по шкале вторичного
прибора, равная ± 1,5 %; ов7 — погрешность,
связанная с недостаточно полным учетом
теплообмена ПТ с внешней средой и равная
для воды, пара и воздуха, протекающих
по трубопроводу, ±0,5 %, а для газов и
воздуха, протекающих в широких каналах с
менее нагретыми поверхностями, ±A,5—
2) %; oCi — погрешность, связанная с
определением среднего значения температуры по
сечению источника и равная для
трубопроводов ±@,5—0,8)%, а для широких
каналов при движении газа и воздуха
±B,5-3) %.
Таким образом ое, подсчитанная по
формуле F.19), может изменяться в пределах
±B,3-5,0) %.
6.11. ПРОВЕРКА
ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЕЙ
ТЕРМОЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
Преобразователи термоэлектрические и
вторичные преобразователи к ним
(потенциометры и милливольтметры) обычно
проверяют отдельно. Поверку и градуировку
рабочих ПТ проводят методом сравнения их
показаний с показаниями образцовых
приборов. До температуры 300 °С ПТ поверяют в
водяном или масляном термостате по
образцовому ртутному термометру, а до 1300 °С —
в электрической трубчатой печи по
образцовому платинородий-платиновому ПТ. В
процессе проверки температуру свободных
концов ПТ поддерживают постоянной @ °С)
при помощи термостата с .тающим льдом.
Термо-ЭДС образцового и поверяемого ПТ
измеряют переносным (контрольным)
потенциометром. Потенциометры и переносные
милливольтметры поверяют также путем сравнения
их показаний с показаниями лабораторного
потенциометра. Порядок поверки ПТ
предусмотрен инструкциями Госстандарта СССР.
6.12. ТЕРМОПРЕОБРАЗОВАТЕЛИ
СОПРОТИВЛЕНИЯ
Термопреобразователи
сопротивления отличаются высокой
чувствительностью и точностью, приемлемой
для балансовых и режимно-наладоч-
ных испытаний, и позволяют
измерять температуру от —200 до 1100 °С.
Измерительный комплект- ТС
состоит из первичного преобразователя
(теплочувствительного элемента),
вторичного преобразователя
(измерителя электросопротивления),
источника тока (батареи,
аккумулятора, стабилизированного источника
питания), токоподводов и
соединительных проводов (медных). ТС
могут быть проводниковыми и
полупроводниковыми.
Проводниковые ТС
изготавливают из тонкой металлической
проволоки диаметром 0,05—0,50 мм,
намотанной на электроизолирующий
каркас, свернутой в спираль и
помещенной в капиллярные
заполненные керамическим порошком каналы
защитного каркаса, в виде
бескаркасной безындукционной намотки,
покрытой фторопластовой пленкой
(рис. 6.22, в). В зависимости от
материала теплочувствительного
элемента маркировки типов ТС
следующие: платиновые (ТСП), медные
(ТСМ) и никелевые (ТСН).
Выпускаются ТС нескольких градуировок
(табл. 6.10—6.12), которые
различаются номинальным значением
сопротивления /?о при 0 °С и
подразделяются по назначению на низкоом-
ные и высокоомные.
Проводниковыми ТС можно
измерять температуру не в одной точке,
а среднюю для участка среды, в
котором расположен теплочувствитель-
ный элемент прибора. Длина
платинового элемента составляет 100—
130 мм, а медного и никелевого
70—85 мм. Минимальная глубина
погружения ТС в защитном каркасе
в контролируемую среду равна
150—200 мм.
Платиновые ТС выпускаются трех
классов допуска (А, В, С), медные —
179
А -А
Рис. 6.22. Проводниковые термопреобразователи
сопротивления:
а — схема заводского изготовления: / — керамический каркас; 2 —
чувствительный элемент; 3 — защитная оболочка; 4 —
керамическая втулка; 5 — выводы; 6 — изоляционная трубка; 7 — защитный
чехол; 8 — резьбовой штуцер; 9 — винты; 10 — колодка; // —
головка ТС; б — схема чувствительного элемента ТСП: / —
платиновая спираль; 2 — иридиево-родиевые выводы; 3 — термоэлемент;
4 — керамический каркас; 5 — пайка спиралей; в — схема медного
бескаркасного чувствительного элемента с безындукционной
намоткой: / — выводы; 2 — намотка из металлической проволоки; 3 —
фторопластовая пленка
Таблица 6.10. Характеристики проводниковых термопреобразователей сопротивления [108]
Тип
Условное
обозначение
номинальной
статической
характеристики
Номинальное значение
сопротивления /?о
при 0 °С,
Ом
отношения
сопротивлений R\oo/Ro
Диапазон
измеряемых
температур, °С
Класс
допуска
Допустимое
отклонение
от
стандартного ±Д/ **,
°С
Диапазон
температур для
подсчета
Д/
Платиновый
(ТСП)
Медный
(ТСМ)
Никелевый
(ТСН) *
5П
10П
50П
ЮОП
500П
ЮМ
50М
ЮОМ
50Н
ЮОН
5
10
50
100
500
10
50
100
50
100
1,3910
1,4280
1,617±
±0,004
173(-100)-
1373A100)
-200-^ + 1000
— 260-=- + Ю00
-260-Г- + Ю00
-260-^+300
-50-^+200
-50^+200
-200-^+200
— 60^- + 180
-60-Г- + 180
А
В
С
В
С
0,15 + 0,002/
0,30 + 0,005/
0,60 + 0,008/
0,25 + 0,0035/
0,50 + 0,65/
От
до
От
до
От
до
От
до
От
до
-200
800
-200
1100
-100
1100
-200
100
-200
100
* Выпускаются в соответствии с [108]
** При расчетах подставляют абсолютное значение температуры без учета ее знака.
180
Таблица 6.11. Номинальные статические характеристики преобразования медных и никелевых
термопреобразователей сопротивления
Температура
ТС, °С
-50
-30
-10
0
10
30
50
70
100
120
140
160
180
200
ЮМ
7,848
8,712
9,572
10,000
10,428
11,284
12,140
12,996
14,280
15,136
15,991
16,847
17,703
18,558
тем
50М
39,240
43,560
47,860
50,000
52,140
56,422
60,702
64,981
71,400
75,678
79,956
84,235
88,513
92,791
Сопротивление ТС, Ом
Градуировка
| 100М
78,480
87,120
95,720
100,000
104,281
112,344
121,404
129,963
142,800
151,357
159,913
168,470
177,026
185,583
ТСН
50Н
37,10
42,05
47,30
50,00
52,80
58,55
64,55
70,85
80,85
87,95
95,45
103,35
111,55
—
100Н
74,20
84,10
94,60
100,00
105,60
117,10
129,10
141,70
161,70
175,90
190,90
206,70
223,10
—
Таблица 6.12. Номинальные статические характеристики преобразования платиновых
термопреобразователей сопротивления
Температура
ТС, °С
-40
-20
0
50
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1100
1П
0,840
0,920
1,000
1,197
1,391
1,770
2,138
2,494
2,838
3,170
3,489
3,797
4,093
4,378
4,650
Низкоомные
5П
4,201
4,602
5,000
5,985
6,956
8,852
10,689
12,468
14,188
15,848
17,446
18,986
20,467
21,889
23,253
Сопротивление ТС, Ом
Градуировка
10П
8,401
9,203
10,000
11,971
13,911
17,703
21,378
24,936
28,376
31,696
34,893
37,972
40,933
43,778
—
50П
42,006
46,016
50,000
59,854
69,556
88,516
106,889
124,679
141,880
158,480
174,465
189,859
204,666
218,888
—
Высокоомные
100П
84,012
92,032
100,000
119,708
139,113
177,033
213,779
249,358
283,760
316,960
348,931
379,719
409,333
437,776
—
500П
420,06
460,16
500,00
598,54
695,56
885,16
1068,89
—
—
—
—
—
—
—
—
двух классов (В, С), а никелевые —
одного класса (С). Под
инерционностью ТС понимают время
вхождения ТС в класс допуска при
изменении входного сигнала скачком
от 0 до 100 %. Инерционность
стандартных ТС указывается в
паспортных данных или в технических
условиях на ТС конкретного типа.
Показатель инерционности серийных
ТС составляет: класса А — 240 с,
класса В — 60 с, класса С— 10 с.
Для испытаний (режимных,
балансовых) рекомендуется применять
следующие виды ТС (рис. 6.22):
плоские или цилиндрические
бескаркасные ТС конструкции ОРГРЭС.
Эти ТС изготавливаются из медного
эмалированного провода диаметром
0,05 мм. Плоские ТС выполняются
в виде пластин размером 25 X 10 мм,
толщиной около 0,3 мм, а
цилиндрические — на стержне диаметром
0,6 мм. Подгонку сопротивлений
181
ТС, производимую с точностью
±0,02 Ом, осуществляют при
комнатной температуре путем сравнения
его с бескаркасным эталонным на
специальном стенде. Плоские ТС
непосредственно наклеивают на
поверхности, температура которых
должна быть измерена, или
закладывают в пазы. Плоские ТС можно
также размещать непосредственно
на омываемых средой поверхностях;
при этом их герметизируют
водостойкой перхлорвиниловой эмалью;
цилиндрические ТС устанавливают
в гильзы;
технические стандартные ТС с
показателем тепловой инерции 9—60 с
(преимущественно бескаркасной или
безындукционной намотки) —
платиновые ТСП-0879, ТСП-5071, ТСП-
5081, ТСП-0853, ТСП-8054 и медные
ТСМ-5071, ТСМ-6114. Типы ТС
подбирают по заводским каталогам, в
которых указываются их серии
(обозначение варианта),
определяющие размеры, тип защитной
арматуры, материал, инерционность и т. п.
Перечисленные ТС
изготавливаются с рабочей длиной от 100 до
2500 мм и выпускаются
промышленностью в унифицированной
защитной арматуре (диаметром 8—
16 мм), нормированной для
различных диапазонов измерения.
Для измерения температур сред с
различными давлениями
используют ТС исполнений I, II и III.
Исполнение I предназначено для сред
с давлением до 0,3 МПа,
исполнение II—до 25 МПа,
исполнение III—до 50 МПа. ТС
исполнений II и III имеют защитную гильзу.
Технические платиновые ТС могут
быть одинарными или двойными
(по числу вмонтированных в
арматуру теплочувствительных элементов,
каждый из которых имеет отдельную
пару зажимов в головке ТС).
Двойные ТС применяют в случае, когда
необходимо иметь показания двух
параллельно включенных
приборов — показывающего и
самопишущего. Параллельная работа
двух вторичных преобразователей
от одного ТС не допускается.
Медные ТС выпускаются только
одинарными. Сила тока, пропускаемого
через ТС, обычно не превышает 2—
10 мА, при этом выделение
тепловой энергии не превышает 10 мВт.
Большее выделение ее приводит к
разогреву ТС и дополнительной
погрешности в показаниях прибора.
В связи с этим следует
контролировать плотность тока, которая не
должна превышать 0,5—0,6 А/мм2
сечения проволоки. Для
уменьшения погрешности, связанной с
изменением электросопротивления
соединительных проводов под
воздействием температуры окружающей
среды, необходимо применять
проводники, сопротивление которых мало по
сравнению с электросопротивлением
Таблица 6.13. Характеристики
Параметр
полупроводниковых термопреобразователей
Тип ТС
KMT-1
KMT-4
сопротивления
кмт-ю
Номинальное сопротивление при 20 °С,
кОм
Температурный коэффициент
электрического сопротивления при 20 °С, %/1 °С
Диапазон рабочих температур, °С
Допустимая мощность рассеивания, мВт
Мощность рассеивания, практически не
вызывающая разогрева
термосопротивления, мВт
Постоянная времени в воздухе, с
Давление измеряемой среды при
установке термосопротивлений без
герметичных гильз, Па
22—1000
До 6
— 60-Т- + 180
800
200
85
1,3-103 —9,8- Ю5
1,3
20—1000
До 6
-70-г- +180
850
500
115
•103 — 9,8-105
100—3300
До 6,5
0-т-+ 125
—
Обозначения терморезисторов: ММ — медно-марганцевый, КМ — кобальто-марганцевый, Т ■
182
1А
V
*,о
0,8
0,6
0,4
0,1
*0
-
д\
- \
1
J
2
' '
40 х 80
t;c
Рис. 6.23. Полупроводниковые термопреобразователи сопротивления:
а — стержневой: / — выводы; 2 — контактные колпачки; 3 — чехол; 4 — цилиндр, покрытый фольгой;
5 — цилиндр; 6 — стеклянный изолятор; б — бусинковый: / — чувствительный элемент; 2 — электроды;
3 — выводы; 4 — защитная стеклянная оболочка; в — градуировочные показатели: / — КМТ-4; 2 —
ММТ-4; 3 — медный ЭМТ
теплочувствительного элемента ТС.
Недостатками проводниковых ТС
являются сравнительно большая
тепловая инерция, необходимость
применения сложных вторичных
преобразователей и использования
постороннего источника тока,
невозможность измерения температур в точке
и установки их во взрывоопасных
местах.
Полупроводниковые ТС
(терморезисторы) в зависимости от типов
могут иметь пределы измерения от
— 100 до 300 °С. Они (рис. 6.23)
имеют небольшой диаметр A—2 мм)
при большом номинальном
сопротивлении (до 1 МОм), а следовательно,
и малую (доли секунд)
инерционность. К недостаткам
полупроводниковых ТС относятся низкая воспро-
кмт-и
KMT-14
MMT-1
Тип ТС '
ММТ-4
ММТ-5
ММТ-6
100—3300
До 6,5
0-Г- + 125
870
650
10
0,51—7500
До 6,7
-10-г+ЗОО
900
700
60
1—220
До 3,4
-60-г- + 125
400
200—300
85
1,3-103 —9,8-105
1—220
До 3,45
-60-г- + 125
400
250—500
115
1,3-103 —9,8-105
1—200
До 3,45
-70ч-+ 120
400
300—500
90
10—1000
До 5,8
-70ч-+ 120
50
105
терморезистор.
183
изводимость их характеристик
[большой разброс параметров по
отношению к номинальным,
отклонения от образца к образцу могут
составлять +A8—35%)] и
нелинейный характер зависимости
сопротивления от температуры. Это
затрудняет взаимозаменяемость
полупроводниковых ТС и приводит к
необходимости индивидуальной
градуировки их вторичных
преобразователей. Для измерения температуры
наиболее часто применяют
выпускаемые промышленностью
полупроводниковые ТС: ММТ-1, ММТ-4,
ММТ-5, ММТ-6, КМТ-1, КМТ-4
(табл. 6.13), а также КМТ-11 и
КМТ-18 главным образом
стержневого, шайбового и бусинкового
исполнений, у которых в рабочих
диапазонах температур
сопротивление изменяется по
экспоненциальному закону. Теплочувствительные
элементы полупроводниковых ТС
покрываются термостойкими
эмалями, а ТС ММТ-4 и КМТ-4, кроме
того, запаиваются в медную
луженую трубку со стеклянным
изолятором, что позволяет использовать
их в жидких средах и в средах
с повышенной влажностью.
Выводами в ММТ-1,4 и КМТ-1,4 служат
медные посеребренные проволочки,
а в ММТ-6 и КМТ-18 —
никелевые. Срок службы
полупроводниковых ТС достигает 5500—6000 ч и
более, однако ввиду изменения
характеристик по мере эксплуатации
целесообразна их периодическая
поверка. Тепловая инерция
полупроводникового ТС зависит от его
мощности и устройства; для ТС,
применяющихся в измерительных целях,
она составляет секунды, т. е. меньше,
чем инерция других тепловых СИ.
Каждый датчик ТС ввиду
неоднородности их материалов должен иметь
паспорт индивидуальной
градуировки. Существенным
преимуществом полупроводниковых ТС
является их большой коэффициент
электрического сопротивления [C-^-4) X
ХЮ~21/°С]. Поэтому из
полупроводников можно изготовлять ТС с
большим начальным сопротивлением,
что позволяет снизить до
незначительных значений погрешности,
вызываемые изменением температуры
соединительных проводов.
6.13. ВТОРИЧНЫЕ
ПРЕОБРАЗОВАТЕЛИ
ТЕРМОПРЕОБРАЗОВАТЕЛЕЙ
СОПРОТИВЛЕНИЯ
В качестве вторичных
преобразователей для проводниковых ТС
применяют уравновешенные мосты —
автоматические электронные (КСМ,
ЭМП-209, МС1) и переносные
постоянного тока (МО-62, Р4833 и
контрольные МВУ), многоканальные
регистрирующие системы (РУМ,
К-200, К-753), а при особо точных
измерениях — потенциометры или
магнитоэлектрические
осциллографы. Использование для измерений-
логометров ввиду их небольшой
точности [±B,0—2,5) %] допускается
только для прикидочнных опытов
наладочных и балансовых испытаний.
Для полупроводниковых ТС
вторичными преобразователями обычно
служат неуравновешенные мосты с
микроамперметрами типа ЭМ-50.
Достоинством уравновешенного
измерительного моста является
независимость его показаний от
изменения напряжения источника
питания (батареи), однако
чувствительность прибора зависит от этого
напряжения. Следовательно, при
измерении температуры ТС необходимо
по возможности обеспечить
постоянное напряжение питания моста.
Точность измерения температуры
уравновешенными мостами (рис.
6.24) зависит от чувствительности
нулевого гальванометра. Так,
например, мост с гальванометром,
имеющим чувствительность в
пределах МО-6— МО-8 А/мм,
позволяет измерять температуру с
погрешностью ±0,01 °С. При
использовании двухпроводной схемы
(рис. 6.24, а) на результаты
измерения оказывает влияние изменение-
сопротивления соединительных про-
184
Рис. 6.24. Схемы включения ТС в уравновешенный измерительный мост:
а — двухпроводная; б — трехпроводная; в — четырехпроводная
водов в зависимости от температуры
окружающей среды, а также
появление в местах их соединений
паразитной термо-ЭДС. Уменьшение или
полное устранение влияния
изменения сопротивления соединительных
проводов достигается при трехпро-
водной схеме (рис. 6.24,6), когда
одна из вершин моста переносится
в головку ТС, при этом
соединительные провода оказываются
включенными в смежные плечи
моста и изменение их сопротивления
частично компенсируется. Полная
компенсация достигается лишь при так
называемом симметричном мосте,
т. е. когда R\=R2. Исключение
влияния паразитных термо-ЭДС в
местах соединений проводов
осуществляется, как показано на рис.
6.24, в, четырехпроводной схемой
включения ТС, предусматривающей
поочередное переключение проводов
при помощи вспомогательного
переключателя Л, а также установкой
измерительного моста в зоне
постоянной температуры.
Автоматические и переносные
уравновешенные мосты.
Электронный автоматический
уравновешенный мост переменного тока с
линейным контактным реохордом и с
записью на ленточной
складывающейся диаграмме КСМ или с нелинейным
контактным реохордом ЭМП-209 и
МС1 (см. табл. 6.6) соединяется с
ТС по трехпроводной схеме.,Приборы
выпускаются на одну и несколько
точек измерения. Многоточечный
вариант прибора КСМ рассчитан на
работу с ТС одной градуировки и
одного предела измерения.
Конструктивно приборы серии КСМ
выполняются как в малогабаритном
(КСМ-2), так и в
крупногабаритном (КСМ-4) исполнениях и
выпускаются в обычном и искробезо-
пасном вариантах.
В электронном автоматическом
уравновешенном мосте вместо
показывающего прибора для
определения равновесного состояния
применяется высокочувствительный
нуль-индикатор — электронный
усилитель (ЭУ), а мост
уравновешивается реверсивным двигателем,
перемещающим движок реохорда, и
управляемым электронным
усилителем. Схема измерения температуры
ТС в комплекте с автоматическим
электронным уравновешенным
мостом приводится в заводской
сопроводительной документации, а также
в [97, 98].
Серийные электронные
автоматические уравновешенные мосты могут
быть использованы для измерения
температуры полупроводниковыми
ТС. В этом случае вследствие
большой разницы в характеристиках
металлических и полупроводниковых
термосопротивлений измерительная
схема моста должна быть
пересчитана.
Шкалы приборов КСМ, ЭМП и
МС1 выполняются как начинающи-
185
мися с нуля, так и безнулевыми
и градуируются при сопротивлении
соединительных проводов 5 Ом
(сопротивление каждого основного
провода 2,5 Ом).
Недостатком мостов КСМ, ЭМП и
МС1 является наличие
изнашиваемого контактного реохорда, что в
ряде случаев приводит к выходу
мостов из строя. Поэтому в
последнее время начинают применять без-
реохордные приборы,
осуществляющие измерение методами
бесконтактной компенсации. Примером может
служить автоматический
компенсатор АК-1 (рис. 6.25), в котором
ТС /?/ включается в одно из плеч
неуравновешенного моста. Мост
уравновешен при значении
измеряемой температуры, равной нижнему
пределу измерения. При изменении
температуры, а следовательно, и
сопротивления Rt на вход ЭУ по-
Рис. 6.25. Принципиальная схема
автоматического электронного безреохордного
неуравновешенного моста АК
ступает напряжение, измеряемое
методом статической компенсации.
Ток /Вых последнего каскада
усилителя измеряется
магнитоэлектрическим прибором. Точность прибора
±0,5% диапазона измерения.
На рис. 6.26, а показана схема в.клю-
чения в электрическую цепь двух ТС:
Rn и /?т2, с помощью которых может быть
измерена разность температур. Для этой цели
может быть использована и схема с
прибором типа КБ (рис. 6.26, б), основанные на
компенсационном методе измерения разности
напряжений, возникающего при изменении
сопротивления ТС в зависимости от
температуры и напряжения, возникающего в
диагонали неуравновешенного моста.
Достоинством прибора являются наличие в нем
бесконтактного линейного преобразователя,
включающего обмотку возбуждения и
измерительную обмотку, напряжение которой
пропорционально перемещению подвижного маг-
нитопровода. Для согласования фаз
измеряемого напряжения и напряжения компенсации
питание прибора производится от
специального трансформатора Гр, первичная обмотка
которого включается в цепь питания
последовательно с обмоткой компенсирующего
преобразователя. Такое включение исключает
влияние изменения частоты тока и
питающего напряжения, а также температуры
окружающей среды на точность измерения. Для
уменьшения влияния соединительных линий
на точность измерения ТС подключается к
одноточечному прибору по четырехпровод-
ной, а в многоточечных по трехпроводной
схеме. Благодаря большим
сопротивлениям /?, включенным в токовые цепи, токи
практически не зависят от изменения
сопротивления ТС.
Наиболее часто при испытаниях
находят применение переносные
(контрольные) мосты постоянного
'О*
л
ф ф
6)
Рис. 6.26. Схемы
включения в электрическую цепь
ТС для измерения
разности температур:
а — обычная стандартная
схема включения в цепь двух
ТС (Ять /?т2): Яр — реохорд;
/?i, #2, /?з, Ra — резисторы;
У — электронный усилитель;
/?л — резисторы для
подгонки сопротивления
соединительных линий; 6,3 В —
напряжение питания моста
от дополнительной обмотки
силового трансформатора;
б — включение двух ТС в
прибор с бесконтактным
линейным преобразователем
типа КБ
М о
Рис. 6.27. Схема
лабораторного уравновешенного
моста МВУ:
/ — переключатель плеч
отношения; 2 —
переключатели плеча сравнения; X —
зажимы для присоединения
Rt\ M — зажимы для
присоединения поверочного
моста или для использования
в качестве магазина
сопротивлений; К — кнопка для
отключения гальванометра
при его замене внешним СИ
тока. Мосты МО-62 предназначены
для измерения омических
сопротивлений в следующих пределах и
классах точности:
со встроенным гальванометром
от 0,1 до 1,0 Ом в классе 0,2
от 1,0 до 104 Ом в классе 0,1
от 104 до 105 Ом в классе 0,5
от 105 до 106 Ом в классе 2,0
с наружным гальванометром
от 10~2 до 106 Ом в классе 0,1.
Мосты Р4833 относятся к разряду
универсальных переносных
(портативных) СИ, предназначенных для
определения сопротивлений,
постоянных термо-ЭДС и напряжений.
Класс точности моста Р4833 при
использовании его в качестве моста
постоянного тока 0,1. Рабочие
условия применения моста Р4833 —
температура окружающего воздуха от
10 до 35 °С, атмосферное давление
84—106,7 кПа F30—800 мм рт. ст.)
при относительной влажности не
более 80%. Кроме того, для
измерения омических сопротивлений могут
быть использованы лабораторные
рычажные мосты. Применение
штепсельных мостов из-за ненадежности
контактных соединений не
рекомендуется. Наиболее удобен из числа
^Переносных мостов уравновешенный
мост МВУ (рис. 6.27, табл. 6.14)
Таблица 6.14. Напряжение источников
питания и положение переключателя плеч
отношений моста МВУ (рис. 6.27)
Измеряемое
сопротивление, Ом
Напряжение
источника
питания, В
Положение
переключателя плеч
отношений
5—10
10—100
100—1000
1000—10 000
10 000—100 000
100 000—1 000 000
4
4
6
8
20
20
1:1000
1:100
1:10
1:1
10:1
100:1
с пределами измерений 0,01 —106 Ом.
Рабочая область измерения моста
5—105 Ом; погрешность показаний
не превышает +0,5 %, но при
сопротивлении менее 5 или более 105 Ом
она возрастает до ±5 %.
При измерении температуры переносным
мостом МВУ следует:
присоединить к зажимам Б источник
питания соответствующего напряжения (табл.
6.14), соблюдая полярность включения;
установить стрелку гальванометра на
нулевую отметку при помощи корректора нуля;
присоединить ТС к зажимам х моста;
освободить арретир нулевого
гальванометра НГ кнопкой КЗ;
проверить, находятся ли в сжатом
состоянии кнопки «Грубо» и «Точно»;
187
перевести переключатель моста в
положение МВ;
установить рукоятку переключателя плеч
отношения в положение, соответствующее
значению измеряемого сопротивления;
установить рукоятки переключателей
плеча сравнения в положения,
соответствующие предполагаемому значению измеряемого
сопротивления;
нажать кнопку «Грубо» и, вращая
соответствующие рукоятки переключателей плеча
сравнения, установить стрелку
гальванометра на нулевую отметку шкалы; затем
нажать кнопку «Точно» и окончательно
уравновесить измерительный мост.
При использовании двухпроводной схемы,
если сопротивление R„p соединительных
проводов соизмеримо с сопротивлением
термопреобразователя /?/, Ом,
Rt = nR — Rnp> F.20)
а при использовании трехпроводной схемы
/?, = л(Д + 0,5Я„р) -0,5Япр, F.21)
где п — отношение сопротивлений плеч моста
R\/R2\ R — сопротивление плеча сравнения
моста, Ом.
Сопротивление соединительных
проводов определяют измерительным мостом МВУ
подключением проводов к ТС. На основании
полученного значения Rt по градуировочным
данным (см. табл. 6.10—6.12) или графику
находят соответствующую ему температуру
рабочего вещества.
Существенным недостатком переносных
уравновешенных мостов является
необходимость установки их от руки в состояние
равновесия при каждом очередном
измерении температуры.
Потенциометрический метод
измерения сопротивления ТС (рис. 6.28)
обеспечивает высокую точность,
однако не может быть использован для
измерения температуры при
нестационарных процессах и при очень
быстрых изменениях температуры
рабочего тела. Для предупреждения
нагрева теплочувствительного
элемента ТС (ток 10 мА и более
недопустим) в схеме предусмотрено
регулировочное сопротивление /?рег.
Последовательно с источником тока
включены контрольное
сопротивление /?Кон, значение которого известно
крег
Лкон
и
Ж-
К потенциометру
Рис. 6.28. Схема включения ТС с
потенциометром
и соизмеримо со значениями Rt ТС,
миллиамперметр и теплочувстви-
тельный элемент ТС. Разности
потенциалов на зажимах контрольного
сопротивления А(/Кон и ТС AUt
измеряются потенциометром,
подключаемым посредством переключателя Я.
Поочередно измеряя падение
напряжения Д£/кон и Д{//, находят /?/, Ом:
Rt = RK0H(AUt/AUK0H). F.22)
По значению /?/, пользуясь гра-
дуировочной таблицей ТС (см.
табл. 6.11 или 6.12), определяют
температуру. Прибор
изготавливается по [18].
6.14. УСТАНОВКА И ПОВЕРКА
ТЕРМОПРЕОБРАЗОВАТЕЛЕЙ
СОПРОТИВЛЕНИЯ
В связи с тем что наименьшая
глубина погружения ТС в измеряемую среду
составляет 150—200 мм, их следует
устанавливать на трубопроводах малого
диаметра в наклонном положении. Перед
установкой ТС проверяют цельность
теплочувствительного элемента ТС и сопротивление
изоляции (с помощью мегаомметра с
номинальным напряжением 500 В), которое при
нормальных температуре и влажности
должно быть не менее 20 МОм. При отсутствии
механических повреждений и сопротивлении
изоляции меньше нормы теплочувствительный
элемент надо просушить, после чего повторно
измерить сопротивление изоляции.
Соединительные линии от ТС ко вторичным преоб1
разователям должны быть выполнены медным
188
проводом ПР-500 или кабелем с медными
жилами КВРГ и КНРГ сечением не
менее 1,2—1,5 мм2.
Правила установки уравновешенных
измерительных мостов те же, что и для
соответствующих типов потенциометров.
Параллельное присоединение к контрольному
(лабораторному) электронному дисковому или
ленточному одноточечному автоматическому
мосту нескольких однотипных ТС
осуществляют при помощи щеточно-пружинного
переключателя ПМТ. Технические ТС поверяют
при О °С в термостате с тающим льдом и
при 100 °С в паровом или масляном
термостате с электрическим нагревателем.
Контрольные и электронные автоматические мосты
подвергаются периодической поверке при
помощи точных магазинов сопротивления
(ШМС и др.). Поверки должны выполняться
согласно инструкции Госстандарта СССР.
После поверки рекомендуется проводить
поверку всей измерительной установки в
целом.
6.15. РТУТНЫЕ СТЕКЛЯННЫЕ
ТЕРМОМЕТРЫ
Ртутные стеклянные термометры 1
при испытаниях используют в
основном при измерении низких
температур. Преимущественно
применяются технические [109] и
лабораторные ртутные термометры [ИО,
111] с ценой деления шкалы и
верхним пределом шкалы, превышающим
наибольшую измеряемую
температуру на 8—10 °С.
Технические ртутные термометры (табл.
6.15) относятся к СИ с постоянной
глубиной погружения в измеряемую среду. Они
изготавливаются обычно со вложенной
шкалой и имеют наружный диаметр стеклянной
оболочки в верхней и нижней
(хвостовой) частях, соответственно около 17—19 и
8± 1 и 9±1 мм. Длина верхней части
термометра может быть 160 или 240 мм. Большие
размеры шкалы и капилляры у этих
термометров облегчают отсчет показаний. Нижняя
часть технического термометра, длина
которой выбирается в зависимости от глубины
погружения термобаллона в измеряемую
среду (табл. 6.16), может быть прямой
(обозначение П) или изогнутой под углом 90 или
135° (обозначение У). Погружение термометра
на глубину, меньшую длины нижней части,
снижает точность измерений.
Погрешность показаний технических
термометров не превышает одного деления шка-
1 Согласно правилам Международной
температурной шкалы выпускаются с
градуировкой в градусах Цельсия.
лы. Цена наименьшего деления шкалы
составляет 0,5 или 1 °С в пределах измерения до
50 °С и постепенно возрастает и достигает 5
и 10 °С при верхних пределах измерения.
Лабораторные ртутные
термометры выпускаются промышленностью
в двух модификациях: палочные,
имеющие шкалу в виде насечки,
нанесенной на стеклянном корпусе,
и шкальные с пластиной, вложенной
внутри оболочки (за капиллярной
трубкой) термометра (табл. 6.16,
6.17). В зависимости от пределов
измерений и цены деления шкалы
лабораторные термометры
подразделяются на пять типов. В отличие от
термометров типов А-1 и Б-1
термометры типов Б-2, Б-3 и Б-4
предназначены для измерения температур
в сравнительно узком (не более
55 °С) диапазоне, что позволяет
значительно повысить точность.
Установку ртутных термометров
обычно производят в защитных
(термометрических) гильзах в
соответствии со следующими требованиями.
1. В целях обеспечения наиболее
благоприятных условий
теплопередачи от измеряемой среды к
термобаллону приборов и уменьшения
отвода от него теплоты к
окружающему воздуху необходимо:
при установке термометра в
прямых участках трубопровода
погружать прибор в измеряемую среду
на глубину не менее 2/3 диаметра
трубы, а при установке в колене
трубопровода в случае измерения
температуры жидкости и пара — на
глубину 150 мм и газа
(воздуха) — на глубину 250 мм;
устанавливать термометр в
активной зоне струи навстречу
движению потока или нормально к нему
(рис. 6.29). При большом поперечном
сечении трубопровода (диаметром
600—1500 мм) температуру
необходимо измерять одновременно в двух
или трех точках сечения трубы. На
вертикальных участках такого
трубопровода термометры следует
располагать через одинаковые
расстояния по длине окружности трубы под
углом 35° к ее оси.
189
Таблица 6.15. Характеристика технических ртутных термометров
Заводской индекс и номер термометра
прямого
углового
Пределы измерения,
°С
Цена деления шкалы, °С, при длине
верхней части термометра, мм
160
240
П-1
П-2
П-3
П-4
П-5
П-6
П-7
П-8
П-9
П-10
П-11
П-12
римечание. 1
У-1
У-2
У-3
У-4
У-5
У-6
У-7
У-8
У-9
У-10
У-11
У-12
,лина нижней
-90-30
-30-50
-60-50
0-100
0-160
0-200
0-300
0 — 350
0 — 400
0-450
0-500
0-600
части прямого термом
—
0,5 или 1
1
1
1 или 2
1 или 2
—
—
—
—
—
—
етра 66, 103, 163, 253,
1
0,5 или 1
1
1
1 или 2
1 или 2
2
5
5
5
5
5 или 10
403, 633, 1003 мм
углового 104, 141, 201, 291, 441, 671, 1041 мм.
Таблица 6.16. Характеристика лабораторных ртутных термометров
Тип, заводской
индекс
А-1, ТЛ1-3
Б-1, ТЛ-2
Б-2, ТЛ-5
Б-3, ТЛ-6
Б-4, ТЛ-4
Номер
1
2
3
1
2
3
4
5
1
2
3 .
4
1
2
3
4
5
6
7
8
1
2
3
4
5
6
7
8
Пределы измере-
туры, °С
0-450
0-500
0-600
-30-70
0-100
0-150
0-250
0-360
-30-70
0-105
100 — 205
200—300
-30-25
0-55
50-105
100-155
150—205
200—255
250—305
300—360
-30-20
0-55
50-105
100-155
150-205
200-255
250-305
300-355
Цена
деления
шкалы,
°С
2
1
0,5
0,5
0,1
Размеры, мм
Общая
длина
400
450
600
250 ±20
250 ±20
280 ±20
320 ±20
360 ±20
320 ±20
160±10
530 ±30
Диаметр
со
вложенной шкалой
палочный
— 7±0,5
—
8±1 -
8±1 -
6-7 —
11 -
190
Таблица 6.17. Допустимые погрешности
показаний ртутных термометров, °С
Темпе
ныи д
зон,
-30-
0-
100-
201 -
301-
401 -
ратур-
иапа-
°С
- + 1
-100
-200
-300
-400
-500
Цена деления шкалы, (
0,1
±0,3
±0,2
±0,4
±0,8
±1,0
—
0,5
±1,0
±1,0
±1,0
±1,5
±3,0
—
1
±1,0
±1,0
±2,0
±3,0
±4,0
±5,0
2
±2,0
±2,0
±4,0
±4,0
±5,0
>С
5 и 10
±5,0
±5,0
±5,0
±5,0
±10,0
±10,0
2. Конструкции защитных гильз
[18] должны способствовать
переходу к ним теплоты от измеряемой
среды и затруднять отток теплоты в
окружающую среду. Для этой цели:
защитную гильзу следует
изготавливать из металла, обладающего
плохой теплопроводностью
(например, из нержавеющей стали),
причем толщина ее стенки должна быть
не более 1 —1,5 мм для давлений
измеряемой среды 0,785—1,47 МПа,
2—2,5 мм для давлений 1,47—
Рис. 6.29. Способы установки ртутных
термометров:
а — вдоль оси трубопровода D<200 мм; б —
на горизонтальном трубопроводе £)<200 мм;
в — на горизонтальном трубопроводе D> 200 мм;
г — на вертикальном трубопроводе D> 200 мм
Рис. 6.30. Установочные пружинные кольца
для термометров:
а — пружинное кольцо; б — сборка пружинных
колец; / — ртутный термометр; 2 — защитная
гильза; 3 — упор; 4 — пружинное кольцо
5,89 МПа и 3—5,5 мм для
давлений 5,89—29,42 МПа;
внутренний диаметр гильзы не
должен превышать диаметр оболочки
термометра более чем на 2—3 мм, а
отверстие, через которое
вставляется термометр, должно плотно
закрываться специальной пробкой;
выступающие наружу часть гильзы
и бобышка должны быть покрыты
тепловой изоляцией. Бобышки [18]
для защитных гильз высокого
давления изготавливаются: для
измерения температуры воды — из Ст. 3,
стали 20 и пара — из сталей 1Х18Н9Т
или 2X13. Бобышки для среднего и
низкого давлений выполняются
из Ст. 3.
3. Для лучшей передачи теплоты
термометру кольцевой зазор между
стенкой защитной гильзы и
термобаллоном должен быть заполнен при
измерении температуры до 150 °С
машинным маслом, а при измерении
более высокой температуры —
медными (бронзовыми) или чугунными
опилками. Высота заполненной части
гильзы должна равняться длине
термобаллона. Чрезмерное заполнение
гильзы маслом или опилками
понижает точность измерения из-за
дополнительного оттока по ним теплоты
и увеличивает тепловую инерцию
термометра.
4. Термометр в защитную гильзу
может быть установлен и без
заполнителя, при этом для устранения в
гильзе конвекции воздуха
необходима установка на термобаллон
пружинных колец (рис. 6.30) или плот-
191
ная обмотка его оболочки
асбестовым шнуром. Для уменьшения
теплообмена между гильзой и стенками
трубопровода поверхность
последнего на расстоянии 6—10
диаметров трубы по обе стороны от гильзы
должна быть покрыта тепловой
изоляцией.
5. При измерении температуры
окружающего воздуха необходимо
предохранить термометр от нагрева
лучеиспусканием со стороны
ограждений котла и т. п. С этой целью
термометр следует установить между
двумя экранами из листового
асбеста (белой жести) или защитить
термобаллон экранным колпачком из
фольги и обеспечить свободный
приток окружающего воздуха к
термометру. Наиболее точные измерения
температуры воздуха в котельном
помещении достигаются:
установкой термометра в
экранированной (никелированной) трубке
с принудительной циркуляцией через
нее воздуха, создаваемой
присоединением трубки к всасывающему
патрубку дутьевого вентилятора
(дымососа);
применением двух одинаковых
спаренных между собой термометров,
термобаллон одного из которых
покрыт тонким слоем платины. В этом
случае действительная температура
окружающего воздуха, °С,
/, = /'_/С (/"-/'). F.23)
где V — показание термометра,
покрытого платиной; t" — показание
простого термометра; /С=0,18-=-
-=-0,22 — коэффициент,
определяемый опытным путем (обычно
принимается равным 0,2).
6. Измерение температуры
твердого топлива производится
следующими способами:
погружением термометра на
большую глубину в гильзу, вваренную
в топливопровод. Верхняя часть
термометра должна быть уплотнена
в гильзе асбестом или другим мягким
уплотняющим материалом;
погружением термометра в
теплоизолированный ящик или банку,
наполненную топливом, и
проведением измерения после достижения
установившейся температуры.
Емкость банки должна быть примерно
равна 2—3 кг топлива.
7. При смешении в трубопроводе
или канале нескольких однородных
потоков сред с , разными
температурами термометр для измерения
температуры смеси необходимо
располагать на расстоянии не менее
10—15 диаметров трубы или
размеров высоты канала от места
смешения; в противном случае измеренная
температура не будет
соответствовать средней температуре потока.
Желательно устанавливать
термометр после местных сопротивлений
(вентилей, поворотов и т. п.),
способствующих лучшему
перемешиванию протекающей среды.
8. Защитные гильзы с
массивными частями (фланцами),
выступающими из трубопровода, а также
металлические защитные чехлы
(оправы) для технических термометров
применять не следует ввиду
значительного оттока по ним теплоты в
окружающую среду.
9. Перед установкой термометра
следует убедиться в отсутствии
разрывов столбика ртути в капилляре
и в том, что шкала термометра не
имеет повреждений и надежно
закреплена. По окончании измерений
термометр должен быть извлечен из
защитной гильзы, протерт сухой
тканью и уложен в футляр, а
отверстие в гильзе должно быть плотно
закрыто специальной пробкой.
Ртутные термометры следует хранить в
футлярах в вертикальном или
наклонном положении.
При использовании ртутных
термометров необходимо
руководствоваться следующим:
отсчет показаний термометра
проводить с точностью не менее
половины цены деления шкалы
прибора;
при отсчетах показаний во
избежание ошибки из-за параллакса глаза
наблюдателя должны находиться на
одном уровне с мениском ртути в
192
капилляре (высшей точкой ртутного
столбика);
перед каждым очередным
измерением желательно слегка постучать
пальцем по оболочке термометра;
при отсчетах показаний термометр
нельзя вынимать или приподнимать
из защитной гильзы во избежание
появления погрешности, не
поддающейся учету.
6.16. ПОПРАВКИ К ПОКАЗАНИЯМ
РТУТНЫХ ТЕРМОМЕТРОВ
Поправки к показаниям технических
ртутных термометров, как правило, не
вводятся. Допустимые абсолютные погрешности
этих приборов, удовлетворяющие
требованиям практики, определяются существующими
нормами. При измерении температуры
лабораторными ртутными термометрами
необходимо учитывать по возможности все ошибки
измерения. Действительная температура
измеряемой среды / лабораторным термометром, °С,
/ = /, + Д/, + Д/2 + А/з±А/4, F.24)
где /' — среднее показание термометра в
течение опыта или отдельное его показание,
если колебания температуры превышают
±(8—10)%; Д/i — градуировочная
поправка (из аттестата); Д/2— поправка на
температуру выступающего столбика ртути,
измеренная с помощью вспомогательного
ртутного термометра (рис. 6.31); Д/з—
поправка на смещение нулевой точки
термометра; Д/4 — поправка, учитывающая
вероятную погрешность измерения, связанную с
отсчетом показания термометра, установкой
прибора и методом усреднения температуры
по сечению трубы или канала.
Поправку на температуру выступающего
столбика ртути вводят для технических и
лабораторных термометров. При поверке и
градуировке лабораторных термометров в
нагретую среду погружают весь столбик
ртути, однако при измерении температуры
в большинстве случаев верхняя часть его
выступает из защитной гильзы наружу и
охлаждается окружающим воздухом, что
уменьшает показания термометра. Поправка
на температуру выступающего столбика ртути
лабораторного термометра, °С,
Д/2 =/га (/'-/"), F.25)
где п — число градусов в 'выступающем
столбике ртути; а — коэффициент видимого
объемного расширения ртути в стекле,
равный 0,16-10-3 1/°С для обычных сортов
термометрического стекла и 0,18» Ю-3 1/°С
для кварцевого стекла; /' и /" —
показания основного и вспомогательного
термометров.
Вследствие приближенности измерения
средней температуры выступающего столбика
Рис. 6.31. Схема установки вспомогательного
термометра для измерения температуры
выступающего столбика ртути:
/ — основной термометр; 2 — вспомогательный
термометр; 3 — асбестовый шнур; 4 — защитная
гильза
ртути точность определения рассматриваемой
поправки невысока. Если термометр не может
быть погружен до отсчитываемой отметки,
целесообразно заменить его ТС или ПТ.
Поправка на температуру выступающего
столбика при измерении высоких
температур D50—500 °С) может составить около
2—3 % верхнего предела шкалы. При
поверке и градуировке технических
термометров в измеряемую среду погружают только
хвостовую часть термометра, а выступающий
столбик ртути принимает температуру
окружающего воздуха B0 °С). Для технических
термометров при температуре окружающей
среды выше 20 °С к его показаниям следует
вводить поправку на температуру
выступающего столбика ртути, °С,
Д/$ = ла(/,— /2),
F.26)
где /|, /2— температура выступающего
столбика ртути соответственно при градуировке
и измерениях.
Погрешность, возникающая за счет
выступающего столбика ртути, можно не
учитывать, если размер ее не превышает 0,15 %
измеряемой температуры.
Поправка на смещение положения
нулевой точки термометра, °С, зависит от
термического последействия стекла:
Д/з =/о-/о, F.27)
где /0 и /о — температура,
соответствующая положению нулевой точки термометра
7 В. И. Трембовля и др.
193
соответственно по аттестату и результатам
его повторной по ведш.
Для термометров, изготовленных из
обычного термометрического стекла,
смещение нулевой точки (депрессия нуля)
колеблется в пределах 0,02—0,1 на каждые 100 °С
шкалы прибора. Поправка, характеризующая
вероятную погрешность измерения, °С,
F.28)
где Л/5 — поправка на неточность отсчета
показания, наибольшее значение которой при
положении мениска ртути между отметками
шкалы не превышает половины цены
деления; б/б — поправка на несоответствие
установки термометра, достигающая ±0,5 %
показания термометра при измерении
температуры до 400 °С (жидкости, пара, газа и
воздуха в трубопроводах) и ±2,5 % до
800 °С (пара, газа и воздуха в широких
каналах); б/7 — поправка на несовершенство
усреднения температуры по сечению
трубопровода или канала, равная ± @,5—0,7) %
показания термометра; п — число измерений
за опыт; /' — температура, отсчитанная по
шкале термометра.
Поправка на вероятную погрешность
измерения лабораторными ртутными
термометрами с верхним пределом шкалы 400—
600 °С составляет ± C—7) °С.
6.17. ПОВЕРКА РТУТНЫХ
ТЕРМОМЕТРОВ
Технические и лабораторные
ртутные термометры поверяют до и после
испытания, а основную поправку их
вычисляют как среднюю из
результатов обеих поверок. Термометры
поверяют путем сравнения их
показаний с показаниями образцовых
термометров. Для этой цели
применяют термостаты с электрическим
нагревателем, заполняемые водой
(диапазон поверки — 1 ч- +95 °С),
минеральным маслом (95—300 °С) и
селитрой C00—600 °С). До и после
поверки определяют положение
нулевой точки термометра в термостате
с тающим льдом. Нулевая точка
термометра может смещаться из-за
изменения первоначального объема
капилляра и термобаллона
вследствие термического последействия
стекла, появляющегося в
результате нагрева и последующего
охлаждения термометра. Порядок
поверки ртутных термометров
определяется инструкцией
Госстандарта СССР.
6.18. ПИРОМЕТРЫ ИЗЛУЧЕНИЯ
Пирометры излучения относятся к
разряду бесконтактных СИ и серийно
выпускаются промышленностью для измерения
температуры до 6000 °С. Бесконтактный способ
измерения температуры применяют в тех
случаях, где использование контактных
методов измерения технически трудно
осуществимо или связано с появлением больших
систематических погрешностей. В зависимости
от метода измерения оптические пирометры
излучения разделяются на три группы:
пирометры квазимонохроматические
(оптические с исчезающей нитью накала [112,
113] и фотоэлектрические с чувствительным
элементом для сравнения двух источников
излучения в нулевом режиме);
пирометры полного излучения
(радиационные) ;
пирометры спектрального отношения
(цветовые фотоэлектрические с
чувствительным элементом для измерения отношения
интенсивностей излучения).
Измерение температуры оптическими
пирометрами с исчезающей нитью накала
основывается на методе сравнения яркости
излучения видимых лучей нагретого тела
(излучателя) при длине волны 0,65—0,66 мкм с
яркостью излучения нити накаливания
пирометрической лампы, регулируемой от руки.
В радиационных пирометрах световые и
тепловые лучи излучателя направляются при
помощи собирательной линзы (рефрактора)
или отражательного зеркала (рефлектора) на
теплочувствительный элемент (миниатюрную
термобатарею или специальные
термозависимые резисторы — болометры), соединенный с
электроизмерительными СИ (потенциометром,
милливольтметром и т. п.). Действие
фотоэлектрического пирометра основано на
свойствах фотоэлемента изменять возникающий в
нем фототок пропорционально световому
потоку, падающему на него от излучателя в
определенном диапазоне волн.
Шкалы всех пирометров градуируются
по излучению абсолютно черного тела.
Поскольку условия измерений отличаются от
условий градуировки, температура,
отсчитываемая по шкале, не соответствует
действительной. В связи с этим измеренная
пирометрами температура может быть
использована только для определения
относительного расположения зон факела с различной
температурой в топочной камере.
Погрешность измерения температуры оптическими
пирометрами с исчезающей нитью накала равна
± A,7—2,0) %, фотоэлектрическими при
верхнем пределе измерения до 2000 °С ±1,0%,
а при верхнем пределе более 2000 °С ± 1,5 %,
194
Таблица 6.18. Температурные поправки к показаниям квазимонохроматических оптических
аидаметдов с исчезающей нитью
Коэффициент
преломления
оптики
1,50
1,55
600
3.1
3,8
Температурная поправка при показании пирометра, °С
800
4,6
5,7
1000
6,4
8,0
1200
8
10
1400
11
13
1600
14
16
1800
18
21
2000
20
25
радиационными ±B,3—3,2)%,
спектрального отношения ±A,1 —1,2) %.
Для измерения температуры факела в
топках могут применяться серийные
пирометры: переносные оптические с исчезающей
нитью накала «Проминь» или ОППИР-017
(с ручной наводкой), фотоэлектрические
ФЭП-4 (с автоматической записью и
регулированием), радиационные РАПИР,
АПИР-С, ПРК-6000 (с автоматической
компенсацией погрешностей). Наиболее удобны в
работе оптические пирометры с исчезающей
нитью накала. К их недостаткам относятся
субъективность отсчета, обусловленная
качеством зрения наблюдателя, и сравнительно
большое время (от 20 до 40 с),
необходимое для измерений.
При сжигании твердых и жидких топлив
пламя образует сплошной светящийся спектр
излучения, при сжигании газа — бесцветное
или слегка светящееся пламя. Спектр
излучения в последнем случае линейный, что
делает невозможным применение
квазимонохроматических пирометров.
Поправки на смещение эффективной
длины при преломлении лучей в стеклах
оптического пирометра с исчезающей нитью
сравнительно невелики (табл. 6.18), а поэтому
учитывать их имеет смысл только при
измерении температуры выше 1300 °С.
Пирометры «Проминь» и ОППИР-017
предназначены для периодических измерений
яркостной температуры нагретых сред (тел).
Пирометр «Проминь» имеет шкалу с тремя
пределами показаний: 800—1400, 1200—2000
и 1800—5000 °С.
Порядок измерения температуры
пирометром определен инструкцией
завода-изготовителя, прилагаемой к прибору. При
пользовании пирометрами с исчезающей нитью
должна обеспечиваться правильная схема
измерения (рис. 6.32).
Для получения монохроматического
излучения окуляр пирометра снабжен красным
светофильтром, пропускающим лучи только
одной длины волны @,656 мкм ±0,005 мкм).
Установленная в приборе пирометрическая
лампа, служащая эталоном измерения
яркости, предназначена для работы при
температуре не более 1400 °С. При этом условии
срок службы ее практически не ограничен.
Нагрев вольфрамовой нити лампы выше
1400 °С приводит к изменению ее
характеристики из-за распыления (утонения) нити,
т. е. к нарушению градуировки пирометра.
Каждый квазимонохроматический пирометр
имеет индивидуальную градуировку шкалы,
зависящую от его лампы. В случае замены
последней шкала пирометра должна быть
проградуирована. При измерении
температуры в диапазоне 1200—2000 °С необходимо
ослабить видимую яркость излучателя путем
введения между ними и лампой
поглощающего (затемненного) стекла. В зависимости
от измеряемой температуры ток, протекающий
через пирометрическую лампу, составляет
170—180 мА. Питание пирометра
осуществляется от встроенного источника
постоянного тока (от пяти аккумуляторов НЦК-0,85)
напряжением 6 В. Оптическая система
пирометра позволяет производить измерение
температуры на расстоянии 0,7—5 м от
источника излучения. При измерении продольная
ось пирометра должна занимать
горизонтальное положение, а шкала — вертикальное. В
целях уменьшения погрешности, связанной с
субъективностью визуальных наблюдений,
желательно, чтобы измерение температуры в
топке производил один лаборант-наблюдатель
одним и тем же пирометром.
Поправку в показания пирометра на
несоответствие интенсивностей
монохроматического излучения измеряемого и абсолютно
черного тел не производят, так как
измерение светящегося факела осуществляют через
отверстие в ограждении топки малого
сечения по сравнению с общим ее сечением,
и поэтому коэффициент излучения
светящегося факела приравнивается к излучению
абсолютно черного тела.
Для работы с пирометрами нельзя
допускать лиц, у которых дальнозоркость и
а)
О
*)
Рис. 6.32. Схема измерения оптическим
пирометром:
а — правильное измерение — температуры нити
и излучателя равны; б, в — неправильное
измерение — неравенство температур нити и
излучателя
7*
195
Рис. 6.33. Схема радиационного пирометра
с термобатареей:
/ — линза объектива; 2 — диафрагма; 3 —
термобатарея в стеклянном защитном баллоне; 4 —
защитное стекло; 5 — линза окуляра
близорукость соответственно превышает плюс
4 или минус 6 диоптрий, а также лиц,
имеющих дефект зрения — дальтонизм. Глаза и
лицо наблюдателя-пирометриста при
измерениях должны защищаться от ожогов (во
время неожиданных хлопков или сильных
пульсаций в топке) с помощью защитных
щитков из фанеры или толстого картона,
надеваемых на неподвижную часть объектива.
Оптические пирометры должны
поверяться не реже 1 раза в три года в органах
Госстандарта СССР.
Преимуществом радиационных
пирометров (рис. 6.33) по сравнению с
квазимонохроматическими является отсутствие
специального источника тока и возможность
дистанционной передачи показаний. К
недостаткам их следует отнести неизбежные
погрешности из-за несоответствия условий
измерения и градуировки (влияние
расстояния пирометра от источника излучения,
размеров нагретого тела, лучепоглощения
промежуточной среды и т. п.), а также вследствие
нагревания самого пирометра и
необходимость применения кожухов с водяным
охлаждением, что затрудняет использование
пирометров. Расстояние пирометра от объекта
измерения должно не более чем в 20 раз
превышать ширину видимого объекта. Нормаль-
Ямс. 6.34. Схема установки телескопов
радиационных пирометров, визирующих на
черные излучатели:
а — на дно калильной трубки К\ б — на
донышко карбофраксового блока Б; Т — телескоп
ные условия работы пирометра соответствуют
температуре корпуса телескопа 20 °С и
расстоянию пирометра до объекта измерения
0,5—1,5 м. При этом эквивалентный диаметр
лючка соответственно должен быть равен
35—75 мм при отношении расстояния от
телескопа до лючка к диаметру лючка 10:1 —
20 : 1 и от 50 до 225 мм при отношении 7:1.
Применение радиационных пирометров
требует использования специальных
стационарных приспособлений для защиты их от
чрезмерного нагрева, выброса пламени и пыли из
топки. Требуется также установка
специальных калильных трубок (рис. 6.34), на дно
которых визируется телескоп пирометра. Эти
трубки изготавливаются из огнеупорных
материалов (карборунда или карбофракса),
обладающих высоким суммарным
коэффициентом черноты излучения.
6.19. ОПРЕДЕЛЕНИЕ
ИЗОТЕРМИЧЕСКИХ ПОЛЕЙ
В ТОПКЕ КОТЛА
Измерение температуры пламени в
топке котла при помощи
оптического пирометра позволяет получить
лишь среднюю температуру части
факела, расположенной против точки
измерения. Для определения
характера распределения температур в
топочном пространстве (рис. 6.35) на
каждой стенке топки равномерно по
ее высоте должны быть расположены
16—18 лючков для котлов D^
^320 т/ч или до 50 лючков для
котлов D^320 т/ч.
Изотермические поля факела наносят на
предварительно выполненный ряд
одинаковых эскизов топки в масштабе
1 : 100, на которых указывают
координаты отдельных точек измерения и
их нумерацию, соответствующую
нумерации точек котла. Следует
учитывать, что температура факела в
отдельных точках измерения может
быстро изменяться, и, следовательно,
не всегда повторные ее измерения
будут давать совпадающие
результаты. Поэтому при снятии характера
распределения изотерм в топке
(через лючки одновременно по обеим
сторонам котла) условно принимают,
что температура факела в отдельных
его частях остается постоянной в
течение всего времени измерения
(до 1 ч). В целях ускорения
процесса измерения температуры в топ-
196
Левая
сторона
Правая
сторона
Рис. 6.35. Пример распределения температур в топке парового котла D^320 т/ч:
/ — 17 — лючки
ках, работающих под разрежением,
и обеспечения безопасности занятого
этим персонала снятие изотерм
следует производить двум
лаборантам-наблюдателям, из которых один
измеряет температуру пирометром,
а другой открывает и закрывает
лючки и ведет запись показаний в
журнале наблюдений. Снятие
изотермических полей разрешается
только при установившемся режиме
работы котла и соответствующем
разрежении в топке.
При построении изотерм
делается допущение, что температура
факела между соседними точками
измерения изменяется линейно. Для
изображения изотерм в топке берут
по ее эскизу расстояние между двумя
точками измерения, на которое делят
разность температур в этих точках.
Затем находят точки, через которые
должны проходить линии,
соответствующие температурам 1050, 1110,
1150°С и т.д.
Так, например, средняя температура
части факела в точке измерения 7 равна
1520 °С, а в точке 10 1320 °С. Расстояние
по эскизу между этими точками составляет
30,8 мм. Тогда масштаб температуры будет
равен A520—1320)/30,8 = 6,5 °С/мм и
линии (изотермы) температур 1350 и 1400 °С
будут находиться до точки 7 на расстоянии,
соответственно A520—1350)/6,5 = 26 мм и
A520-1400)/6,5 =18,5 мм.
Г ла ва седьмая
ИЗМЕРЕНИЕ ДАВЛЕНИИ И РАЗРЕЖЕНИИ
7.1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Для измерения давления и
разрежения рабочих веществ при
испытаниях применяются пружинные
манометры, пружинные и ртутные
барометры, жидкостные тягонапоромеры,
микроманометры и СИ с
унифицированным выходным токовым
сигналом [114—116]. Требования к
точности измерения давления
(разрежения) при испытаниях в
промышленных условиях сравнительно
невелики и в большинстве случаев
определяются следующими
значениями:
Давление, МПа
(кгс/см2)
Пределы точности
измерения, МПа (кгс/см2)
10—40 A00—400) 0,1—0,5 A,0—5,0)
3—8 C0—80) 0,01—0,05 @,1—0,5)
0,05—2,5 @,5—25) 0,005—0,02 @,05—0,2)
Для измерения малых статических
давлений от 30 до 104 Па C—
1000 кгс/м2) требуется точность
2—10 Па @,2—1 кгс/м2).
Для записи давления используют
выпускаемые промышленностью
электронные автоматические
преобразователи с унифицированным
токовым выходным сигналом МП-Э
(с силовой компенсацией), МС-Э,
MAC класса точности 0,6 или тензо-
резисторные преобразователи «Сап-
фир-22ДИ», «Сапфир-22ДА» (класс
точности 0,1—0,25) в комплекте
с автоматическими
миллиамперметрами КСУ-4 либо многоканальными
системами автоматической
регистрации РУМ, К-200, К-753 и др. [98].
Кроме того, могут быть
использованы (после несложных переделок)
электронные автоматические
потенциометры и уравновешенные мосты
ЭПП, ЭМП, ПС и МС. При
переделке этих приборов по схеме
ОРГРЭС переключатель и
печатающий ролик приспосабливаются для
поочередного подключения
необходимого числа точек измерений и
записи их показаний, для чего в
механизм этих приборов встраивается
компенсационная система,
состоящая из индукционной катушки,
плунжера, рычага и профильного
кулачка, закрепленного на оси реохорда.
Узел компенсационной системы
включается по дифференциально-
трансформаторной схеме; к нему
последовательно присоединяются при
/
\
l\s
3
Г4-
Е1 V
N*
Рис. 7.1. Принципиальная схема
индукционного потенциометра типа ИПБ-45:
/ — ротор; 2 — первичная обмотка; 3 —
вторичная обмотка; 4 — сегменты ротора
К электронному
потенциометру
Рис. 7.2. Схема выпрямительной приставки
к схемам измерения давлений
автоматическими потенциометрами
198
помощи переключателя вторичные
обмотки катушек индукционных по-
тенциометрических датчиков типа
ИПБ-45 (рис. 7.1) или сильфонных
дифференциальных тягонапоромеров
(манометров) конструкции ОРГРЭС.
Для измерения указанными
потенциометрами и мостами давлений без
переделки их электрической схемы
применяются выпрямительные
приставки ПВ-3 или ПВ-6 (рис. 7.2).
7.2. ДЕФОРМАЦИОННЫЕ
(ПРУЖИННЫЕ) МАНОМЕТРЫ
В практике испытаний обычно
применяют деформационные
(пружинные) манометры с одновитковой
трубчатой пружиной и секторным
передаточным механизмом. Эти
манометры имеют круглую шкалу с
углом раствора 270—300°.
Пружинные манометры делятся на
технические (общего назначения и
повышенной точности), контрольные и
образцовые.
Технические пружинные
манометры общего назначения (ОБМ, МТП,
МП-5) и повышенной точности
(МТИ) предназначены для
измерения избыточного давления рабочей
среды и имеют верхний предел
измерения от 0,1 до 60 МПа A—600 кгс/
/ем2). Пружинные манометры
общего назначения с диаметром
корпуса 160 мм имеют класс точности
1,5, с диаметром корпуса 100 и
60 мм — 2,5, а манометры МТИ с
диаметром корпуса 160 мм — 0,6 и
1,0. При испытаниях
применяются манометры класса точности 0,6 и
1,0 с диаметром корпуса 160 мм.
Контрольные пружинные
манометры МКО (однострелочные) и МКД
(двухстрелочные) предназначены
ч главным образом для
периодической поверки технических
манометров на рабочем месте и лишь изредка
для непосредственного измерения.
Они имеют верхний предел
измерений до 160 МПа' A600 кгс/см2)
и выпускаются однострелочными
класса точности 0,6 и двустрелоч-
ными класса точности 1,0.
Манометры МКД имеют две параллельные
трубчатые пружины с независимыми
передаточными механизмами и
стрелками. Совпадение показаний обеих
стрелок (с учетом основной
погрешности каждой манометрической
системы) указывает на исправное
состояние прибора.
Образцовые пружинные
манометры МО применяются для поверки
технических и контрольных
манометров, а также для точных
измерений давлений при определении
гидродинамического сопротивления
элементов парового котла.
Образцовые манометры имеют классы
точности 0,15; 0,25 и 0,4 при верхнем
пределе измерения до 60,0 МПа
F00 кгс/см2) и класс точности 0,4
при более высоких верхних
пределах.
Шкалы технических и контрольных
пружинных манометров
градуируются в мегапаскалях или кило-
граммах-силы на квадратный
сантиметр. Образцовые манометры имеют
условные шкалы; они разделены на
100, 250 и 400 делений
соответственно для манометров в корпусах
диаметром 100, 160 и 250 мм. Для
определения значения давления
служит переводная таблица,
приводимая в аттестате прибора. Наличие
у образцовых манометров
равномерной шкалы обеспечивает более
точный отсчет показаний.
При измерениях следует
периодически проверять исправность
манометра путем соединения полости
трубчатой пружины с атмосферой
при помощи трехходового крана,
установленного перед прибором. В
этом случае стрелка манометра
должна совпасть с нулевой отметкой
шкалы. В опытах
продолжительностью до 24 ч нуль прибора
необходимо проверять через равные
промежутки времени не менее 2—3 раз.
Для устранения влияния на точность
измерения сил трения в передаточном
механизме манометра рекомендуется
перед каждым отсчетом показаний
слегка постучать пальцем по корпусу
прибора.
199
Включать и выключать пружинные
манометры следует медленно во
избежание их повреждения при
резких изменениях давления. Для
предохранения трубчатой пружины от
появления остаточных деформаций
нельзя допускать повышения
давления выше предельного значения
шкалы манометра.
Исходя из требуемой точности и
надежности показаний, пружинный
манометр выбирают с таким
расчетом, чтобы при постоянной или
плавно меняющейся нагрузке
измеряемое давление находилось в
пределах от 1/3 до 2/3 шкалы, а при
колеблющейся нагрузке — от 1/3 до
1/2 шкалы. Для получения
правильных показаний пружинные
манометры необходимо устанавливать в
соответствии со следующими
требованиями.
1. Отбор импульса давления к
манометру следует производить на
участке трубопровода, где поток
имеет прямолинейное направление.
Для отбора импульса давления
необходимо просверлить в стенке
нормально к оси трубопровода
отверстие диаметром 4—6 мм с
установкой заборной трубки (штуцера)
заподлицо с внутренней стенкой
трубопровода, при этом направление
потока должно быть параллельно
плоскости отверстия. Во избежание
возмущения потока края отверстия на
внутренней поверхности
трубопровода должны быть слегка
закруглены.
2. В горизонтальных и наклонных
участках трубопровода штуцер для
установки манометра следует
располагать на его верхней или боковой
образующей в целях предохранения
трубопровода и соединительной
линии от засорения.
3. При измерении давления
вязкой и загрязненной среды (мазута
и др.) в отборное устройство должны
включаться разделительный сосуд
с предохранительной жидкостью
(рис. 7.3, а) или разделительная
камера с металлической (резиновой)
мембраной (рис. 7.3,6). В качестве
200
Рис. 7.3. Разделительные устройства для
манометров:
а — жидкостное: / и 2 — трубки; 3 — сосуд; 4 —
разделительная жидкость; б — мембранное: / —
крышка; 2 — штуцер; 3 — резиновая мембрана;
4 — корпус; 5 — пробка
предохранительной жидкости можно
использовать дистиллированную
воду или раствор двууглекислой соды
в конденсате из расчета 5 г соды
на 1 дм3 конденсата, а также
вазелиновое, трансформаторное или
другое легкое масло. Погрешность,
вносимая разделительными сосудами в
измерение давления, составляет
около ±A,5—2,2) %.
4. Для уменьшения запаздывания
показаний манометра и
обеспечения плотности его соединительной
линии длина последней от места
отбора давления до прибора не
должна превышать 30—35 м.
5. Соединительные линии
манометров должны выполняться из
бесшовных трубок (с внутренним
диаметром не менее 8 мм) из
углеродистых или легированных сталей в
зависимости от параметров
измеряемой среды. Подбор их производится
по сортаментам на трубы
действующих стандартов.
6. Соединительные трубки
манометров следует прокладывать
кратчайшим путем с уклоном не менее
0,1 в сторону места отбора
давления, если измеряемая среда — пар,
пыль, газ, или в сторону
манометра, если измеряемая среда —
жидкость. Не следует допускать
многократных изгибов линий.
7. Для обеспечения продувки
соединительной линии и возможности
параллельного присоединения конт-
рольного манометра к рабочему
необходимо перед рабочим манометром
устанавливать при давлении среды
до 2,5 МПа B5 кгс/см2)
трехходовой пробковый клапан (кран) (рис.
7.4, а), при давлении 2,5—10 МПа
B5—100 кгс/см2) — штуцер с
трехходовым игольчатым клапаном
(рис. 7.4,6), а при давлении 10—
40 МПа A00—400 кгс/см2) —
трехходовый клапан и специальный
коренной запорный клапан между
отборником импульса давления и
сифонной трубкой (рис. 7.4, в).
Установка трехходового клапана перед
манометром на газопроводе не
рекомендуется, так как он может
служить местом утечки газообразного
топлива в помещение через
фланцевое соединение.
8. При измерении пульсирующего
давления для уменьшения износа
передаточного механизма манометра
следует установить между
манометром и трехходовым клапаном
дроссельную шайбу с диаметром
отверстия 0,5—1 мм или применить
демпфирующее устройство (рис. 7.5).
9. Манометры следует
устанавливать вертикально, соединительным
штуцером вниз и располагать на
уровне глаз наблюдателя. Шкала
манометра должна быть хорошо
освещена.
10. Манометры следует
устанавливать в местах, не подверженных
действию высоких температур и
вибрации. Максимальная температура
окружающей среды должна быть не
выше 50 °С. Для защиты
манометров от нагрева измеряемой средой
следует применять сифонные (U-
образные или кольцевые) трубки
(см. рис. 7.4, 7.6).
И. Места установки манометра и
отбора импульса давления
желательно располагать на одной и той же
геодезической отметке. В случае
расположения манометра выше или
ниже точки отбора давления к
показанию его должна вводиться
поправка на высоту столба воды в
соединительной трубке.
Действительное значение абсолют-
/ z а) з *
Рис. 7.4. Запирающие устройства для
манометров:
а — трехходовый пробковый клапан (кран): / —
рабочее положение; 2 — проверка нуля; 3 —
присоединение контрольного манометра; 4 —
продувка соединительной линии; б, в — штуцера с
игольчатыми клапанами: / — манометр; 2 —
игольчатый клапан; 3 — сифонная трубка; 4 — запорный
клапан
Рис. 7.5. Установка манометра с
демпфирующим устройством
201
I сверлить -gyfr
Рис. 7.6. Установка манометра с сифонной
трубкой
ного давления рабочего вещества при
измерении пружинным манометром,
МПа, определяется из выражения
p = p'±Api—Ар2±Дрз±Ар4 + Ра,
G.1)
где р' — измеренное значение
избыточного давления за время
проведения опыта; Api —
инструментальная .поправка, определяемая путем
сравнения с показаниями
образцового манометра (или из паспорта
манометра); Ар2 — поправка на
температуру окружающей манометр
среды; Арз — поправка на столб воды в
соединительной трубке; Ар4 —
поправка, связанная с применением
разделительного сосуда при
измерении давлений вязких жидкостей;
ра — атмосферное давление.
Поправка Арг вводится в случае,
если температура окружающей среды
отклоняется от градуировочного
значения B0 °С) более чем на ±5°С:
Др2 = Р?р'(/'-/), G.2)
где Р/ — температурный
коэффициент манометра, равный для
приборов с трубчатыми пружинами из
латуни 0,4-Ю-3, а из легированных
сталей 0,3-Ю-3 1/°С; /', / —
соответственно температура
окружающей среды при измерении и
градуировке, °С. Поправка Арз имеет
положительный знак при установке
манометра выше места отбора
давления и отрицательный при обратном
расположении:
Др3 = #р. 9,81/10, G.3)
где Н — высота столба воды в
соединительной трубке от места отбора
давления до штуцера манометра, м;
р — плотность воды в
соединительной трубке, кг/м3.
Средняя квадратическая
(относительная) погрешность измерения
давления пружинными манометрами
(при доверительной вероятности
0,95), %,
*p = V< + < + < + <> G.4)
где opi — погрешность измерения,
которая возникает из-за неточности
отсчета показаний по шкале
манометра и которая может достигать
± B,5—2) %; оР2 — погрешность
показаний манометра, равная ±2,0 %
при измерении давления до 5 МПа
E0 кгс/см2) и ±A,0—1,5) % выше
5 МПа E0 кгс/см2); арз —
погрешность из-за неправильного выбора
или выполнения места отбора,
равная 0,2—0,35 % измеряемого
давления при скорости потока 15—20 и
0,4—0,7 % измеряемого давления
при скорости потока 20—35 м/с;
арь — погрешность измерения,
связанная с применением
разделительного сосуда и равная ±A,5—2,2) %.
Значение ар,, %
оР] = оРнНп—1, G.5)
где орн — относительная
погрешность отсчета показаний,
наибольшее значение которой не
превышает половины цены деления шкалы
прибора; п — число измерений за
время опыта.
Точность рабочих пружинных
манометров зависит от упругого
последействия пружины, износа
передаточного механизма и возможных
повреждений при транспортировке и
установке. Ввиду этого перед
началом и после окончания испытания
манометры следует поверять на гру-
зопоршневом манометре МП-6 для
давлений до 6 МПа F0 кгс/см2)
или МП-60 до 60 МПа F00 кгс/см2)
202
при помощи контрольных грузов или
образцового манометра в рабочем
диапазоне измерений при прямом и
обратном ходе. При проведении
испытаний котлов технические
пружинные манометры следует
периодически поверять на рабочем месте при
помощи контрольных манометров
(МКД или МКО). Поправки к
показанию манометра определяются
как средние арифметические
значения из результатов его поверки до
и после проведения испытания.
7.3. БАРОМЕТРЫ
Атмосферное давление измеряют
чашечными ртутными барометрами
или пружинными барометрами —
анероидами. Измерение
атмосферного давления при испытаниях
производят главным образом при
определении абсолютного давления или
для приведения полученных
показателей к стандартным условиям.
В большинстве случаев при
испытаниях не требуется большой точности
определения атмосферного давления,
и для этой цели могут быть
использованы стандартные (поверенные и
аттестованные) анероиды (МД-19,
МД-49) либо данные местной
метеорологической станции об
атмосферном давлении для периода,
отвечающего времени опыта, с
последующим введением поправки на
разность геодезических отметок между
метеостанцией и местом, где
проводятся испытания, кПа:
В"=Ва± [(Н'-Н"H,09]0,1333,
G.6)
где Ва — барометрическое давление
по данным метеорологической
станции, приведенные к 0 °С, кПа;
Н' и Н" — высота расположения
соответственно метеорологической
станции и места, где проводятся
испытания над уровнем моря, м.
В случае применения анероида
последний должен иметь аттестат
Бюро поверки метеорологических
приборов (срок действия аттестата
между очередными поверками
прибора — 1 год). В аттестате указаны
способы расчета или значения
поправок, которые необходимо вносить
в показания анероида:
инструментальная поправка (шкаловая и
другие неточности) \В\\ добавочная
поправка (учитывающая явление
упругого последействия анероидной
коробки, влияние изменения
температуры передаточной системы
анероида на перемещение стрелки и др.)
АВг; температурная поправка (на
приведение показаний барометра к
0°С) АВз.
Перед снятием показаний
анероида необходимо слегка постучать
пальцем по его корпусу в целях
устранения влияния сил трения в
приборе. Одновременно с
определением давления следует по
встроенному в корпус анероида ртутному
термометру измерить температуру
окружающего воздуха, значение
которой необходимо для приведения
показаний барометра к 0 °С. В
зависимости от показания анероида
действительное давление
атмосферного воздуха, кПа,
В" = В' + АВ, G.7)
где В' — среднее значение
барометрического давления, измеренного в
течение опыта; A£ = A£i + A£2 +
+ АВз — поправки по аттестату
анероида.
Погрешность показаний
стандартных анероидов не превышает 200—
267 Па A,5—2,0 мм рт. ст.).
Основными недостатками анероидов
являются непостоянство
инструментальных поправок (поправки шкалы
и добавочной поправки) с
течением времени и запаздывание их
показаний при быстром изменении
давлений.
Наибольшую точность измерения
атмосферного давления
обеспечивают чашечные однотрубные
ртутные барометры, применение которых
следует рекомендовать при
испытаниях котельных установок по I
классу точности, а также при
испытании пылеприготовительных, тяго-
дутьевых и золоулавливающих
устройств. При измерении ртутным ба-
203
рометром действительное значение
атмосферного давления, кПа,
находится из равенства
В" = В„зм A - /С/б) ± АВинс, G.8)
где Визм — измеренное значение
барометрического давления; К —
коэффициент, учитывающий тепловое
расширение ртути и материала шкалы
(из паспорта барометра), 1/°С;
/б — температура ртути в
барометре, °С; ДВинс — инструментальная
поправка (из паспорта барометра).
Погрешность чашечных ртутных
барометров не превышает ±107 Па
(±0,8 мм рт. ст.) при изменении
температуры окружающей среды в
диапазоне от — 10 до 50 °С.
Барометры устанавливают по
возможности в местах с небольшими
колебаниями температуры
окружающей среды и защищают от прямого
действия солнечных лучей и
лучеиспускания нагретых поверхностей.
7.4. ЖИДКОСТНЫЕ
МАНОМЕТРИЧЕСКИЕ
СИ ДАВЛЕНИЯ
Жидкостные манометрические СИ
давления (напоромеры, тягомеры,
тягонапоромеры, микроманометры)
изготавливаются в основном из
калиброванных стеклянных трубок
внутренним диаметром не менее 6—
10 мм. В зависимости от
конструктивного оформления эти СИ
разделяются на однотрубные
(чашечные), двухтрубные (U-образные) и
многотрубные (батарейные). Из них
чаще всего применяются
двухтрубные СИ. Для заполнения
стеклянных тягонапоромеров обычно
используют дистиллированную воду,
подкрашенную хромпиком, ртуть, а
также спирт (этиловый или
денатурированный), подкрашенный
фуксином или метилротом.
Измеряемое двухтрубным
манометром (мановакуумметром)
избыточное давление р (разрежение s)
газообразной среды (продуктов
горения, воздуха и т. п.), Па,
уравновешивается столбом рабочей
жидкости в стеклянной трубке:
P(s)=hptg, G.9)
где А — разность уровней рабочей
жидкости в стеклянной трубке, мм;
р/ — плотность рабочей жидкости
при данной температуре, кг/м3;
g — ускорение свободного падения,
м/с2.
Показание манометра
отсчитывают по положению вогнутой части
мениска рабочей жидкости в обоих
коленах измерительной трубки
(выше и ниже нулевой отметки шкалы)
при использовании в качестве
рабочей жидкости дистиллированной
воды или спирта и по верхнему
краю менисков при использовании
в качестве рабочей жидкости ртути.
Измеренная высота столба
жидкости, мм, равна сумме показаний:
h = hl+h2, G.10)
где Ai, A2 — соответственно
положение мениска рабочей жидкости,
отсчитанное по шкале прибора в
правом и левом коленах измерительной
трубки, м.
Серийные U-образные жидкостные
манометры типа МВ выпускаются с
верхним пределом измерения в 1000,
2500, 6000, 10 000 Па A00, 250,
600, 1000 кгс/м2) при статическом
давлении 49 033 Па @,5 кгс/см2).
Приведенная погрешность измерения
не превышает ±A,5—2,0) %.
Более удобным для измерений
является однотрубный манометр,
требующий только одного отсчета.
Тягонапоромеры ТДЖ относятся к
разряду жидкостных дифференциальных
СИ и состоят из одного или
нескольких однотрубных манометров. Эти
манометры имеют пять
типоразмеров с одной—четырьмя и шестью
трубками и несколькими пределами
измерений от 1600 до 6300 Па (от
160 до 630 кгс/м2). Приведенная
погрешность измерения не
превышает ±1 %. Тягонапоромеры ТДЖ
применяют при рабочем давлении
измеряемой среды до 49 033 Па
@,5 кгс/см2).
204
Во Pf Pz Pj
I
Во
I
□
a)
Рис. 7.7. Схемы жидкостных манометров:
a—многотрубный с параллельным соединением
трубок; б — однотрубный с краном для
установки нулевого положения уровня
Батарейный (многотрубный)
жидкостный манометр с перемещаемым
по вертикали резервуаром (рис.
7.7, а) [18] имеет несколько (обычно
восемь) стеклянных мерных трубок,
которые сообщаются с областями
измеряемого давления. Мерные
трубки соединены параллельно
специальной гребенкой с резервуаром
(чашей), уровень рабочей жидкости в
котором при измерении практически
не изменяется. Отсчет показаний
соответственно ведут только по
положению мениска рабочей жидкости
в мерной трубке. Обычно две
крайние трубки манометра остаются
сообщенными с атмосферой для
облегчения отсчета уровней в мерных
трубках. Чаша соединена с
гребенкой манометра гибкой трубкой,
благодаря чему, устанавливая чашу на
нужный уровень, можно одним и тем
же манометром измерять как
избыточное давление, так и разрежение.
Если приходится одновременно
измерять и то и другое, чашу
устанавливают в среднее положение. Для того
чтобы изменение высоты столба
жидкости в одной измерительной трубке
не вызывало дополнительных
погрешностей показаний прибора из-за
колебаний столба жидкости в других
трубках, площадь чаши должна быть
в 500 раз больше суммарного
сечения всех трубок. Шкалы
жидкостных U-образных манометров
изготовляются из нержавеющей стали,
фарфоровых или металлических
эмалированных пластинок. Применение
бумажных шкал не рекомендуется
ввиду быстрого их выхода из строя.
Абсолютная погрешность отсчета по
шкале прибора обычно не
превышает ±2 мм при измерении
постоянного и ±5 мм при измерении
пульсирующего давления или разрежения
среды. Вследствие этого измерять
столб рабочей жидкости менее 40—
60 мм не следует. При измерении
пульсирующего давления или
разрежения для уменьшения амплитуды
колебаний целесообразно частично
сузить сечение соединительной
трубки зажимом или установить
демпфер (см. рис. 7.5).
Микроманометры с постоянным и
переменным углами наклона
измерительной трубки (рис. 7.8, 7.9)
применяют для точного измерения
давления и разрежения в пределах
до 2400 Па [116]. С уменьшением
угла наклона трубки а
микроманометра точность отсчета его
показаний возрастает. Обычно в приборах
этого типа значение а изменяется
в пределах 15—30°. При углах
наклона трубки менее 10° точность
измерения микроманометром резко
понижается.
Исходное выражение для опреде-
205
Рис. 7.8. Микроманометр с постоянным углом наклона измерительной трубки типа ТНЖ-Н
соответственно измерительной
трубки и сосуда, м2.
Если при измерении плотность
рабочей жидкости отличается от гра-
дуировочного значения, то в
показание прибора вводят поправочный
множитель, равный отношению этих
плотностей. В общем виде
р (s) = (А,-Ао) Л*!-^-, G.12)
Р
где h\ и Ао — показание
микроманометра соответственно при
измерении и сообщении его (сосуда
измерительной трубки) с атмосферой, м;
fe = p(sina±///7), G.13)
k\ — поправочный коэффициент по
аттестату микроманометра; р', р —
плотность рабочей жидкости
соответственно при измерении и
градуировке прибора, кг/м3.
Для заполнения микроманометров
должна применяться рабочая
жидкость, которая плохо смачивает
стенки стеклянной трубки, образует в ней
плоский мениск, медленно
испаряется, хорошо растворяет жиры, не
является ядовитой и не
взаимодействует со стеклом и металлом. Этим
требованиям сравнительно полно
удовлетворяют этиловый спирт,
денатурированный спирт, толуол и
бензин, средняя плотность которых при
температуре 20 °С соответственно
равна 810, 838, 879, 750 кг/м3. В
каждом отдельном случае плотность ра-
Рис. 7.9. Микроманометр ММН:
а — общий вид; б — схема включения
трехходового крана; / — плита; 2 — резервуар; 3 —
трехходовый кран; 4 — регулятор; 5 — пробка; 6 —
уровень; 7 — дуга; 8 — измерительная пробка;
9 — штуцера; / — положение при проверке нуля
прибора; // — положение при измерении
ления микроманометром давления р
(разрежения 5) измеряемой среды,
Па, имеет вид
pE)=/p(sina + //F), G.11)
где / — длина столба рабочей
жидкости в измерительной трубке,
отсчитываемая по шкале прибора, мм;
/, F — площадь поперечного сечения
206
бочей жидкости должна быть
определена возможно точнее ареометром.
Сравнительно часто для заполнения
микроманометров применяют
этиловый спирт, подкрашенный фуксином
или метилротом. Концентрация
красителя составляет 0,05 г на 1 дм3
спирта. Применять для
микроманометров в качестве рабочей жидкости
керосин и воду не рекомендуется.
К микроманометрам с постоянным
углом наклона измерительной трубки
относятся микроманометры ТНЖ-Н
(см. рис. 7.8), рассчитанные на
измерение избыточного давления
(разрежения) в пределах 250—
1600 Па B5—160 кгс/м2), а также
разности давлений при статическом
давлении до 19 613 Па B00 кгс/м2).
Для установки микроманометра
горизонтально служат винт 3 и
уровень 2. При измерении давления
микроманометр сообщается со
средой через штуцер 4, а
разрежения — через штуцер /. Винт 5 служит
корректором нуля, т. е. позволяет
при установке микроманометра
совмещать нулевую отметку шкалы с
мениском рабочей жидкости в
измерительной трубке 6. Изменение
уровня жидкости в широком сосуде 7
при подъеме жидкости в трубке
учитывается при градуировке шкалы
и поэтому не вносит ошибки в
измерение. Рабочая жидкость — спирт
плотностью 850 кг/м3 (при 20 °С).
Основная погрешность
микроманометра составляет ±A,2—1,5) %.
Значение дополнительной
погрешности при отклонении температуры
окружающей среды от нормальной в
пределах 10—40 °С составляет 0,5 %
на каждые 5 °С изменения
температуры.
Для измерения небольших
давлений и разрежений применяют
микроманометры ММН с переменным
углом наклона измерительной трубки
(см. рис. 7.9), имеющие
миллиметровую шкалу длиной 240 мм в виде
рисок непосредственно на стеклянной
измерительной трубке. Класс
точности приборов ММН 0,5 и 1,0,
предельное статическое давление
100 кПа. На дуге с пятью
отверстиями, соответствующими
определенным углам наклона трубки,
около отверстия указаны подсчитанные
по формуле G.13) значения &,
равные 0,2; 0,3; 0,4; 0,6; 0,8 для
рабочей жидкости с плотностью р =
= 809,5 кг/м3. Микроманометр
сообщается с измеряемой средой через
резиновую трубку, надеваемую при
измерении давления на плюсовый
штуцер трехкодового крана, а при
измерении разрежения — на
минусовый. В случае измерения
микроманометром разности (перепада)
давления соединительные трубки
надевают на оба указанных штуцера.
Проходные каналы в пробке
трехходового крана расположены таким
образом, что при повороте ее до
упора против часовой стрелки сосуд
и измерительная трубка сообщаются
с атмосферой, а отверстия в
плюсовом и минусовом штуцерах
закрываются. При этом положении пробки
должен поверяться нуль прибора.
При повороте пробки до упора по
часовой стрелке плюсовый штуцер
сообщается с сосудом, а
минусовый — с измерительной трубкой.
Отверстие, сообщающееся с
атмосферой, при этом закрывается.
Микроманометр должен включаться в
работу так, чтобы давление над
рабочей жидкостью в сосуде было
больше, чем в измерительной
трубке. Для удаления воздуха,
попавшего в измерительную трубку,
трехходовой кран сообщают с
атмосферой и наклоняют прибор в сторону
сосуда до полного удаления
рабочей жидкости из трубки. После
этого наклоном прибора в обратную
сторону снова заполняют трубку
жидкостью. Для поверки
микроманометров и тягонапоромеров
применяют образцовый микроманометр
компенсационного типа ММ-250.
7.5. УСТАНОВКА ЖИДКОСТНЫХ
ТЯГОНАПОРОМЕРОВ И
МИКРОМАНОМЕТРОВ
Для отбора полного давления
потока применяют изогнутую под
прямым углом напорную трубку с
коническим наконечником, открытым с
торца (рис. 7.10, а). Открытым
концом трубку устанавливают навстречу
потоку, а противоположным
присоединяют к жидкостному тягонапоро-
меру или микроманометру.
Для отбора статического
давления используют отверстия в стенке
трубы (канала) или специальные
устройства (приемники давления)
в виде трубки Ильина (ЦКТИ),
щупа (капиллярной трубки), трубки
Нифера и т. п. В первом случае
в стенке трубы или канала
(желательно с гладкой внутренней
поверхностью) сверлят перпендикулярно ей
отверстие диаметром 3—4 мм, края
которого с внутренней стороны
слегка закругляют (рис. 7.10, б).
Особенно гладкими должны быть края
отверстия в стенке при движении
газа (воздуха) со скоростью более
8—10 м/с. Наличие на внутренней
кромке отверстия заусенцев и
неровностей (углублений и выступов)
приводит к местному возмущению
потока (искажению поля скоростей)
и в результате к завышению или
занижению показаний. Над отвер-
Рис. 7.10. Способы отбора давления потока:
а—трубка для отбора полного давления; б—
отверстие для отбора статического давления
Рис. 7.11. Струевыпрямитель
стием к стенке должен быть
приварен штуцер внутренним диаметром
6—8 и длиной 100—125 мм,
служащий для подключения
соединительной резиновой или латунной (с
резиновыми переходами) трубки,
противоположный конец которой
присоединяются к тягонапоромеру или
микроманометру. Статическое давление
с достаточной точностью можно
измерять в одной точке у стенки
трубопровода, так как оно практически
мало меняется по сечению канала.
Однако при значительном
возмущении воздушного или газового потока,
движущегося в трубопроводе,
например при вращательном движении
воздуха (газов) при выходе* из
циклонов (сепараторов), статическое
давление, измеренное в одной точке
у стенки газо- или воздухопровода,
уже не будет равно его среднему
значению по сечению. В этом случае
поток следует выравнивать перед
местом измерения давления струевы-
прямителем (рис. 7.11). Расстояние
от отборника давления при наличии
струевыпрямителя не должно
превышать трех — пяти диаметров
трубопровода, а при его-большом
диаметре (более 600 мм) для осреднения
измеряемого давления импульс
следует отбирать не менее чем в четырех
точках (см. рис. 8.7). Удобными
являются приемники статического
давления в виде изогнутой напорной
трубки с закрытым наконечником,
имеющим на боковой поверхности
небольшие отверстия для отбора
давления (рис. 7.12). Наиболее полные
208
■€
€
А к
в)
*>
Рис. 7.12. Трубки для отбора статического
давления потока:
а — сферическая с отверстиями; б — сферическая
с прорезью (Ильина); в — коническая
и представительные материалы
имеются по трубке ЦКТИ (Ильина)
(рис. 7.12, а) [18], по остальным
трубкам (рис. 7.12, б и в) надежные
материалы и данные по конструкции
отсутствуют. Эти трубки,
устанавливаемые изогнутым концом
навстречу потоку, отличаются друг от друга
только формой наконечника и
размещением на нем отверстий.
Погрешность измерения статического
давления указанными приемниками
составляет ± @,5—1,5) %.
При измерении статического
давления в газоходах (конвективной
шахте) котла используют
цилиндрический насадок (трубку) Нифера
(рис. 7.13), применяемый в случаях,
когда динамическое давление
составляет не более 5—10 %
статического. Соотношение между
значениями статического и динамического
давлений потока должно оцениваться
по соответствующим проектно-рас-
четным данным испытуемого котла.
Длина / определяется расстоянием
до центра коллектора, в который
устанавливается насадок.
Точки отбора давления или
разрежения обычно соединяют с
жидкостными тягонапоромерами или
микроманометрами толстостенными
резиновыми трубами внутренним
диаметром не менее 8 мм, обладающими
хорошей плотностью. При измерении
давления газов до 3 кПа C00 кгс/м2)
импульсная трубка должна быть как
можно короче и иметь внутренний
диаметр 20—25 мм. Опрессовка
резиновых трубок водой не
допускается, так как после этого ее трудно
полностью удалить. Перед
прокладкой резиновые трубки следует
продуть сжатым воздухом. Резиновые
трубки должны прокладываться без
перегибов, в которых могут
образовываться водяные пробки из
конденсирующихся водяных паров,
содержащихся в измеряемом газе
(воздухе), и с уклоном в сторону
отбора давления. В случае
появления в резиновой трубке воды ее
следует снять и продуть воздухом.
Если прокладка трубки с уклоном в
одну сторону невозможна,
необходимо в местах ее перегиба
установить дренажные сосуды со
спускными кранами для периодического
удаления воды. v
70
120
ФЦч"
Рис. 7.13. Насадок Нифера
209
При измерении небольших
давлений или разрежений дымовых газов
(например, в верхней части топки,
за пароперегревателем и т. п.),
проводимом тягонапоромером или
микроманометром, расположенным
ниже места отбора импульса, следует
в показание прибора вводить
температурную поправку на давление А/г,
Па, учитывающую влияние разности
температур между измеряемой
средой в соединительной линии и
окружающим прибор воздухом:
M = h pB~pcp g, G.14)
Рж Рср
где h — разность отметок между
точкой отбора импульса и положением
верхнего уровня рабочей жидкости
в приборе, м; рв, рср, рж — плотность
соответственно окружающего
воздуха, измеряемой среды в
соединительной трубке и рабочей жидкости
в приборе при их температурах,
кг/м^; g — ускорение свободного
падения, м/с2.
Поправка при определении
давления имеет положительный знак,
а разрежения — отрицательный и
равна примерно ±A0—20) Па
[±A—2) кгс/м2]. Для исключения
температурной поправки
рекомендуется рядом с соединительной
трубкой проложить (рис. 7.14)
компенсационную резиновую трубку, нижний
Рис. 7.14. Установка жидкостного тягонапоро-
мера с компенсационной трубкой
210
конец которой следует надеть на
свободный штуцер прибора, а верхний,
расположенный около точки отбора
импульса, оставить открытым.
При подготовке тягонапоромеров
и микроманометров к измерениям
стеклянные трубки должны быть
тщательно очищены путем промывки
насыщенным раствором двухромово-
кислого калия в серной кислоте с
последующей промывкой водой,
затем спиртом и снова водой. Тяго-
напоромеры должны
устанавливаться строго вертикально (по отвесу),
а микроманометры — горизонтально
(по уровню). Места расположения
приборов не должны подвергаться
сотрясению и вибрации. После
установки прибор сообщают с
атмосферой и закрепляют шкалу в
положении, при котором нулевая ее
отметка совпадает с уровнем
(мениском) жидкости в измерительной
трубке. Если шкала прибора
неподвижна, то, подливая из пипетки
рабочую жидкость, подводят ее
уровень в трубке к нулевой отметке
или к ближайшей к ней. В
последнем случае при измерении следует
учитывать смещение нулевой отметки
прибора. При появлении в
измерительной трубке пузырьков газа
(воздуха) их нужно удалить путем
сжатий от руки соединительной
резиновой трубки.
При измерениях прибор
рекомендуется периодически сообщать с
атмосферой для проверки положения
нулевой точки, особенно если прибор
заполнен легко испаряющейся
рабочей жидкостью. Нулевую точку
следует также проверять и в случае
сдвига прибора с места. В процессе
измерения прибором, заполненным
органической жидкостью,
необходимо следить, чтобы в него не попала
вода из соединительной линии. В
противном случае рабочая жидкость
должна быть заменена. Для
предохранения прибора, от попадания
воды, особенно при измерении
давления или разрежения влажного газа,
необходимо установить в
соединительной линии перед прибором водо-
уловитель (склянку с двумя
горлышками).
При измерении разрежения в
газовом тракте котла желательно для
наглядности все тягонапоромеры
закрепить на общем щите.
Целесообразно также отдельные группы
приборов заполнять рабочей жидкостью
одной и той же окраски, например
приборы, установленные на газовом
тракте,— жидкостью красной
окраски, на воздушном — синей, на пыле-
воздухопроводном — зеленой и т. д.
Результаты измерения по
показаниям тягонапоромеров, Па, следует
приводить к одной общей отметке
Глава восьмая
ИЗМЕРЕНИЕ РАСХОДА
Для измерения расхода рабочих
тел (сред) при испытаниях
применяют расходомеры переменного
перепада давления с сужающими
устройствами, напорные трубки, тахометри-
ческие расходомеры жидкости,
анемометры, ротаметры и мерные баки.
8.1. РАСХОДОМЕРЫ
ПЕРЕМЕННОГО ПЕРЕПАДА
С СУЖАЮЩИМИ
УСТРОЙСТВАМИ
Сужающее устройство (СУ)
является первичным преобразователем
расходомера, в комплект которого
кроме него входят соединительные
линии и измеритель перепада
давления — дифференциальный манометр
(дифманометр) со вторичным
преобразователем КСД, ВФС или «Сап-
фир-22». Измерение расхода методом
переменного перепада давления
возможно лишь в области от 30 до.
(например, к положению наиболее
низкой точки измерения):
5пр = 5±/г(рв — pCp)g, G.15)
где 5пр, 5 — разрежение,
соответственно приведенное к заданной
отметке и измеренное прибором, Па;
h — разность отметок между точкой
измерения и заданным уровнем, м.
Если точка измерения давления
находится ниже отметки, к которой
приводится показание прибора, то в
формуле G.15) второе слагаемое
имеет положительный знак, а если
выше — отрицательный. При
измерении давления или разрежения берут
соответственно знаки плюс и минус.
100 % шкалы дифманометра, так как
в пределах от 0 до 30 % шкалы
погрешности измерения превышают
допустимые. Выбор, изготовление,
установка, монтаж, эксплуатация,
поверка и определение погрешностей
при использовании СУ
регламентируются [117].
Сужающие устройства могут быть
установлены с помощью сварного
соединения или в патрубках с
фланцевым соединением (рис. 8.1) [118,
119] и подразделяются на
стандартные (концентрические
диафрагмы и сопла, трубы и сопла Вентури)
и нестандартные (сопла с профилем
«четверть круга», диафрагмы с
двойным скосом, сдвоенные, сегментные
и прямоугольные). СУ
изготавливаются из материалов, не
подверженных влиянию рабочего тела, чаще
всего из нержавеющих сталей
1Х18Х9Т, 12Х1МФ, 15ХМА и др.
Исправность СУ, его соответствие
[117] и правильность установки
211
Направление
среды
Рис. 8.1. Схема установки СУ с патрубках со сварным (а) и фланцевым (б) соединениями:
L — наименьшая допустимая длина патрубка; L\ — то же перед сужающим устройством
должны быть проверены до начала
испытаний котла независимо от
метода соединения СУ с
трубопроводом. Это удобно осуществить при
монтаже или плановом останове
котла. При этом следует убедиться
в том, что через СУ на
паропроводе проходит весь выработанный
котлом пар. Следует иметь в виду,
что между трубопроводом
питательной воды к котлу и
подогревателями высокого давления не должно
быть отводов (на впрыск в
пароперегреватель котла, РОУ и пр.).
В противном случае необходимо
обеспечить измерение таких потоков
с максимальной точностью. Нестан-
дартизированные СУ до установки
на котле следует предварительно
протарировать.
Характерной величиной для
стандартных СУ является их модуль —
отношение площадей (квадратов
диаметров) проходного сечения СУ и
трубопровода при температуре
измеряемого вещества:
m = f/F = d2/D\
(8.1)
где /, d и F, D — площади и
диаметры проходного сечения
соответственно СУ и трубопровода.
212
При измерении расхода жидкостей
и газов допускается применять как
угловой, так и фланцевый способы
отбора перепада давлений на
диафрагмах (минимальный диаметр
отверстия диафрагмы независимо от
способа отбора перепада давления
б?2о^ 12,5 мм) и угловой способ
отбора на стандартных соплах, трубах и
соплах Вентури. Допустимые
диапазоны D20 * и т должны находиться в
следующих пределах [117]:
для диафрагм с угловым
способом отбора перепада давления
50<D2o<1000 мм при 0,05 <
<т<0,64;
для диафрагм с фланцевым
отбором перепада давления 50^£>2о<
<760 мм при 0,04<га<0,56;
для стандартных сопл £>2о^50 мм
при 0,05 <; /п^ 0,64 в случае
измерения расхода газа или пара;
D20>30 мм при 0,05<т<0,64 в
случае измерения расхода жидкости.
Минимальный диаметр отверстия
сопла d2o^ 15 мм;
для сопл Вентури 65 мм ^D2o^
<500 мм при 0,05<т<0,60;
d^ 15 мм;
для труб Вентури 50 mm^D2o<
^ 1400 мм при 0,10<т<0,60.
Согласно [117] допускается
измерять расход влажного пара
диафрагмами при соотношении
плотностей паровой рп и жидкой рж фаз
рп/рж^0,002 и массовой доле
жидкого компонента в парожидкостной
смеси не более 0,2. Показания диф-
манометра в этом случае
соответствуют расходу сухой части влажного
пара, поэтому диафрагмы следует
рассчитывать по расходу и
плотности паровой фазы.
В [117] рекомендуются
следующие стандартизированные СУ:
диафрагмы, сопла, трубы и сопла
Вентури. Диафрагма (рис. 8.2)
представляет собой плоский стальной диск
с концентрическим отверстием,
имеющим острую прямоугольную кромку
со стороны входа потока, и расто-
* Диаметр при температуре 20 °С.
Рис. 8.2. Стандартная диафрагма (верхняя
половина — камерная, нижняя — кольцевая):
£ = 0,05D2o; /= @,005 ч-0,02) D20; C = 0,03D2o при
m<0,45; С= @,01 4-0,02) D20 при m> 0,45; 30°<
<\|)<45°; остальные размеры по [117]
ченными на выходе под углом
ф = 304-45°. На кромках отверстия
диафрагмы не должно быть
зазубрин и заусенцев. Входная кромка
отверстия диафрагмы считается
острой, если радиус ее закругления
не превышает 0,0004 я^о. Можно
считать, что это условие
выполняется, если кромка не отражает луч
света при визуальном осмотре.
Толщина диска диафрагмы Е в
зависимости от условий механической
прочности, не должна превышать
0,05 D20; практически ее принимают
равной 4—8 мм. При перепаде
давления более 16 кПа A600 кгс/м2)
толщину диска диафрагмы
определяют расчетом [1,17]. Длина
цилиндрической части отверстия /
диафрагмы должна находиться в пределах
0,005D2o</<0;02D2o.
Смещение оси отверстия
диафрагм, а также стандартных сопл и
сопл Вентури относительно оси
трубопровода не должно превышать
0,0005D20/ @,1— 2,3m2).
Сопла (рис. 8.3) особенно удобны
для измерения расхода перегретого
213
Рис. 8.3. Стандартное сопло:
а — для т< 0,444 (верхняя половина —
камерная, нижняя — кольцевая); б — для т> 0.444;
х = 0,20^20 - -yJoj5d2D2o - 0,25D£0 - 0,5225&;
Г! = 0,2^2о; r2 = 0,333d2o; / = 0,304d2o; /i = l,5d2o;
/2 = 0,3d20; £ = 0,1D20; L = 0,604rf20; /i<0,03d2o;
rti>0,03rf20; значение С принимают по [117]
пара и газов, если Др/р<0,1, где
Др — перепад давлений. По
сравнению с диафрагмами они менее
чувствительны к загрязнениям, коррозии
и обеспечивают большую точность
измерения. Профильная часть
отверстия сопла должна быть
выполнена с плавным сопряжением дуг.
Отклонения радиусов дуг от
номинальных значений не должны
превышать 10% при т<0,25 и 3%
при т> 0,25. Выходная кромка
цилиндрической части отверстия
должна быть острой, без заусенцев,
фаски или закругления.
Сопла Вентури (рис. 8.4, а) могут
быть с длинным (длинное сопло)
или коротким выходным конусом
(короткое сопло). У длинного сопла
ШсB0Ы3*0,2а20
Рис. 8.4. Основные геометрические параметры стандартных сопл и труб Вентури [117]:
а — сопло Вентури с длинным (/) и коротким (//) выходным конусом; б — труба Вентури длинная (/),
короткая (//); все размеры принимают по [117]
214
иг
J
1
ш
')
Рис. 8.5. Виды отводов при угловом способе отбора перепада давлений для диафрагм
наибольший диаметр выходного
конуса D20 равен диаметру
трубопровода, а у короткого он меньше
диаметра трубопровода. Длина
конуса /о короткого сопла должна быть
не менее с^о. Конусная часть сопла
должна быть выполнена с
соблюдением условия б^Ч^ЗО0.
Профильная часть сопла должна
удовлетворять требованиям,
предъявляемым к профильной части
стандартных сопл.
Труба Вентури (рис. 8.4, б) состоит из
входного патрубка 1\% входного конуса h,
горловины /3 и выходного конуса
(диффузора) U. В зависимости от диаметра
условного прохода Dy, условного давления ру и
материала трубы Вентури выпускают трех
типов: А — стальные сварные из листового
материала на Dy от 200 до 1400 мм, ру до
1,6 МПа; Б —с литыми необработанными
входными частями и литой обработанной
горловиной на Dy от 1000 до 800 мм, ру до
2,5 МПа; В — литые с обработанными
входным патрубком, конусом и горловиной на
Dy от 50 до 250 мм, ру до 4 МПа. Трубы
Вентури делятся на длинные, если
наибольший диаметр выходного конуса равен
диаметру трубопровода, или короткие, если
указанный диаметр меньше диаметра
трубопровода. Соотношения основных размеров
труб Вентури приведены в [117, табл. 10].
Отбор перепада давлений Ар при
измерении расхода СУ осуществляют
строго установленными способами:
при помощи кольцевых камер или
отдельных отверстий (см. рис. 8.2
или 8.5, а). В последнем случае
лучшие результаты получаются при
размещении* устройства в обойме.
Кольцевую камеру выполняют либо
непосредственно в «теле» СУ, либо в
каждом из фланцев (между
которыми оно зажимается) (рис. 8.5, б),
либо в специальной промежуточной
детали — корпусе (рис. 8.5, в, г).
При малых давлениях кольцевая
камера может быть образована
также полостью трубки, согнутой вокруг
трубопровода в кольцо (рис. 8.5, г)
или прямоугольник. Обойма, камера
и отверстия для измерения Др
должны удовлетворять следующим
требованиям:
внутренняя кромка отверстия
отбора давления (в трубопроводе,
фланце, обойме или камере) должна
быть без заусенцев; рекомендуется
закруглять кромку по радиусу, не
превышающему 0,1 диаметра
отверстия. Ось отверстия должна
образовать с осью СУ угол 90° для
камерных диафрагм;
при применении камер (рис. 8.5, в)
число отверстий, соединяющих
камеру с полостью трубопровода,
должно быть не менее четырех.
Площадь каждого щелевого
отверстия должна быть не менее 12 мм2;
размер с (см. рис. 8.2) (диаметр
отдельного отверстия, диаметр
отверстия или ширина кольцевой щели,
соединяющей камеры с
трубопроводом) при т<;0,45 не должен
превышать 0,03 D20, а при т > 0,45
должен находиться в пределах
0,01 £>2о<с<0,02 D20.
Одновременно необходимо соблюдать
следующие условия: для чистых жидкостей
и газов 1<с<12 мм; для паров и
жидкостей, которые могут
испаряться в соединительных линиях, 4^с^
^12 мм при измерении перепада
давления через камеры.
215
Рис. 8.6. Фланцевый способ отбора
перепада давлений через диафрагмы
При фланцевом способе отбора
Ар следует измерять через
отдельные цилиндрические отверстия,
расположенные на расстоянии /1=/2 =
= 25;4-^25,7 мм от входной и
выходной плоскостей диафрагмы
(рис. 8.6).
Измерение Ар в сопле Вентури
осуществляется через кольцевые
камеры, при этом задняя камера
(минусовая) соединяется с
цилиндрической частью сопла через ряд
радиальных отверстий, диаметр
которых должен быть не более 0,13 я^о,
но не менее 3—4 мм. Перепад
давлений в трубе Вентури следует
отбирать через отверстия в стенках
входного патрубка и горловины,
через кольцевые камеры. Диаметр
отверстий с должен быть не более
0,1 Z?2o на входном патрубке и 0,13^20
на горловине (рекомендуемые
значения 4—12 мм).
Характеристики стандартных
диафрагм и сопл, предназначенных для
измерения расхода воды и пара
высоких и сверхкритических давлений,
приведены в [1, 117]. Конструкция
стандартной диафрагмы с
трубчатыми кольцевыми уравнительными
камерами, применяемой для измерения
расхода в трубопроводах с Ь2о^
^600 мм при низком рабочем
давлении среды, показана на рис. 8.7.
Относительная остаточная потеря
давления бр/Ар в стандартных СУ
находится в зависимости от типа СУ,
216
ff,2 ор¥ 0,6 т
Рис. 8.8. Потеря давления в стандартных СУ:
1—диафрагмы; 2 — сопла; 3 — короткие сопла
Вентури; 4 — длинные сопла Вентури (ф = 5ч-7°);
5 — длинные сопла Вентури (ф=14-М5°)
значения га и способа отбора
перепада давления по данным,
приведенным на рис. 8.8. Здесь Ар — перепад
давления измеряемой среды в СУ;
6р — невосстанавливаемая часть
перепада, теряемая на трение и
завихрение потока. Потери давления
для диафрагм и сопл определяют
по разнице давлений между
сечениями [117], удаленными на Зйго
перед сужающим устройством и на
10 D2o за ним. Руководствуясь [117]
для труб и сопл Вентури, следует
иметь ввиду, что руководящий
документ не указывает значений
расстояний между точками отбора давления
с учетом влияния СУ на поток.
Потери давления в диафрагме и
сопле примерно одинаковы, но сопло
позволяет измерять больший расход,
чем диафрагма, при одних и тех же
перепадах давления, а при D2o^
<300 мм обеспечивает более
высокую точность измерения.
8.2. ПРИЕМКА И УСТАНОВКА
СУЖАЮЩИХ УСТРОЙСТВ
При приемке СУ во время
подготовки котла к испытаниям
необходимо точно измерить диаметр
отверстия, тщательно проверить размеры и
профиль проточной части (профиль
сопла проверяется посредством двух
шаблонов — с наибольшим и
наименьшим допустимыми радиусами
кривизны), проверить остроту
входной кромки диафрагм и отсутствие
на кромке неровностей, заусенцев
и пр. Диаметр отверстия диафрагмы
проверяют измерением со стороны
входа потока не менее чем в четырех
местах (в противоположных точках
перпендикулярных диаметров), а
отверстия сопла (цилиндрической
части) — в двух сечениях, не менее
чем в четырех местах в каждом
сечении. Действительный диаметр СУ
находят как среднее арифметическое
из всех измерений. Отклонение
диаметра отверстия СУ от заданного
размера не должно превышать ±0,001 d2o
При га < 0,45 и ±0,0005 d2o при
т>0,45.
При установке СУ в
трубопроводах необходимо учитывать
следующее.
1. Перед местом установки СУ
должны по возможности
отсутствовать местные сопротивления (колена,
тройники, запирающие и
регулирующие органы, защитные гильзы
термометров и т. п.), вызывающие
завихрение потока.
2. Для успокоения потока СУ
должно устанавливаться в
прямолинейном (горизонтальном,
вертикальном или наклонном) участке
трубопровода. Допустимая длина
этого участка 1\ перед СУ в
зависимости от предвключенного местного
сопротивления определяется в
соответствии с табл. 8.1.
Прямой участок после СУ h
определяется в зависимости от га:
т
0,05
0,30
/2/02о
4,0
6,5
т
0,50
0,64
h/Di
7,5
8,2
В случае применения
бескамерного СУ длина успокоительного
участка перед ним принимается в
2 раза большей, чем перед
камерным. При т^0,5 длину прямого
участка трубопровода перед
камерным СУ можно уменьшить в 2 раза,
однако появляющаяся при этом
дополнительная погрешность
измерения расхода составит около 0,5 %.
Если по условиям измерения тре-
Таблица 8.1. Наименьшая длина прямого
участка трубопровода до сужающего
устройства и перед термометрической гильзой
Местное сопротивление
/i/£>2o при m
0,05 0,30 0,50 0,64
Колено или тройник 10 16 28 46
Группа колен в од- 14 22 36 50
ной плоскости
Группа колен в раз- 34 44 62 80
личных плоскостях
Полностью открытая 12 14 20 30
задвижка
Конусное сужение 10 10 14 30
Конусное расшире- 16 20 30 54
ние
Гильза термометра 5 5 5 5
диаметром ^го^0,0302о
217
буется дополнительное уменьшение
длины прямого участка (но не
более чем в 3 раза), то
погрешность измерения при этом
возрастает до 1 %. При невозможности
обеспечения необходимой длины,
прямого участка трубопровода
целесообразно перед СУ установить
струевыпрямитель (см. рис. 7.11),
позволяющий уменьшить
успокоительный участок 1\ до 5D20 при
малых значениях т и до 20—25 D20
при больших. Установка струевыпря-
мителя особенно желательна после
предвключенных местных
сопротивлений трубопровода.
3. Круглый трубопровод перед СУ
должен быть строго цилиндрическим.
Внутренний его диаметр на этом
участке следует измерять в четырех
симметричных направлениях в
каждом из двух сечений трубы —
непосредственно около СУ и на
расстоянии 2£>2о от него. Наибольшее
отклонение D20 от среднего
значения не должно превышать ±0,5 при
т>0,3 и ±2% при т<0,3.
Внутренняя поверхность трубопровода
на расстоянии 2D2o перед и за СУ
не должна иметь уступов и больших
неровностей.
4. При измерении расхода в
трубопроводе диаметром менее 30—50 мм
СУ следует установить посредине
встроенного в трубопровод прямого
участка внутренним диаметром 30—
50 мм и длиной 1,5—2,0 м.
5. При измерении расхода
периодически пульсирующего потока
(например, в трубопроводах, после
насосов, компрессоров и т. п.) между
источником пульсации и СУ должен
быть установлен успокоительный
сосуд. В случае сильной пульсации
рекомендуется установить в
трубопроводе за сосудом дроссельную
шайбу.
6. Расстояние от СУ до места
установки дифференциального
манометра не должно превышать 30 м,
считая по длине трассы
соединительной линии, а при измерении расхода
среды с температурой выше 100 °С —
не менее 5—6 м.
8.3. РАСХОДОМЕРНЫЕ
ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНЫЕ
МАНОМЕТРЫ
Для измерения перепада давлений
в СУ применяют жидкостные или
пружинные (мембранные, сильфон-
ные) дифференциальные манометры
(дифманометры) [120]. Из
жидкостных дифманометров наиболее
распространены при испытаниях одно-
и двухтрубные дифманометры со
стеклянными или стальными
трубками (табл. 8.2). При
автоматизированной системе для измерения
перепада давлений применяют
преобразователи с унифицированным
токовым выходным сигналом ДМЭ класса
точности 1,0, ДСЭ класса точности
0,6 и тензорезисторные
преобразователи «Сапфир-22» («Сап-
фир-22Д») класса точности 0,10—
0,25 в комплекте со вторичными
преобразователями КСУ-4 либо
многоканальными регистрирующими
системами (РУМ, К-200, К-753 и др.).
Жидкостные дифманометры ДТ
заполняются ртутью при измерении
расхода жидкого топлива, воды, пара
и сжатого воздуха и водой
(подкрашенной хромпиком), машинным
(трансформаторным) маслом или
этиловым спиртом при измерении
расхода газа (воздуха) низкого
давления. Кроме того, для измерения
малых перепадов при высоких
давлениях иногда применяются более
легкие, чем ртуть, рабочие жидкости,
например нитробензол (р2о =
= 1,205 кг/м3 при / = 20 °С), четы-
реххлористый углерод (рго =
= 1,595 кг/м3), дихлорэтан (р2о =
= 2,820 кг/м3), бромоформ (рго =
= 2,885 кг/м ) и тетрабромэтан
(р2о = 3,421 кг/м3), подкрашенный
Суданом. В качестве рабочей
жидкости в дифманометрах ДТЭ
применяется ртуть. Для измерения
малых перепадов давлений в мерных
устройствах до 5—7 кПа
рекомендуется использовать в качестве
рабочей жидкости дихлорэтан или
бромоформ. В этом случае при
однотрубной схеме ДТЭ вместо стального
218
Таблица 8.2. Характеристика жидкостных трубных дифференциальных манометров
Характеристика
Со стеклянными трубками '
Однотрубный
М
Двухтрубный
ДТ-5
ДТ-50 ДТ-150
Со стальными трубками2
Однотрубный
ДТЭ-400
Двухтрубный
ДТЭ-250
Пределы измерения, мм
столба жидкости
Предельно допустимое
давление измеряемой среды,
МПа (кгс/см2)
Допустимая погрешность
показаний
рения
Температура окружающе- 5—40
го* воздуха, °С
0—300
0—500
0—800
0—1000
0—1200
0—1500
0—2000
0,15
A.5)
1,5%
верхнего
предела изме-
0—250
0,5
E,0)
±2 мм
0—700
5,0
E0,0)
столба
0—500
15,0
A50,0)
жидкости
0—1 ООО3
0—20003
40,0
D00,0)
1-1,5%
предела
0—12003
25,0
B50,0)
верхнего
измерения
5—50 5—50
5—50
0—50
1 Выпускают заводы по ТУ.
2 Выпускают научно-исследовательские и наладочные организации по местным ТУ.
3 Уровень рабочей жидкости отсчитывают визуально по шкале с помощью индуктивного указателя.
плавающего шарика применяется
полипропиленовый поплавок с
металлическим стержнем.
В случае измерения расхода газа
(воздуха) при небольших
избыточных давлениях (до 50—100 кПа) в
качестве дифманометров могут быть
использованы жидкостные
двухтрубные тягонапоромеры и
микроманометры (см. гл. 7).
Перед заполнением трубных
дифманометров ртутью их стальные блоки и
измерительные трубки необходимо тщательно
промыть раствором, состоящим из 50—60 г
соды и 10—20 г мыла на 1 дм3 кипяченой
воды, подогретым до 60—70 °С. Следует
также проверить состояние резьбы на гайках
сальниковых уплотнений трубок
дифманометров ДТ (уплотнение концов стеклянных
трубок производят при помощи резиновых
колец, плотно пригнанных к трубкам и
отверстиям в блоках). На резиновое кольцо
кладут стальную шайбу (предохраняющую
его от смещения), в которую упирается
гайка сальника. После очистки и сборки
дифманометр должен быть опрессован водой
под давлением, превышающим на 15 %
рабочее давление среды. Дифманометры
заполняют ртутью только в специально
предусмотренном для этого помещении. Ртуть,
предварительно очищенную 5 %-ным
раствором азотной кислоты с последующей
нейтрализацией последней 5 %-ным раствором
кальцинированной соды, заливают через
нижний ниппель при открытых вентилях
верхнего блока. Уровень ртути в трубках после
заполнения дифманометра должен быть на
20—30 мм выше нулевой отметки шкалы.
После заливки ртути необходимо
внимательно осмотреть места уплотнений
стеклянных трубок в нижнем блоке. В случае
обнаружения просачивания ртути следует
подтянуть гайки сальников; если плотность
соединения не будет достигнута, дифманометр
нужно опорожнить и сменить резиновые
кольца. При включении дифманометра в
работу следует закрыть все вентили и
присоединить его к СУ, открыть запирающие
вентили у СУ и продувочные у
дифманометра, поочередно продуть соединительные
трубки, закрыть продувочные вентили,
установить шкалу дифманометра на нуль и
открыть уравнительный вентиль, медленно и по
возможности одновременно открыть оба
запирающих вентиля, после чего закрыть
уравнительный вентиль (при измерении расхода
пара запирающие вентили должны
открываться после образования конденсата в
соединительных трубках и конденсационных сосу:
дах).
Действие дифманометров ДТЭ
(рис. 8.9) основано на
использовании магнитного поля для
определения высоты уровня рабочей-
жидкости в стальной измерительной трубке.
При заполнении дифманометра
ртутью на ее поверхности должен
плавать металлический шарик, при дру-
219
гих заполнителях применяют
полипропиленовый поплавок с
металлическим стержнем. Измерение
перепада давлений осуществляется
фиксацией уровня в правом колене
измерительной трубки 4 (рис. 8.9, а)
по положению шарика или стержня
с помощью индуктивного указателя.
Для нахождения уровня искатель
перемещают вручную вдоль
измерительной трубки, добиваясь, чтобы
стрелка манометра индуктора
(индукционной катушки / на рис. 8.9, в)
находилась у нулевой отметки
шкалы, что соответствует положению
шарика 7 между катушками.
При равномерном движении
потока через СУ погрешность
измерения перепада давлений
жидкостными дифманометрами составляет
±A—2) мм высоты столба
рабочей жидкости. В случае измерения
пульсирующего расхода погрешность
отсчета показаний прибора может
возрасти до ± E—7) мм и выше.
При колебании перепада давлений
в дифманометре менее ±5 % его
среднее значение определяется
аналогично формуле F.12). В случае
более значительного колебания
видимых показаний дифманометра
среднее его значение равно:
Аср=(^+^+- + У^J, (8.2)
где Ль /i2, ..., Л/г — перепад
показаний дифманометра при отдельных
измерениях; п — число измерений.
Средняя квадратическая
(относительная) погрешность измерения
перепада давлений, %,
1 д/г inn
а=т—100'
(8.3)
где Ай — погрешность отсчета
высоты столба рабочей жидкости, мм;
h — высота столба рабочей
жидкости, мм.
Наименьший допустимый перепад
давлений в СУ при погрешности
отсчета ±2 мм должен составлять
100 мм. В этом случае а составит
не более ±1 %. Для получения
минимальной погрешности
наибольшее значение измеряемого перепада
давлений должно быть близким к
верхнему пределу шкалы прибора.
Отношение перепадов давлений
-263
220
должно удовлетворять условию
ДрМакс/Армин<Ю, (8.4)
где Армакс, Армии — соответственно
максимальный и минимальный
перепад давления в СУ.
При несоблюдении указанного
условия погрешность измерения
перепада давлений, близкого к
минимальному значению, будет сравнительно
велика.
При необходимости непрерывной
записи показаний штатных
расходомеров применяют стационарные диф-
манометры — мембранные, сильфон-
ные и поплавковые с
компенсационным унифицированным устройством.
Стационарные дифманометры могут
быть использованы при режимно-на-
ладочных и балансовых испытаниях
паровых котлов, если параллельно к
ним присоединяют переносные диф-
Шарик указа
тель уровня
Ч
Рис. 8.9. Переносные дифманометры ДТЭ конструкции ОРГРЭС:
а —общий вид дифманометра ДТЭ-400: / — сосуд 0 80 мм; 2 — штуцер для заливки дифманометра;
3 — шкала; 4—измерительная трубка, 5 — ловушка рабочей жидкости; 6 — клапаны;
б—электрическая схема ДТЭ-400: ВШ-2— вилка штепсельная двухштырьковая; ШП-2 — панель штепсельная на
два гнезда; TXt Т2 — триоды П-13; Mi — микроамперметр М-265; Д\ — диод Д-7; Вк — тумблер ТП-1-2;
Л\ — сигнальная лампа A2 В, 0,1 А); Ш — вилка штепсельная; в — электрическая схема ДТЭ-250:
/ — индукционная катушка; 2 — шарик; 3 — измерительная трубка; 4 — выпрямительные мостики; 5 —
нулевой индикатор; 6 — сигнальная лампа
221
манометры, служащие для
периодических контрольных измерений.
Технические дифманометры
выпускаются различных типов
нескольких классов точности — 1,0; 1,5; 2,5 и
4,0 в двух разновидностях:
бесшкальные и для отсчета показаний (в виде
показывающей шкалы и
самопишущего устройства). Они снабжены
телеметрической унифицированной
системой (индукционной или ферроди-
намической) для передачи
выходного сигнала к вторичному
измерительному прибору.
Наибольшее распространение
получили мембранные дифманометры с
чувствительным элементом в виде
упругой или мягкой мембраны.
Серийные модели дифманометров с
мягкой мембраной рассчитаны для
измерения сред при предельном
избыточном давлении до 6,3 МПа. Ими
измеряются перепады давлений от
10 Па до 0,63 МПа. Дифманометры
с упругими мембранами ДМ
являются бесшкальными приборами,
снабженными индукционным
датчиком
(дифференциально-трансформаторным преобразователем), и
выпускаются промышленностью трех
моделей с классами точности 1,0 и 1,5 на
предельные номинальные перепады
давлений 1600—25 000 Па и от 0,04
до 0,63 МПа. Изменение этих
пределов достигается установкой
сменных мембранных коробок различной
жесткости. Для измерения малых
перепадов давлений (до 1,0 кПа)
применяют сдвоенные коробки
небольшой жесткости. Дифманометры
ДМ рассчитаны на рабочее
давление среды 6, 3, 25 и 40 МПа.
Измерительный блок дифманометра
обладает температурной компенсацией,
так как нижняя мембранная коробка
имеет значительно меньшую
жесткость, чем верхняя. Работают эти
дифманометры в комплекте с одним
из вторичных показывающих и
самопишущих электронных приборов
дифференциально-трансформаторной системы — КСД, ЭПИД, ДС1 и
МСИР. Из них в первую очередь
должны применяться КСД, как
обладающие лучшими метрологическими
характеристиками, чем ЭПИД, ДС1
и МСИР. При применении
дифманометров ДМ преобразователи
перепада давлений устанавливают
параллельно штатным СИ.
В связи с тем, что для большинства
расходомеров с СУ нижний предел
измерения не превышает 30 % верхнего,
начальный участок шкалы вторичного прибора
датчика является нерабочим. В этом
диапазоне погрешность показаний прибора
превышает значение, соответствующее его классу
точности, достигая ±F—8) %.
Относительная часть нерабочей области шкалы
2 = бмин/Смакс, (8.5)
где GMHH, Смаке — соответственно
минимальный (допустимый) и максимальный
(предельный) расход вещества.
Если по условиям измерения
необходимо уменьшить нерабочую область
расходомера, то следует применить установку
сдвоенных (параллельно присоединенных к одному
СУ) вторичных приборов с различными
пределами шкалы @—100 и 0—30%),
включаемых в работу поочередно в зависимости
от измеряемого расхода. Тогда нерабочая
область расходомера с двумя вторичными
приборами уменьшится с 1 : 3,3 до 1 : И
согласно равенству
z' = г", (8.6)
где z', z" — нерабочие области обоих
приборов.
Предельный номинальный перепад
давлений прибора со шкалой 0—100% выбирают,
исходя из требований [117, п. 12.1.3].
Для прибора со шкалой 0—30 %
номинальный перепад давлений, соответствующий
отметке 30 %, принимают равным 0,09
предельного номинального перепада прибора со
шкалой 0—100 %.
8.4. УСТАНОВКА
ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНЫХ
МАНОМЕТРОВ
Дифманометры устанавливаются в
местах, не подверженных действию вибрации;
высокая или низкая температура и
влажность окружающей среды недопустимы.
Правильное расположение приборов проверяют
при помощи уровня или отвеса.
Соединительные линии (импульсные трубки) от места
отбора перепада давлений до дифманометра
должны прокладываться по кратчайшему
расстоянию вертикально или с уклоном к
горизонтали не менее 1:10 с таким расчетом,
чтобы конденсат мог свободно стекать в
трубопровод. Длина соединительных линий не
должна превышать 35—40 м, однако из-за
возможности возникновения большой динами-
222
У1-ЕЖВ-
а)
Рис. 8.10. Схема установки дифманометра
при измерении расхода жидкости:
а — ниже СУ; б — выше СУ
ческой погрешности не рекомендуется
использовать линии длиной более 15 м [97].
Внутренний диаметр труб соединительных линий
должен быть не менее 8 мм, а внутренний
диаметр труб, соединяющих СУ с
разделительными или уравнительными сосудами,—
не менее 12 мм. Для обеспечения
одинаковых условий работы обе соединительные
трубки располагают рядом и защищают от
воздействия внешних источников теплоты и
Чг"труб
Рис. 8.11. Разделительные сосуды:
а — для измерения расхода вещества с
плотностью, меньшей плотности разделительной
жидкости; б — для измерения расхода вещества с
плотностью, большей плотности разделительной
жидкости
Рис. 8.12. Схема установки дифманометра
при измерении расхода газа (воздуха):
а — выше СУ; б — ниже СУ
холода. Прокладка соединительных линий
должна исключать скопление в них
воздушных пузырьков (при измерении расхода
жидкости или газа). К одному СУ
допускается подключение двух и более дифманомет-
ров, но при этом каждый дифманометр
должен иметь не зависящие друг от друга
соединительные линии.
Для измерения расхода жидкости
дифманометр рекомендуется устанавливать ниже
СУ (рис. 8.10, а), чтобы исключить
возможность попадания в соединительные трубки
и в дифманометр газа (воздуха) из
трубопровода. Однако если по местным условиям
дифманометр может быть установлен только
выше СУ (рис. 8.10,6), то в верхних точках
соединительных линий нужно расположить
газосборники, снабженные продувочными
вентилями. При измерении расхода жидкого
топлива соединительные линии необходимо
обогревать для предохранения от образования в
них сгустков топлива. В этом случае
перепад давлений должен передаваться дифмано-
метру через разделительный сосуд (рис. 8.11)
с жидкостью, в качестве которой может
служить раствор двууглекислой соды в чистой
воде E г соды на 1 дм3 воды), машинное
масло, глицерин и т. п. Разделительные
сосуды, рассчитанные на рабочее давление
до 16 МПа, применяют в случае, если
плотность разделительной жидкости больше или
меньше плотности измеряемой среды.
Разделительные сосуды следует располагать как
можно ближе к СУ. Уровни жидкости в
разделительных сосудах должны быть
одинаковыми при нулевом перепаде давления. Для
контроля уровня сосуды снабжены
контрольными пробками.
При измерении расхода газа (воздуха)
дифманометр следует устанавливать выше
сужающего устройства (рис. 8.12, а) с тем,
чтобы избежать попадания в прибор
конденсата, выпадающего при охлаждении
газа. Если профиль трассы соединительной
223
ч
ЙВ
r^t
*;
Pwc. 8.13. Схема установки дифманометра
при измерении расхода пара:
а — ниже СУ; б — выше СУ; / — СУ; 2 —
уравнительный конденсационный сосуд
1М22х1,5
Рис. 8.14. Уравнительные конденсационные
сосуды
линии не обеспечивает свободного стока
конденсата в трубопровод, необходимо в
нижних точках (перегибах) соединительных
линий установить отстойные сосуды с
продувочными вентилями. Отстойные сосуды
используют также и при вынужденной установке
дифманометра ниже СУ (рис. 8.12,6).
Для измерения расхода пара
рекомендуется устанавливать дифманометр ниже СУ
(рис. 8.13, а). Необходимо, чтобы давления
столбов конденсата в соединительных линиях,
воспринимаемые вторичным прибором, были
одинаковы. Последнее достигается установкой
у СУ двух уравнительных конденсационных
сосудов (рис. 8.14), расположенных на
одной высоте. Патрубки, соединяющие СУ с
уравнительными сосудами, располагают
горизонтально в одной плоскости. Объем
внутренней полости каждого уравнительного
сосуда должен быть не менее объема
жидкости, перетекающей из сосуда в
дифманометр при изменении его показания от нуля
до максимума.
Уравнительные конденсационные сосуды
СКМ для СУ выпускаются
промышленностью в различном исполнении A—5) на
давление 4—16 МПа. Установка вентилей в
трубках, соединяющих уравнительные сосуды с
СУ, не допускается.
8.5. ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ
ИЗМЕРЕНИЙ РАСХОДОМЕРАМИ
С СУЖАЮЩИМИ
УСТРОЙСТВАМИ
Показания жидкостных дифмано-
метров при измерении расхода
жидкости, водяного пара или воздуха
(газа) приводят к дёйствильному
значению по формулам:
при применении жидкостных
однотрубных дифманометров
Лд = Анзм[A-Р0+^?/^?]. (8.7)
где Лизм — измеренная высота столба
рабочей жидкости в дифманометре, %
м; d\,D\ — внутренний диаметр
соответственно трубки и чашки
дифманометра, м; / — температура рабочей
жидкости в дифманометре, °С; р —
коэффициент объемного расширения
рабочей жидкости в дифманометре.
Значения коэффициента р для
применяемых в дифманометре рабочих
жидкостей (не смешивающихся с
водой) следующие:
Жидкость
Р, 1/°С
Ртуть
0,0001815
Сероуглерод
0,00108
Хлороформ
0,001197
Бензол
0,00114—0,00128
При применении жидкостных
двухтрубных (U-образных)
дифманометров
Ад = АизыA-Р0, (8.8)
где hH3U = h\+h2\ здесь fti, h2 —
высота столба рабочей жидкости
224
соответственно в левом и правом
коленах дифманометра, мм.
При применении
автоматизированной системы измерений с
использованием преобразователей с
унифицированным токовым сигналом и
деформационных дифманометров
перепад на СУ
Ар = Друслбп + Дринс, (8.9)
где Друсл — разность давлений,
измеренная в условных единицах, мА, мВ;
kn — переводной коэффициент из
условных единиц в абсолютные,
кПа/мА, кПа/мВ; Др„нс —
инструментальная поправка, определенная
путем сравнения с образцовым
прибором до и после испытаний.
При использовании жидкостных
дифманометров (однотрубных или
двухтрубных) перепад давления на
СУ, Па (Н/м2),
Др = 0,001Лд(рр ж-рб ж)9,81, (8.10)
где Лд — действительное значение
высоты уровня рабочей жидкости в
однотрубном дифманометре или
разность столбов рабочей жидкости в
двухтрубном дифманометре, м; рр ж и
Рб ж — плотность соответственно
рабочей и буферной жидкости в
дифманометре, кг/м3;
9,81—коэффициент перевода от единиц МКГСС к
соответствующим единицам СИ.
Если над рабочей жидкостью в
дифманометре находится воздух
(газ), причем рР.Ж2о< 0,002, то
рб ж в формуле (8.10) можно
пренебречь.
Подсчет массовых, кг/с, и
объемных, м3/с, расходов для любой
жидкости (сжимаемой, т. е. газов и
пара, и несжимаемой — воды,
жидкого топлива) независимо от
конструкции сужающего устройства ведут
по формулам:
для массового расхода
QM=4,aed2Vp7Ap; (8.11)
для объемного расхода
Qo=>4,aed2yAp/pi, (8.12)
8 В. И. Трембовля и др.
1,020
1,019
1,018
1,017
1,016
1,015
1012 \М YA
ьои ————Ш \/JV\——
low ———/м\А/\———
1,009 —— \Ш )Mf ———
1,008\—— fflWf\————
1,оо7\— )М/х/\—————
1,006 —\ffl/M ———ГЛ—
was ffMY\———Hi—
ьооч \дШу\—————Н—
*тТмг\ ———————
1.002W\ —————U-j—
1,001 f—I—————————
100 200 300 ЧОО SOOt,*C
Рис. 8.15. Поправочный множитель на
тепловое расширение материала СУ и
трубопровода:
/ — Сталь 20, 20М, 15XMA, 15М и 12МХ; 2 —
сталь Х23Н12 и Х18Н25С2; 3 — сталь 1X18H9T;
4 — бронза; 5 — чугун; сталь Х17 и Х17Н2;
6 — сталь Х6СМ, Х7СМ и Х5М
где А, = 3,142V2/4 =1,11—
постоянный коэффициент; a — коэффициент
расхода (действительный); е—
поправочный множитель на
расширение измеряемой среды; d = ktd2o —
внутренний диаметр СУ в рабочем
состоянии, м; Ар — перепад
давления на СУ, Па (Н/м2); pi —
плотность измеряемой среды в рабочих
условиях, кг/м3 (определяют по
[117]); kt — коэффициент,
учитывающий тепловое расширение
материала сужающего устройства
(принимают по рис. 8.15).
Коэффициент расхода а зависит
от типа СУ, его модуля т,
характера потока (числа Рейнольдса Re),
расположения мест отбора перепада
давлений относительно СУ,
шероховатости стенок трубопровода,
степени притупления входной кромки
диафрагмы:
225
Таблица 8.3. Исходный коэффициент расхода для стандартных диафрагм с угловым способом
отбора перепада давлений
аХсх при Re
104
2-104
3-104
5-Ю4
105
106
107
108
0,05
0,10
0,20
0,30
0,40
0,50
0,60
0,64
0,600
0,607
0,626
0,654
0,690
0,737
0,798
—
0,599
0,605
0,621
0,645
0,677
0,719
0,774
0,802
0,599
0,604
0,619
0,642
0,672
0,712
0,764
0,791
0,599
0,603
0,618
0,639
0,668
0,706
0,756
0,781
0,598
0,603
0,616
0,636
0,664
0,700
0,749
0,773
0,598
0,602
0,614
0,633
0,659
0,694
0,740
0,763
0,598
0,602
0,614
0,632
0,658
0,692
0,738
0,761
0,598
0,602
0,614
0,632
0,658
0,692
0,738
0,761
Таблица 8.4. Исходный коэффициент расхода afc для стандартных диафрагм с фланцевым
способом отбора перепада давлений
а& при Re
104
2-Ю4
3-Ю4
5-Ю4
7-104
105
106
107
108
0,0484
0,1024
0,2116
0,3136
0,4096
0,5041
0,5625
0,0484
0,1024
0,2116
0,3136
0,4096
0,5041
0,5625
0,0484
0,1024
0,2116
0,3136
0,4096
0,5041
0,5625
0,0484
0,1024
0,2116
0,3136
0,4096
0,5041
0,5625
ДЛЯ Д
0,5999
0,6061
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
"
—
—
—
—
деафра
0,5991
0,6050
0,6238
0,6502
—
—
—
—
—
—
—
—
"
—
—
—
—
—
—
—
ГМ
0,5988
0,6042
0,6217
0,6467
0,6791
—
—
0,5988
0,6024
—
—
—
—
~
—
—
—
—
—
—
—
—
—
D20 = 50
0,5985
0,6034
0,6198
0,6433
0,6745
0,7156
0,7483
-MOO мм
0,5983
0,6031
0,6190
0,6419
0,6718
0,7112
0,7447
£>2о = 200-т-250 мм
0,5985
0,6035
—
—
—
—
£>20 =
0,5985
0,6035
—
—
—
—
020 =
—
—
—
—
—
~
0,5984
0,6031
0,6188
—
—
—
375 мм
0,5984
0,6031
—
—
—
—
760 мм
—
—
—
—
—
—
где
0,5982
0,6028
0,6182
0,6407
0,6700
0,7087
0,7395
0,5983
0,6028
0,6181
0,6400
—
—
0,5983
0,6028
0,6180
—
—
—
0,5983
0,6028
—
—
—
—
&ИСХ
0,5979
0,6020
0,6161
0,6373
0,6652
0,7021
0,7316
0,5979
0,6020
0,6161
0,6366
0,6632
0,6977
0,7246
0,5980
0,6021
0,6161
0,6364
0,6627
0,6967
0,7230
0,5980
0,6021
0,6160
0,6363
0,6623
0,6960
0,7219
ИСХОДНЫЙ
0,5979
0,6019
0,6159
0,6367
0,6643
0,7010
0,7302
0,5979
0,6019
0,6158
0,6361
0,6623
0,6966
0,7232
0,5979
0,6019
0,6157
0,6358
0,6618
0,6955
0,7216
0,5979
0,6019
0,6157
0,6357
0,6615
0,6948
0,7205
коэф(
0,5979
0,6019
0,6158
0,6366
0,6642
0,7008
0,7299
0,5979
0,6019
0,6157
0,6359
0,6622
0,6964
0,7229
0,5979
0,6019
0,6157
0,6357
0,6617
0,6953
0,7214
0,5979
0,6019
0,6156
0,6356
0,6613
0,6946
0,7202
фициен
а = айсх/гш&п&Ке; (8.13)
для сопл (стандартных и Вентури)
a = aScx*ui*Re, (8.14)
226
расхода диафрагмы, принимаемый
по табл. 8.3 и 8.4; k
ш» ^п» К'
Re
поправочный коэффициент
соответственно на шероховатость стенок
трубопровода, недостаточную ост-
Таблица 8.5. Поправочные множители на
шероховатость стенок трубопровода и на
недостаточную остроту входной кромки /гш,
kn для стандартных диафрагм с угловым
способом отбора перепада давлений
m
[117]
km, kn ДЛЯ Ого, ММ
50
100
200
>300
0,050
0,100
0,200
0,300
0,400
0,500
0,600
0,640
1,0243
1,0236
1,0235
1,0244
1,0260
1,0280
1,0303
1,0313
1,0188
1,0170
1,0151
1,0147
1,0152
1,0163
1,0178
1,0184
1,0098
1,0073
1,0050
1,0046
1,0049
1,0056
1,0065
1,0069
1,0049
1,0024
1,0005
1,0001
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
Примечание. Значения km и k„ для
диафрагм при фланцевом отборе давления
приведены в [97].
Таблица 8.6. Поправочный множитель на
шероховатость стенок трубопровода km для
стандартных сопл и сопл Вентури
&ш ДЛЯ £>20, ММ
50
100
200
300
0,050
0,100
0,200
0,300
0,400
0,500
1,0000
1,0000
1,00000
1,00051
1,00315
1,00730
1,0000
1,0000
1,00000
1,00040
1,00250
1,00583
1,0000
1,0000
1,00000
1,00017
1,00122
1,00288
1,0000
1,0000
1,00000
1,00000
1,00000
1,00000
0,600 1,001297 1,01037 1,00518 1,00000
роту входной кромки диафрагмы
(табл. 8.5, 8.6), на вязкость
измеряемого вещества (рис. 8.16); ос£Сх —
исходный коэффициент расхода для
стандартных сопл и сопл Вентури:
ОЬисх—
-—L— Г 0,99 — 0,2262т205 +
+0,000215 - 0,001125т0'5 +
+ 0,00249т2-35(-^-) ' ]. (8.15)
По формулам (8.13) — (8.15) а
подсчитывают только для расходов,
при которых Re> Re„P [117] (для
диафрагм при 0,05<m^0,20 Renp =
= 5-103; при 0,20<т<0,59 Re„p =
= 104; при 0,59<т<0,64 Re„p =
= 2- 104;'для сопл и сопл Вентури при
0,05 <т< 0,20 Re„p = 7-10i; при
0,20 < т < 0,60 Renp = 2 • 104).
*7
1,070
1,060
1,050
1,030
1,0го
1,010
1000
ReOO0\
&к
60
90 м
ШОу
V
'
У
**
у
^
у
'
я*
'
wo'oo |
/
/
Л
А
20000
\300O0
\soooo
100000
0,050,1 0,2
*1
1,015
0,3 0,4
О)
0,5 0,6 0,7т
Re'20000
1005
0,9в5\
0,975\
Re'100 ООО
50000 _
^30000
^
70000 | иЯ.
^_j
j/^n0..
й_
30000
50000
70000
100000
02 0,3
O.h
б)
0,5
0,6m
Рис. 8.16. Поправочный множитель на
вязкость измеряемого вещества:
а — диафрагмы; б — сопла и сопла Вентури
Для труб Вентури
О&исх — С
1
(8.16)
истечения
где с — коэффициент
[117].
Число Рейнольдса определяют по
формуле
Re=36100D^KF' <8Л7>
где D — действительный или
эквивалентный внутренний диаметр
трубопровода при температуре
измеряемого вещества, мм; |ы —
динамическая вязкость вещества, Па «с; G —
расход измеренной среды.
Значения |ы некоторых технических
газов принимают по табл. 8.7 или по
[117, приложение 19], а для воды и
водяного пара — по [25].
Если вязкость жидкого топлива
определена химической
лабораторией по методу Энглера в условных
единицах, то в этом случае перевод
условной вязкости в динамическую,
Па «с, или кинематическую, м/с,
можно осуществить по формулам
li = p @,0073ВУ/ - 0,0063/ВУ,);
(8.18, а)
v = 0,0735^-0,063/6^, (8.18, б)
8*
227
где р — плотность измеряемого
вещества, кг/м3; ВУ — условная
вязкость в градусах Энглера.
Для подсчетов скоростей газовых
смесей в топках и газоходах
кинематическая вязкость, м2/с, при 20 °С
и 101,325 кПа может быть
приближенно определена по формуле
15,4» 1Q-4
100+(CO2 + CnHm)-0,857H2 '
(8.19)
V20=-
где СО2, С„Нт, Н2 — объемное
содержание в газовой смеси
соответственно диоксида углерода, тяжелых
углеводородов (кроме метана) и
водорода, %.
Вязкость газовой смеси может
быть также подсчитана по формуле
Манна
l/|i = Z(G//jw)f
(8.20)
где G,, |х/ — соответственно массовая
доля и динамическая вязкость
отдельных компонентов газовой смеси.
Минимальный расход вещества
GMHH и разность высот уровня /гмин
рабочей жидкости в дифманометре,
при которых достигается Renp, равны:
GMhh=G
КеПр
^мин — "
КеПр
"RT'
(8.21)
(8.22)
где G, h — соответственно расход
вещества и разность высот уровня
жидкости в дифманометре при
значении Renp; Re — значение критерия
Re в рабочих условиях.
Поправочный множитель е зависит
от типа СУ и в общем случае
е = /(т, Ар/р,, х), (8.23)
где р\ — абсолютное давление
измеряемого вещества перед СУ, Па;
х — показатель адиабаты вещества
(для перегретого водяного пара
равный 1,3, для воздуха и двухатомных
газов 1,4 и для одноатомных
газов 1,67).
Для жидкостных дифманометров
относительный перепад давлений
в СУ
Др/р, =0,01 (рр ж —Рб ж) 2oWpi,
(8.24)
а для пружинных дифманометров
Др/р1 = Ю-4Др/р,. (8.25)
Для жидкости ввиду ее
несжимаемости е=1, а для газа (воздуха)
и водяного пара е определяют по
номограммам (рис. 8.17) или [117].
Значения диаметров d и D,
соответствующие рабочей температуре
вещества в трубопроводе, определяют
по формулам: d = d2o&/, D = D2ok't.
Здесь kt(k't) —средний коэффициент
линейного теплового расширения
материала сужающего устройства
Таблица 8.7. Динамическая вязкость
Газ
|х технических газов,
Пас
ц-106 при температуре, °С
0
50
100
200
300
Воздух
Кислород @2)
Азот (N2)
Водород (Н2)
Хлор (СЬ)
Оксид углерода (СО)
Диоксид углерода (С02)
Диоксид серы (S02)
Сероводород (H2S)
Аммиак (NH3)
Метан (СН4)
Ацетилен (С2Н2)
Этилен (С2Н4)
Этан (С2Н6)
17,35
19,0
16,65
8,7
12,55
17,25
14,1
11,65 '
11,75
9,2
10,3
9,42
9,50
8,63
19,8
21,8
19,0
9,7
14,7
20,0
16,3
14,0
13,9
11,3
11,95
11,08
11,3
10,0
22,3
24,5
21,3
10,7
16,9
—
18,53
16,3
16,1
13,15
13,53
12,55
12,85
11,38
26,0
30,0
25,2
12,35
20,99
25,2
" 22,7
20,7
20,59
16,87
16,08
—
15,8
14,02
29,7
32,95
27,95
13,9
25,11
27,95
26,67
24,52
24,42
20,50
18,34
—
18,25
16,47
228
&plp
0,1 0.2 0,3
йр/р
1,00
0,05
0,30
0,85
О 0.01 0,02 0.03 ОМ 0.05 0.06 0.07 0,08
п1,00
\0,55
0,50
1,00
0,75 <%|о.
l
\0,70
0,65 0,92 0,33 ОМ 0,35 0,36 0,37 0,38 0,39 1,0
Рис. 8.17. Номограммы для определения
поправочного множителя на
расширение измеряемого вещества е:
а — при больших значениях Ap/pi; б —
при малых значениях &р/р\
(трубопровода) в интервале от 20
до /°С, 0С.
Величина kt учитывается только
для переносных дифманометров; при
применении стационарных СИ вместо
kt вносится поправка аисх в
соответствии с [117].
Плотность измеряемой среды определяют
по измеренным давлению и температуре
вещества с учетом влажности и сжимаемости.
При испытаниях котлов влияние этих
факторов невелико, учет сжимаемости важен лишь
при определении расходов газообразного
топлива. Значения pi в формулах (8.11) и
(8.12) в зависимости от давления и
температуры для насыщенного и перегретого
водяного пара принимают по приведенным в
приложениях 6 и 7 [117], а для воды — в
приложении 8. Плотность влажного водяного
пара, кг/м3,
1
A-*)/р' + */р" '
(8.26)
где р' и р" — плотность соответственно воды
при температуре пара и сухого насыщенного
пара, кг/м3; х — степень сухости пара (по
калориметру или химическому анализу
насыщенного пара).
Плотность жидкого топлива определяют
лабораторными методами с помощью
ареометров (нефтеденси метров),
пикнометров или гидростатических весов при 20 °С.
Точность определения зависит от вязкости
топлива • и применяемого метода и
составляет ±@,0003—0,001) кг/дм3. Если по
данным анализа известна плотность жидкого
топлива при стандартной температуре /„, то
значение ее, кг/м3, при рабочей
температуре /р
p;p = piCT-p'('p-4T),
(8.27)
где pj> и р^ст — плотность жидкого топлива
соответственно при рабочей и стандартной
температуре, кг/м3; р' — коэффициент,
зависящий от плотности жидкого топлива
(табл. 8.8), т/(м3-°С).
Плотность газообразного топлива
вычисляют по отношению плотностей газа рг и воздуха
рв Ргттл = 1,293рг/рв, определенному с помощью
пикнометра или прибора А. П. Вяткина [144].
Газы и их смеси являются сухими, когда
их относительная влажность ф при
нормальных температуре @°С) и давлении
101,325 кПа G60 мм рт. ст.) находится в
229
Таблица 8.8. Значения коэффициента р', т/(м3*°С), для жидких топлив в формуле (8.28)
р при 20 °С, т/м3
0,6900—0,6999
0,7100—0,7199
0,7300—0,7399
0,7500—0,7599
0,7700—0,7799
0,7900—0,7999
0,8100—0,8199
0,8300—0,8399
р', т/(м3.°С)
0,000910
0,000884
0,000857
0,000831
0,000805
0,000778
0,000752
0,000725
р при 20°С, т/м3
0,8500—0,8599
0,8700—0,8799
0,8900—0,8999
0,9100—0,9199
0,9300—0,9399
0,9500—0,9599
0,9700—0,9799
0,9900—1,0000
Р'. т/(м3.°С)
0,000699
0,000673
0,000647
0,000620
0,000594
0,000567
0,000541
0,000515
пределах 0^ф<0,1, и влажными, если
значение их относительной влажности при
нормальных условиях лежит в пределах
0,1<ф<1,0.
Плотность сухого газа в рабочем
состоянии, кг/м3,
рс г = рн
PnTkc
(8.28)
где рн — плотность сухого газа в нормальном
состоянии, кг/м3; р, р» — абсолютное
давление газа соответственно в рабочем и
нормальном состоянии, Па; 7\ ТИ — абсолютная
температура газа соответственно в рабочем
и нормальном состоянии, К; kc — коэффициент
сжимаемости газа для воздуха и
газообразного топлива перед горелками (практически
равен 1).
Плотность смеси сухих газов
(газообразного топлива, продуктов горения) при
нормальных условиях, кг/м3, подсчитывают по
эмпирической формуле
р„ = 0,0196С02 + 0,0152H2S+0,0125N2 +
+ 0,014302 + 0,00716СН4 + 0,0125СО +
C„Hm
+ 0,0009Н2 + £ @,536я + 0,045m)
100
(8.29)
где C02, H2S, N2, 02, CH4, CO, H2 — объемное
содержание соответствующих компонентов
газовой смеси, %; п и m — число атомов
химических веществ в составе непредельных
углеводородов (С„Нт); коэффициенты перед
химическими символами — плотность
соответствующих компонентов, разделенная на 100.
При элементном анализе газообразного
топлива доля непредельных углеводородов
дается, как правило, в общем виде.
Учитывая, что последние состоят главным образом
из этилена (С2Н4) и по абсолютному
значению содержание их в смеси сравнительно
невелико (до 3%), допустимо в формуле
(8.29) общую долю непредельных
углеводородов заменить долей этилена.
Плотность влажного газа р„ г определяют
как сумму плотностей его сухой части р£ г
и водяного пара р£ п при их парциальных
давлениях и температуре:
рв г = рсг + рв п. (8.30)
Плотность сухой части влажного газа в
рабочих условиях, кг/м3,
Рс г = Рн
ТИ (р — фРв п макс)
РнТкс
(8.31)
где р„ — плотность сухой части влажного
газа в нормальном состоянии; рв „ —
давление водяного пара во влажном газе при
рабочей температуре, Па; ръ п макс —
наибольшее возможное давление водяного пара во
влажном газе при рабочей температуре, Па.
Плотность водяного пара во влажном газе
в рабочих условиях
г ' нфв п макс /0 ооч
рв п = рв п н — =фрв п макс- (Ь.62)
pHlkc
Плотность газообразного топлива в
рабочем состоянии, кг/м3,
Рг.тл =
р„ + 0,001 (drjJl+ar тл /
1+<*гтл/804 '
(8.33)
где dT тл — содержание водяного пара в
топливе, г/м3; аг тл — содержание минеральной
пыли в газе, г/м3.
Стационарные (технические)
расходомеры с именованными шкалами
(в единицах расхода) градуируются
при определенных параметрах
измеряемого вещества (давление,
температура и влажность). При
отклонении от этих параметров к показанию
прибора следует вводить поправку,
и тогда действительный расход:
при шкале, градуированной в кг/ч,
8 V О
(8.34)
при шкале, градуированной в м3/ч,
(8.35)
здесь со штрихом указаны
действительные, а без штриха — расчетные
значения.
230
8.6. СПЕЦИАЛЬНЫЕ
СУЖАЮЩИЕ УСТРОЙСТВА
Измерение расхода при помощи
стандартных СУ в области малых
чисел Re (при вязких и загрязненных
жидкостях, малых диаметрах
трубопровода, нагретых газах, небольших
расходах, газовых смесях с высоким
содержанием водорода) практически
невозможно из-за непостоянства
коэффициента расхода, а
следовательно, неопределенной точности
измерений. В связи с этим применяют
специальные СУ, используемые в
основном для измерения расхода
жидкого топлива (табл. 8.9):
сегментные диафрагмы — для
измерения расхода загрязненных жидкостей
и газов, насыщенных жидкостью,
протекающих в горизонтальных или
наклонных трубопроводах, а также
для измерений расхода газов и воды
в трубопроводах диаметром свыше
1000 мм; прямоугольные диафрагмы
и прямоугольные трубы Вентури —
в основном для измерения расхода
газа (воздуха) в прямоугольных
каналах в случаях, когда невозможно
по конструктивным условиям
устанавливать круглые или невозможен
переход от прямоугольного канала
к круглому [97, 98, 121, 122].
Определение расхода среды при
помощи специальных СУ проводят
по формулам (8.11) или (8.12) с
использованием данных табл. 8.9—
8.11 [121].
Сдвоенная диафрагма (рис. 8.18, а)
представляет собой две
стандартные диафрагмы с различными
диаметрами сужающих отверстии,
причем d\> d,2. Обе диафрагмы
устанавливаются на расстоянии @,2—
0,8) D20. Угол между диафрагмами
2ф, характеризующий направляющее
действие первой диафрагмы и
определяющий характер потока через
вторую диафрагму, во всем
диапазоне di/D2o = 0,354-0,75 должен
сохранять приблизительно постоянное
значение. Основной диафрагмой, по
диаметру которой рассчитывается
расход, является вторая по ходу
среды. Эту диафрагму рассчитывают
обычным путем, определяя
коэффициент йи?х по табл. 8.10, a d\ находят в
зависимости от d^ по графику на
рис. 8.19. Остаточная потеря
давления в сдвоенной диафрагме несколько
меньше, чем в нормальной, и
определяется в процентах значения
перепада давлений по табл. 8.10. Отбор
разности давлений у сдвоеннь^
диафрагм производится непосредственно
около наружных торцов диафрагм
(р\ измеряется у передней плоскости
первой диафрагмы, а р2 — у задней
плоскости второй диафрагмы). Для
сдвоенной диафрагмы недостаточная
острота входной кромки и
шероховатость трубопровода практически не
влияют на изменение ai$x.
В соплах с профилем четверть
круга профильная часть при т<0,44
образуется дугой окружности,
плавно сопрягающейся с линией торца
на входе потока (см. рис. 8.18,6),
а при т> 0,44 — дугой, срезанной в
соответствии с размером D2o (рис.
8.18, в). Эти сопла обеспечивают
постоянство коэффициента расхода
Таблица 8.9. Области применения отдельных видов специальных сужающих устройств
Тип
ReM
• 103
Re„p.105
Сдвоенная диафрагма (рис. 8.18, а) 0,1—0,6 при t|>=14±2°
Сопло с профилем в четверть круга 0,05—0,39
(рис. 8.18,6)
То же (рис. 8.18,6) 0,44—0,49
Сопло с профилем полукруга <[0,2
(рис. 8.18, г)
Диафрагма с двойным скосом или 0,16—0,25
двойным конусом (рис. 8.18,(9)
То же (рис. 8.18, е) 0,06—0,121
3,0
0,3
0,2—0,7
0,08—0,3
3,0
0,05
3,0
2,7
0,56—2,0
До 0,1
1,0
0,3
231
Таблица 8.10. Примерные значения
исходного коэффициента расхода и
вспомогательных величин для расчета сдвоенных
диафрагм
Таблица 8.11. Примерные значения
исходного коэффициента расхода и
вспомогательных величин для расчета сопл с профилем
в четверть круга
Renp.103
-^-100%
Др
Re-103
r/D*
0,05 0,692
0,15 0,696
0,25 0,704
0,35 0,719
0,45 0,742
0,55 0,776
0,60 0,796
Примечание.
вления в СУ.
2,0
3,0
4,0
6,2
8,6
12,5
' 15,0
94,2
79,0
67,8
57,8
48,5
39,8
37,3
6р — остаточная потеря
0,05
0,16
0,25
0,36
0,39
0,44
0,49
пР
и в.
0,771
0,792
0,830
0,903
0,933
0,974
0,012
имечание.
■0,70—56
0,65—140
0,33—240
0,30—270
0,37—150
0,25—200
0,20—200
г — радиус на
0,100
0,112
0,135
0,208
0,285
0,377
0,466
рис. 8.18
Рис. 8.18. Специальные сужающие устройства:
а — сдвоенная диафрагма; б, в — сопло с профилем в четверть круга; г — сопло с профилем полукруга;
д, е — диафрагмы с двойным скосом
при изменении числа Re от @,2—
0,7) • 103 до 5,6-104 —2,0-105.
Наиболее целесообразным является
диапазон т = 0,25ч-0,36.
Сопло с профилем полукруга
рекомендуется использовать при r/d =
= 0,125 и для т<0,2, область Re —
от 80 до 10 000.
У диафрагм с двойным скосом (см.
рис. 8.18, C, е) на зависимость
коэффициента расхода от числа Re сильно
влияет входной угол 6 и ширина
входной части Ь\ при 6 = 50° и 6 = 0,06d
коэффициент расхода постоянен в
диапазоне изменения чисел Re от 20
до 3,0-103, а при 6=15° и 6 = 0,3rf
допустимый диапазон изменения Re
равен З-Ю3—105 при m = 0,16-f-0,25.
Требования к обработке диафрагм
с двойным скосом те же, что и для
стандартных.
Сегментные (эксцентрические)
диафрагмы (рис. 8.20, а) в отличие от
стандартных предохраняют
трубопровод в месте их установки от за-
0,3
0.8
0,7 \
0,б\
о Л
ом
14
*
п
Г о/о
0,35
Г очо
дчь
V A,50
0,55
1 0.60
Г 0,65
010
V \15
0,80
i
п
.IIi!ll!lSIN
1
о,з\--т^
0,2
0,3 Ofi 0,5 0,6 0,7 0,6 0,9U7/J/
Рис. 8.19. Зависимость d2/D от d\/D для
сдвоенных диафрагм
232
Рис. 8.20. Прямоугольные и сегментные
сужающие устройства:
а — сегментная диафрагма; б — прямоугольная
диафрагма; в — прямоугольная расходомерная
труба Вентури: га = 0,2а; г<, = 0,26; /?а = а/3;
Rb = b/3; /а = 0,3а; /6 = 0,604а+0,3046; <ра = 28°,
<p6 = arctg (-гА\ а1=0,8Л; Ь\= 0,8В
грязнения и скопления выделившихся
из жидкости газов, обеспечивая
постоянство коэффициента расхода
при изменении Re = 5-103-=-3,7• 105.
Сегментная диафрагма представляет
собой тонкую перегородку с
сегментным вырезом внизу,
устанавливаемую нормально к оси трубопровода.
Со стороны выхода потока кромка
диафрагмы имеет скос под углом
35—45°. Толщина диафрагмы Ь не
должна превышать 0,1 D2o, и размер
с — не более 0,02D2o. Отбор давлений
осуществляется в верхней части
трубы на расстоянии по обеим
сторонам от диафрагмы не более 0,03£>2о.
Допускается отклонение
расположения мест отборов в пределах ер от 20
(при т<0,7) до 110° (при т = 0,1).
При измерении расхода жидкости,
содержащей пузырьки газа,
сегментную диафрагму устанавливают
отверстием вверх. Отбор давлений при
этом производится в нижней части
трубы.
При расчете сегментных диафрагм в
формулах (8.11) и (8.12) вместо ktd2
подставляют mD2, причем т находят по формуле
___D(l-s)+2as
т —2 , (8.36)
где D — внутренний диаметр трубопровода
при рабочей температуре, мм; / — длина дуги
круга, образующей отверстие сегментной
диафрагмы, мм; s — длина хорды круга
диафрагмы, мм; а — высота отверстия
диафрагмы, мм.
Примерные значения аисх для сегментных
диафрагм приведены в табл. 8.12.
У прямоугольных диафрагм и рас-
ходомерных труб (рис. 8.20, б, в)
для обеспечения гидродинамического
подобия соотношение размеров
(сторон) прямоугольного СУ и канала, в
котором оно устанавливается,
должно удовлетворять равенству
а/Ь=А/Ву (8.37)
где а и b — ширина и высота
отверстия СУ; А к В — ширина и высота
канала в месте установки СУ.
Таблица 8.12. Значения
сегментных диафрагм
угловой
т
<*исх
исходного
коэффициента расхода и вспомогательных
Способ отбора разности давлений
Re„p.l03
фланцевый
a/D
т
фл с
«исх
Renp-103
величин для
6р/Др, %
0,05
0,10
0,20
0,30
0,40
0,50
0,60
0,70
0,80
0,90
0,606
0,610
0,613
0,626
0,645
0,673
0,711
0,756
0,821
0,917
5
10
23
40
70
120
180
250
300
>370
0,05
0,15
0,25
0,35
0,45
0,55
0,65
0,75
0,85
0,0186
0,0340
0,1957
0,3119
0,4365
0,5635
0,6881
0,8043
0,9060
0,6104
0,6136
0,6209
0,6349
0,6609
0,7000
0,7522
0,8214
0,9244
10
19
32
50
78
125
200
280
360
98,1
90,6
80,4
68,8
56,4
43,7
31,2
19,5
9,4
233
Расчет прямоугольных СУ
проводят по формулам (8.11) и (8.12),
в которых вместо d2 подставляют
значение 1,273/20 (где /2о — площадь
отверстия СУ при 20 °С, мм2).
Значения <Хи?х при этих СУ, полученные
опытным путем с погрешностью
±2 % (вместо ±0,5 % для
нормальных СУ), значения Renp и та
приведены в табл. 8.13.
Штуцера для отбора давлений у
прямоугольных диафрагм должны
устанавливаться по периметру
канала на расстоянии 0,03D3KB перед и
за диафрагмой, а у прямоугольных
расходомерных труб — на
расстоянии, указанном на рис. 8.20, в.
Относительное значение остаточной
потери давления в прямоугольных СУ
находят по рис. 8.8.
В тех случаях, когда в
промышленных установках при измерении
расхода большие потери давления
недопустимы, рекомендуется применять
прямоугольные сопла Вентури,
конструктивные размеры которых
следует брать в соответствии с данными,
приведенными в [18].
Для выбора специального СУ
[121]:
определяют значение Re;
по табл. 8.9 выбирают
соответствующий тип СУ;
по формулам (8.11) или (8.12)
определяют диаметр (или площадь)
отверстия СУ, принимая значение
аисх по данным тарировки или по
табл. 8.10, 8.11;
Таблица 8.13.
прямоугольных
труб Вентури
Расчетные
диафрагм и
характеристики
расходомерных
Прямоугольные
диафрагмы
Renp-105
Прямоугольные рас-
ходомерные трубы
Вентури
сЖв
Re„p-105
0,05
0,15
0,25
0,35
0,45
0,55
0,65
0,70
0,598
0,608
0,624
0,645
0,676
0,716
0,768
0,802
0,15
0,45
0,75
1,05
1,35
1,65
1,95
2,10
0,985
0,994
0,010
1,032
1,067
1,120
—
—
0,70
2,85
1,15
1,50
1,90
2,00
—
—
находят дополнительные
конструктивные размеры СУ (например, по
табл. 8.11 значение r/D2o для сопл
с профилем в четверть круга).
Подсчет погрешностей измерения
расходомерами с СУ носит типовой
характер, он подробно изложен в
[117] и здесь, не рассматривается.
Степень точности, достижимая при
измерении расхода жидкости,
водяного пара и газа, зависит от весьма
многих обстоятельств [117]. В
среднем точность рассматриваемого
метода измерений в условиях испытаний
котлов можно оценить (с
доверительной вероятностью 95 %) в пределах
±A,0—1,3) % при измерении
расхода жидкости, ±@,83—1,15) % —
водяного пара, ±A,5—1,7)% —
газа.
8.7. ТАРИРОВКА
УСТРОЙСТВ
СУЖАЮЩИХ
При измерении расхода среды в
трубопроводах с использованием сопл диаметром
менее 30 мм (расхода жидкости) и всех
других СУ диаметром менее 50 мм, а также
при установке СУ, у которых модуль т
выходит за пределы значений, указанных в [117],
их необходимо тарировать массовым способом
в рабочих условиях, т. е. на том же
трубопроводе при рабочих параметрах и различных
расходах среды. В случае невозможности
тарировки в рабочих условиях ее допустимо
проводить на рабочем трубопроводе, но при
других параметрах среды и, в частности,
холодной водой или воздухом. При
тарировке водой можно применять схему с мерным
баком (рис. 8.21, а). Мерный бак должен
быть двухкамерным с перекидным
устройством и устройством для измерения уровня
воды. Предельная погрешность измерения
уровня не должна превышать 0,003#, где Н —
расстояние между двумя отметками уровня
бака, по которым измеряют время
прохождения свободной поверхности жидкости в баке.
Размеры бака должны обеспечивать
прохождение отсчетных уровней не менее чем за
20—25 с при наличии автоматических датчиков
уровня и за 65—75 с при визуальном отсчете.
Тарировку воздухом проводят путем
измерения скоростного поля (рис. 8.21,6)
напорными трубками или счетчиком расхода среды,
при этом должно быть соблюдено равенство
чисел Re, т. е.
WpDp/vp = wTDT/vT,
(8.38)
где дор, Wj — скорость среды в трубопроводе
перед СУ, м/с; vp, vT — коэффициент
кинематической вязкости, м2/с; Dp, DT — внутрен-
234
g
^L
К,
'!}
я
ау = 6'/г„тл/Й7р;
(8.41)
i—ш—г
a)
^АЭ^Ц^
Рис. 8.21. Схема установки для тарировки
сужающего устройства:
а — мерным баком; б — напорными трубками; / —
СУ; 2 — мерный бак; 3 — дифманометр; 4 —
термометр; 5 — манометр; 6 — насос; 7 — расходный
бак; 8 — микроманометры; 9 — рабочая напорная
трубка; 10 — контрольная напорная трубка
ний диаметр трубопровода, м; индексы «р»
и «т» — относятся соответственно к рабочим
и тарировочным условиям.
На основании результатов тарировки
рассчитывают коэффициент расхода а,
поправочный множитель /г/8 к расходу или строят
графическую зависимость
Q = /(Ap).
8.8. НАПОРНЫЕ ТРУБКИ
Напорной трубкой измеряют
динамическое давление (скоростной
напор) потока непосредственно в месте
расположения ее измерительной
части (наконечника). Динамическое
давление потока, Па,
Рд = рп — Рст = рау2/2, (8.40)
где рп, Рст — давление потока
соответственно полное и статическое, Па;
w — скорость потока, м/с:
здесь kH т — коэффициент напорной
трубки, зависящий от ее конструкции
и вязкости измеряемого вещества
(определяют при тарировке трубки
в аэродинамической трубе); рд —
видимое (измеряемое) динамическое
давление потока по показаниям
вторичного прибора, Па; Ь' —
коэффициент, равный 1,415; при
использовании СИ, градуированных в кгс/м2
(мм вод. ст.), принимают 6'= 4,43.
Динамическое давление потока
измеряют в различных точках
поперечного сечения трубопровода,
подсчитывают среднюю скорость
движения среды и по ней —
объемный расход вещества, м3/ч:
Q0 = 3600^Cp(/7-/), (8.42)
где wcp — средняя скорость
движения потока, м/с; F — площадь
проходного сечения трубопровода, м2;
/ — площадь сечения трубопровода,
занятая трубкой, м2 (учитывают,
если />0,03F).
При измерении рд в центре потока
и при наличии предварительно
найденного коэффициента
неравномерности распределения скоростей по
сечению трубопровода средняя
скорость потока, м/с,
wc? = b/kH.TcH?-\Jpl/pcpy
(8.43)
где снр — коэффициент
неравномерности распределения скоростей
потока по сечению трубопровода (мето-
(8.39) Дика определения снр рассмотрена
в §8.10); р£—видимое
динамическое давление в центре потока, Па;
РсР — средняя плотность
измеряемого вещества, кг/м3.
При измерении рд в различных
точках поперечного сечения
трубопровода формула (8.43) принимает
вид
шСр = 6//гн.тл/Рдр/рср,
(8.44)
Г7СР .
где pj — среднее значение видимого
динамического давления в сечении
трубопровода, найденного по
результатам отдельных измерений.
235
Вторичными приборами,
работающими в комплекте с напорными
трубками, обычно являются
жидкостные дифференциальные тягонапоро-
меры и микроманометры (см. гл. 7).
Наибольшее распространение при
испытаниях получили двойные
напорные трубки следующих
конструкций:
Г-образные системы Прандтля
с комбинированным приемником
давления и полусферическим
наконечником и ее стандартная
модификация;
одинарные системы Пито;
системы Браббе с коническим
комбинированным наконечником;
двусторонние системы Клеве и
типа НИИОгаз;
стержневые (цилиндрические)
системы ЦКТИ, ВТИ и Гинцветмета.
Следует отметить, что
использование трубок с коническим
наконечником нежелательно, так как они
требуют высокой точности их
установки по направлению потока. В ряде
случаев для измерения
динамического давления находят применение
шаровые и цилиндрические насадки
системы ОРГРЭС.
Напорные трубки системы
Прандтля (рис. 8.22) при Re> 700 имеют
&нт~1 с погрешностью около 1 %.
При Re < 700 kHT снижается и при
Re ^300 равен примерно 0,93—0,94.
Высокое значение kH T для этих
трубок дает согласно формуле (8.43)
небольшое видимое значение pi,
равное действительному. Поэтому
двойные трубки пригодны для
измерения скорости газа (воздуха) в
пределах 3—35 м/с и воды — не менее
2,5 м/с. Чем меньше скорость
измеряемой среды, тем более
чувствительным должен быть вторичный прибор,
подключаемый к трубке. В связи
с этим для измерения скорости газа
(воздуха) в пределах 8—10 м/с
следует применять двухтрубный
жидкостный тягонапоромер, в пределах
5—6 м/с — жидкостные
микроманометры ТНЖ, в пределах 2—3 м/с —
микроманометры ММН. Показания
трубок Прандтля почти не зависят
•у | CcpepaR-OfidLj Острая кромка
m
К манометру
Рис. 8.22. Г-образные трубки:
а — трубка Прандтля: / — наконечник; 2 —
штанга; 3, 4 — штуцера; б — стандартная трубка
от угла поворота наконечника
относительно направления потока в
пределах 0—17°. При углах поворота
18—20° показания занижаются на
4—8 %, а при углах 25—30° — на
15—20%.
В отличие от трубок Прандтля
стержневые трубки позволяют
получать видимое динамическое
давление потока, в 1,5—2,5 раза больше
действительного. В связи с этим
стержневые трубки целесообразно
применять для определения
скоростей газа в пределах до 5 м/с.
Трубка системы Гинцветмета (рис.
8.23) имеет kH т, равный 0,47—0,5.
Трубка малочувствительна к
отклонению от оси потока до 20° и к
забиванию пылью.
236
Рис. 8.23. Стержневая напорная трубка
системы Гинцветмета:
/ — цилиндрический насадок; 2 — оправа; 3 —
наконечник; 4 — внутренняя трубка (латунная) для
отбора полного давления газового потока; 5—
трубка для отбора статического давления
Неохлаждаемая трубка системы
ВТИ (рис. 8.24, а) для отбора
перепада давлений имеет два отверстия,
расположенные по отношению к
направлению потока на лобовой и
тыльной сторонах. При Re = 200-И2 ООО
трубка имеет £нт = 0,7 (при
погрешности определения ±0,5 %). Трубки
ВТИ выполняются также и с
охлаждением проточной водой (рис. 8.24, б).
Неохлаждаемые трубки
применяют при рабочей температуре газа
до 400 °С, а охлаждаемые — при
более высокой температуре. Оба типа
трубок позволяют измерять в
трубопроводах и каналах динамическое
давление газа при прямом и
обратном движении потока. На их
показания практически не влияет
отклонение оси отборных отверстий от
направления потока на угол до 20°.
При большем угле отклонения
погрешность измерения может
достигнуть 15—20 %.
При низких скоростях потока
целесообразно использовать трубку
НИИОгаз, у которой £Нт = 0,52-^
-^0,54, вследствие чего pi
увеличивается в 2—2,5 раза. Она легко
продувается и прочищается,
засоряется медленно.
Рис. 8.24. Стержневые напорные трубки ВТИ:
а — неохлаждаемые; б — водоохлаждаемые; / — наконечник; 2 — штанга; 3 и 4 — штуцера
237
Рис. 8.25. Одинарная напорная трубка ВТИ
Достоинством двойных трубок
является совмещение в них отверстий
для отбора полного и статического
давлений в одном измерительном
элементе (наконечнике трубки). При
раздельном измерении давлений:
полного — одинарной трубкой и
статического — при помощи отверстия
в стенке канала, на результаты
измерения оказывает влияние ряд
факторов, трудно поддающихся
учету.
При измерении расхода влажного
и запыленного газа лучшие
результаты дают неохлаждаемые
стержневые трубки ВТИ и Г-образные трубки
Прандтля. В случае значительной
запыленности потока (например, при
измерении расхода аэросмеси)
рекомендуется применять одинарные
трубки ВТИ (рис. 8.25), которые
меньше засоряются. Однако эти
трубки следует продувать перед
каждым очередным измерением
(отсчетом) при помощи резиновой груши
или ручного насоса, подключаемых
к соединительной линии посредством
тройника. Во время продувки
резиновая трубка, идущая от тройника
к вторичному прибору, должна быть
плотно зажата винтовым зажимом.
Показания вторичного прибора
должны отсчитываться сразу же
после продувки трубки. Перед
измерением скорости запыленного потока
газа одинарной трубкой ВТИ'
рекомендуется после установки трубки
подвергнуть ее тарировке в потоке
чистого газа при помощи точной
Г-образной или стержневой трубки.
Во избежание значительных
непредсказуемых погрешностей
измерений статическое давление следует
измерять двойными трубками с
*н.т« 1,0 ±0,04.
Для измерения скорости и расхода
воды в трубах поверхностей нагрева
котлов применяют стержневые
трубки ЦКТИ, ВТИ и двусторонние
трубки Клеве. Трубка ЦКТИ (рис.
8.26, а) служит для измерения
скорости циркуляции в котлах среднего,
высокого и сверхвысокого давлений.
Длина наконечника трубки должна
составлять 1/3 внутреннего диаметра
трубы, в которую она вводится.
Трубки ЦКТИ наиболее пригодны
для измерения скорости воды в
экранных и опускных котельных
трубах. Они дают pi в 1,2—1,6 раза
выше действительного.
Достоинствами этих трубок являются также
легкость их установки в трубах
котлов и простота градуировки. Трубки
Клеве (рис. 8.26, б) диаметром
3X0,5 мм применяют при
испытаниях котлов низкого и среднего
давления. Недостатком трубки
является трудность ее установки в
экранных трубах — требуется применение
специальных оправ и
распределительных шайб с фланцевым
соединением для вывода ее наружу.
Трубки ЦКТИ и Клеве благодаря
симметричному их устройству
позволяют измерять скорость потока в
обоих направлениях без изменения
их положения. По данным измерений
этими трубками скорость среды
определяют по формуле (8.43), в которой
коэффициент расхода kH TcH? = [х0
принимают по табл. 8.14 и 8.15.
Коэффициент Aо трубок ЦКТИ и
Клеве для условий, отличных от
указанных в табл. 8.14 и 8.15,
определяют опытным путем в каждом
отдельном случае. В случае
забивания напорных трубок шламом,
окалиной и другими подобными частицами,
их прочистку при работе котла
производят с помощью гидравлического
пресса.
При измерении скорости газовых
(воздушных) потоков с температу-
238
Рис. 8.26. Напорные трубки для измерения скорости в циркуляционных контурах котлов:
а — стержневая трубка ЦКТИ; б — трубка Клеве
рой 350—420 °С применяют латунные
напорные трубки, а с более высокой
температурой — трубки из
нержавеющих сталей 15ХМ и 12ХМФ.
Детали трубок соединяют пайкой медью
или серебром. При кратковременных
измерениях скоростей газа с
температурой 50—400 °С трубки можно
изготовлять из Ст. 3 или стали 20
Таблица 8.Н
бок ЦКТИ
Диаметр
экранной
трубы d, мм
. Коэффициент расхода цо тру-
цо при Re>25-103
и глубине погружения
Ч'
A-\d
A=\d
55
71
94
Таблица 8.15.
бок Клеве
1,000 0,880 0,810
0,930 0,835 0,800
0,900 0,800 0,785
Коэффициент расхода цо тру-
Диаметр
экранной
трубы d, мм
Ио при Re=(l,0-H3,5)-105
на участке трубы
прямом
изогнутом
с Я = 200 мм
21
32
50
0,76
0,80
0,79 '
0,78
0,77
0,83
трубки ЦКТИ и ВТИ — из сталей
20, 15ХМ и 12ХМФ, а трубки
Клеве — из отожженной красной меди.
При изготовлении трубок необходимо
обеспечить точное соблюдение их
размеров, с тем чтобы при подсчетах
можно было пользоваться
соответствующими значениями kH T.
Шаровые и цилиндрические
насадки системы ОРГРЭС применяют в
изогнутых участках трубопровода,
в которых измерение расхода газа
(воздуха) при помощи напорных
трубок не обеспечивает требуемой
точности. Шаровой насадок (рис.
8.27) дополнительно позволяет
определить направление в пространстве
вектора скорости потока. Основной
его частью является шар 10 с пятью
боковыми отборными отверстиями
/—V, расположенными в двух
взаимно перпендикулярных плоскостях.
Оси отверстий /, ///, IV и V
выполнены под углом а = 45° к
центральному отверстию //. Шар закреплен
на конце штанги 3, внутри которой
находятся пять соединительных
трубок /2.
Шаровой насадок закрепляют в
трубопроводе посредством сальника с лимбом 5,
239
Рис. 8.27. Шаровой насадок ОРГРЭС:
/ — головка; 2 — штуцер; 3 — штанга; 4 — направляющая втулка; 5 — зажимные винты; 6 — лимб;
7 — разрезная трубка; 8 — корпус; 9 — сальник; 10 — трубка; // — переход; 12 — шар
градуированным на 360° и установленным
в положение, при котором ось трубопровода
проходит параллельно линии, соединяющей
ось штанги с нулевой отметкой лимба.
Поворачивая штангу около вертикальной оси,
добиваются равенства давлений в отверстиях
IV и V. В этом случае вектор скорости
находится в плоскости, проходящей через
отверстия /, // и ///, а угол скоса потока по
отношению к продольной оси трубопровода
отсчитывают по шкале лимба. По разности
давлений Р\—Р\\] и Р\\ — Р\\, измеренных в
отверстиях /—/// и //—IV шара, по тарировочным
графикам насадка определяют статическое
Рис. 8.28.
ОРГРЭС
100
Щ *-и
х I
Упрощенная напорная трубка
240
двойной
Рис. 8.29. Одинарный
микровентури:
/ — насадок; 2 — импульсные трубки; 3 — узел
крепления прибора; 4 — внутренний насадок
и динамическое давления потока, а также
угол б между направлением вектора скорости
и плоскостью, перпендикулярной оси штанги.
Трудность определения расхода
напорными трубами ввиду быстрого
их загрязнения, возможность
смещения от заданного положения и другие
причины не позволяют использовать
их для длительных измерений.
Обычно напорные трубки применяют для
определения в трубопроводах поля
скоростей, т. е. для тарировки сече-
241
ний трубопроводов по скорости
потока. Затем в указанных сечениях
устанавливают упрощенные
напорные трубки или мультипликаторы,
дающие большие значения р'А.
Упрощенные напорные трубки ОРГРЭС
(рис. 8.28) имеют более простое
устройство, чем шаровые; ими можно
измерять скорость потока только в
одной плоскости, что значительно
упрощает их использование. ' Эти
трубки позволяют получить ра
примерно на 40 % больше, чем дают
обычные трубки. Их основным
недостатком является необходимость
тарировки после установки.
Микровентури (мультипликаторы)
разделяются на одинарные и двойные
(рис. 8.29). При скоростях потока в
пределах 3—18 м/с одинарные
микровентури диаметром 30—60 мм
дают рд в 5—9 раз больше, чем
напорные трубки Прандтля (рис. 8.30),
Перепад, Па
1 2 3 4 5 6 1 8 9 10 11 12 13
Скорость потока}м/с
Рис. 8.30. Зависимость между скоростью
потока и показаниями одинарных
микровентури различных диаметров
а двойные — в 8—15 раз больше.
Достоинствами микровентури
являются небольшая чувствительность их
к углу скоса потока в пределах
до ±30° и возможность измерения
расходов различных сред без потери
энергии. К основным недостаткам
микровентури относятся образование
в них значительной пульсации среды
и повышенное* влияние на точность
измерений местных сопротивлений
трубопроводов (арматуры, изгибов и
т. п.). Применение микровентури
может быть рекомендовано только
для трубопроводов (каналов),
имеющих поперечные сечения более
200 мм. Все перечисленные типы
напорных трубок промышленность
не выпускает, их изготавливают по
чертежам наладочных и
исследовательских организаций.
8.9. УСТАНОВКА
НАПОРНЫХ ТРУБОК
Габариты напорных трубок
должны соответствовать размерам
трубопроводов, в которых они
устанавливаются. Трубки следует
устанавливать на прямых участках
трубопроводов (каналов) или после струевы-
прямителей. Длина прямого участка
трубопровода до места установки
трубки должна быть не менее E—
6) D и за местом измерения — не
менее C—4)D. Для установки трубки 1
в трубопроводе 2 (рис. 8.31) в его
стенке сверлят отверстие, над
которым приваривают бобышку 3 с
внутренней резьбой. В бобышку
ввертывают держатель трубки 4 с
сальниковым уплотнением, несущий
закрепленную на нем рейку 5 со шкалой 6>
для определения глубины
погружения наконечника в точках /—16
трубки Прандтля. Держатель должен
быть плотно пригнан к трубке с тем,
чтобы обеспечить правильное ее
положение и не допустить
произвольного смещения трубки при
измерении. Для контроля положения
наконечника трубки относительно
продольной оси трубопровода на
внешней части трубки параллельно
242
S 6
10 1Z1M6
Рис. 8.31. Установка напорной трубки
наконечнику закрепляют
специальную пластинку 7. Направляя эту
пластинку на какую-нибудь точку
трубопровода, расположенную на
его образующей, проходящей через
ось трубки, и устанавливая
последнюю по угольнику, обеспечивают
правильное ее положение.
Вторичный измерительный прибор
(тягонапоромер или микроманометр)
присоединяют к напорной трубке
при помощи трубок, закрепляемых
на ее концах. Длина этих трубок
должна обеспечивать свободное
передвижение трубки вдоль ее оси без
изменения положения вторичного
прибора. Для соединительных линий
применяются толстостенные
резиновые шланги внутренним диаметром
3—6 мм, исключающие образование
резких перегибов и сужений их
проходного сечения. Для
обеспечения герметичности соединений
шланги должны плотно прилегать к
соединительным штуцерам трубок и втот
ричных приборов. Иногда для этой
цели концы шлангов стягивают
проволочными хомутами. При наличии
в трубопроводе избыточного
давления штуцера установленной в нем
трубки до присоединения к ним
вторичного прибора должны быть
плотно закрыты пробками (в целях
предохранения трубки от засорения).
Схема установки в трубопроводе
Г-образной трубки показана на
рис. 8.32, а трубки ЦКТИ или Клеве
Рис. 8.32. Схема соединений напорной
трубки с жидкостными приборами:
а — с тягонапоромерами; б — с
микроманометрами; / — напорная трубка; 2 — держатель; 3 —
трубопровод (короб); 4 — тягонапоромер; 5 —
микроманометр; 6 — демпфер; 7 —
соединительные шланги
243
Рис. 8.33. Схемы установки напорных трубок:
а — трубка ЦКТИ: / — коллектор экрана; 2—
водоподводящая труба; 3 — экранная
(подъемная) труба; 4 — напорная трубка; 5 —
соединительные шланги; б — трубка Клеве: / —
экранная труба; 2 — напорная трубка; 3 — коллектор
в экранной трубе парового котла —
на рис. 8.33. Трубку Клеве
устанавливают в трубах циркуляционного
контура котла параллельно потоку.
В подъемной части контура (в
испарительных трубах) ее располагают
со стороны водяного коллектора на
расстоянии 80—100 мм от входного
сечения для омывания однофазной
средой, а в опускной части контура
(со стороны барабана котла) —на
прямом участке трубы, вне зоны
влияния местных сопротивлений.
8.10. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОЛЯ
СКОРОСТЕЙ В ТРУБОПРОВОДЕ
Для нахождения средней скорости
движения потока, а затем расхода
вещества в выбранном сечении
трубопровода (канала) проводят
определение (снятие) поля скоростей
(тарировку трубопровода). С этой
целью сечение трубопровода
(канала) условно разбивают на несколько
участков, в каждом из которых
измеряют динамическое давление
среды, при этом принимают, что
динамическое давление во всех
точках каждого участка имеет
одинаковое и постоянное значение.
В круглых трубопроводах
поперечное сечение при снятии поля
скоростей разбивают на ряд
равновеликих площадей (рис. 8.34, а), причем
244
при диаметре трубопровода до 1 м
измерение динамического давления
производят по двум взаимно
перпендикулярным диаметрам I-I и II-II
(в четырех средних точках каждой
площади), а при диаметре более
1м — по трем диаметрам,
расположенным под углом 120° (в шести
средних точках каждой площади).
Ориентировочное количество
равновеликих площадей, на которое
следует разбивать круглое сечение
трубопровода, приведено в табл. 8.16.
Значения радиусов средних
окружностей, определяющих собой
положение точек измерения динамического
давления в каждой равновеликой
площади трубопровода,
rn=/?0V^r-' (8-45)
где гп — радиус средней окружности
равновеликой площади, считая от
центра трубы, мм; /?о — внутренний
радиус трубопровода, мм; п —
порядковый номер равновеликой
площади, считая от центра трубы; N —
количество равновеликих площадей.
Для упрощения расчетов в
табл. 8.17 даны значения гп для
Рис. 8.34. Разбивка сечения трубопровода
на равновеликие площади:
а — круглое сечение; б — прямоугольное сечение;
К — контрольная точка
Таблица 8.16. Количество равновеликих площадей для снятия поля скоростей в круглом
трубопроводе
Поток
Симметричный
Несимметричный
<200
3
4
Условный диаметр трубопровода, мм
200-400
4
6
401-600
5
8
601 -800 |801 - 1000|l001 - 1200
6
10
8
14
ООО
> 1200
12
21
различного числа равновеликих
площадей, выраженных в долях У?0.
При снятии поля скоростей
одновременно измеряют контрольной
трубкой динамическое давление в центре
трубопровода. Для тарировки
используют микроманометры с
переменным углом наклона
измерительной трубки.
При измерении необходимо
использовать напорные трубки с
одинаковыми kH т и микроманометры
одного типа. Должен быть также
заготовлен журнал наблюдений
(табл. 8.18) с эскизом проходного
сечения исследуемого участка
трубопровода. При значениях рд более
500 Па E0 кгс/м2) для измерений
можно применять микроманометры с
постоянным углом наклона трубки,
устанавливаемые на специальном
щитке. Соединительные резиновые
трубки должны иметь маркировку
(прикрепленные к концам бирки)
с указанием порядкового номера
точки измерения и полярности трубки
(плюсовая и минусовая линии).
При снятии поля скоростей
напорную трубку устанавливают в
заданное положение при помощи
закрепленной около нее рейки с отметками
расстояний между точками
измерения. Сначала на рейке откладывают
внутренний диаметр трубопровода и
отмечают центр трубы, а затем по
обе стороны от него наносят
предварительно подсчитанные по
формуле (8.45) значения гп. Динамическое
давление измеряют каждый раз в
двух точках, расположенных
симметрично относительно центра трубы.
В каждой точке выполняют два
отсчета показаний манометра. При
снятии поля скоростей обязательным
является поддержание постоянной
скорости потока, которую
контролируют напорной трубкой,
установленной в центре сечения трубопровода.
Результаты параллельных
измерений в каждой точке не должны
отличаться более чем на 15 %.
Максимальная ошибка при
измерении скорости и объема газа в
газоходе не должна превышать
±10%.
Для подсчета скорости потока по
формуле (8.43) необходимо
одновременно с измерением динамического
давления измерить параметры среды,
позволяющие определить ее
плотность. В продуктах сгорания топлива
измеряют их температуру, давление
(разрежение) и содержание
компонентов RO2 и Ог, а у воздуха —
давление и температуру. Измерение
температуры и отбор пробы газа
(продуктов сгорания) для анализа
проводят в сечении трубопровода,
расположенном на расстоянии не
менее 5D от места измерения
скорости по направлению потока.
Показателем правильности определения
поля скоростей потока служит
совпадение векторов скоростей по всем
радиальным направлениям сечения
трубопровода, что контролируют
построением графика, по оси ординат
которого откладывают -д/Рд (Рд —
видимое динамическое давление
потока в измеряемой точке), а по оси
абсцисс — гп.
Причинами расхождения опытных
данных могут являться неправильное
положение напорной трубки в
трубопроводе или перекос в распределении
скоростей, вызываемый формой
сечения трубопровода и местными
возмущениями потока. В первом случае
необходимо изменением положения
трубки добиться получения
представительных результатов, а во втором
по возможности увеличить количе-
245
Таблица 8.17. Размеры радиусов, определяющих точки установки напорных трубок
Количество равновеликих площадей N
Га
гъ
гь
гъ
г9
По
г\\
Г\2
Г\А
Г\Ъ
Г\6
0,707
0,500
0,886
0,409
0,707
0,914
0,354
0,612
0,790
0,936
0,315
0,543
0,707
0,836
0,949
0,290
0,500
0,646
0,764
0,866
0,957
0,267
0,466
0,597
0,707
0,805
0,885
0,964
Таблица 8.18. Форма журнала показателей
тарировки трубопровода (короба)
Точка по
глубине
сечения
короба
Точка по ширине
короба
*д1- Па
*д11- Па
Контрольная
точка в
коробе ЛдК, Па
1
V
2
2'
и т. д.
Примечания: 1. К журналу должна быть
приложена схема поперечного сечения
тарируемого трубопровода (канала) с указанием его
размеров и расположения точек измерений (по
глубине.и ширине сечения).
2. Точки /, 2 и т. д.— прямой ход;
точки /', 2' и т. д.— обратный ход; I, II — номера
трубок.
ство точек измерений. Если
наконечник трубки не может быть близко
подведен к внутренней стенке
трубопровода, то динамическое давление
в данной точке (на расстоянии х
от стенки трубопровода)
рхя=раЛ^(х/аJу
(8.46)
где рд— динамическое давление на'
расстоянии а от стенки трубопровода,
измеренное напорной трубкой.
Для облегчения подсчета значения
pi служит зависимость:
X
а
Л
246
0 0,25 0,50 0,75
0 0,673 0,820 0,921
После снятия в трубопроводе поля
скоростей подсчитывают УРсР. Таким
же образом подсчитывают и д/р£р к,
где рсР к — среднее видимое
динамическое давление в контрольной точке.
Если контрольная точка является
одновременно и рабочей, то при
подсчете рсР следует учитывать и
измерение в контрольной точке.
Коэффициент неравномерности
распределения скорости потока в
трубопроводе
^н.р — \Рср/ Рс\
ер к«
(8.47)
Допустимое значение Сн Р должно
находиться в пределах 0,9—1,1.
В противном случае необходимо
перенести место снятия поля
скоростей в другое сечение трубопровода.
При измерении скорости потока
газа (воздуха) в прямоугольных
трубопроводах и каналах (см.
рис. 8.34, б) их сечение разбивают
на ряд равновеликих
прямоугольников (участков) с размерами сторон
150—200 мм. Для каналов с большим
поперечным сечением (около 2—
2,5 м2) количество участков должно
составлять не менее 40—50, причем
канал по ширине разбивают на
пять-шесть частей, а по высоте —
на восемь — десять. Измерение
динамического давления производят в
центре каждого прямоугольника (в
для тарировки круглых сечений
1 8
0,250
0,433
0,559
0,661
0,751
0,829
0,902
0,968
9
0,236
0,406
0,528
0,624
0,707
0,782
0,851
0,914
0,972
I
10
0,224
0,388
0,500
0,532
0,671
0,741
0,805
0,866
0,922
0,975
количество
1 П
0,213
0,370
0,477
0,564
0,639
0,707
0,770
0,826
0,880
0,930
0,977
равновеликих
1 12 1
0,204
0,354
0,456
0,540
0,612
0,678
0,737
0,790
0,841
0,891
0,935
0,978
площадей
13
0,196
0,339
0,438
0,519
0,589
0,650
0,707
0,759
0,809
0,855
0,898
0,941
0,982
N
14
0,189
0,328
0,423
0,500
0,567
0,627
0,681
0,732
0,778
0,823
0,866
0,908
0,945
0,982
15
0,183
0,316
0,408
0,482
0,548
0,614
0,658
0,707
0,752
0,796
0,837
0,876
0,913
0,949
0,983
16
0,177
0,306
0,396
0,468
0,531
0,586
0,637
0,685
0,730
0,771
0,810
0,847
0,884
0,919
0,951
0,983
точке пересечения диагоналей) 2—
3 раза. Для контроля расхода
воздуха (котельные установки паропроиз-
водительностью 420 т/ч и выше) в
больших воздуховодах при
тарировках наиболее удобно применять
цилиндрические напорные зонды,
постоянно дающие среднее значение
полного давления, установившегося
в собирающей трубке (рис. 8.35).
Динамическое давление при измерении
зондом подсчитывается по формуле G.1),
а скорость потока, м/с,— по формуле
w=k»< у .
(8.48)
где kH с — коэффициент зависящий от
неравномерности поля, для цилиндрических
зондов kH с = 0,97; рст — статическое давление.
Погрешность измерений расхода зондом
в нормальных условиях эксплуатации (при
незапыленных и слабо пульсирующих
воздушных потоках) находится в пределах
±B,5-3) %.
Зонды можно применять, когда нет
заметного искажения потока в
трубопроводах (каналах) диаметром более
350—400 мм (площадь поперечного
сечения зонда не должйа быть
больше 5—7 % площади трубопровода).
Диаметр отверстий зонда должен
составлять 0,2—0,3 диаметра
напорной трубки (рис. 8.35), но не менее
р*\
08 г
*у^5й
If (\
^Sv>-~4
№
гхД
Х^- у
Чк
' 1 1 II
/ / / ч
';
Рис. 8.35. Напорные цилиндрические зонды:
а — для прямоугольного сечения; б — для круглого сечения
247
0,5 мм и не более 1,5 мм. Перед
началом каждого опыта зонды
рекомендуется продувать сжатым
воздухом для очистки забитых пылью
отверстий.
8.11. ПОГРЕШНОСТИ ПРИ
ОПРЕДЕЛЕНИИ РАСХОДА
НАПОРНЫМИ ТРУБКАМИ
Средняя квадратическая (относительная)
погрешность измерения, %, объемного
расхода при доверительной вероятности 95 %
а0 = ± V^+^TF ~о%+3, (8.49)
где oF — средняя квадратическая
погрешность определения габаритов канала, равная
в случае непосредственного их измерения
± @,5—1) %; ow — средняя квадратическая
погрешность измерения скорости потока,
зависящая от типа напорной трубки,
вторичного прибора и правильности определения
средней температуры вещества, примерно
равная ±1,5%; oR — средняя
квадратическая погрешность, возникающая из-за
неправильной установки напорной трубки
(принимается по данным Кармана), %; ас — средняя
квадратическая погрешность, зависящая от
неточности определения поля скоростей в
трубопроводе и составляющая ±A,5—2,0) %.
Погрешность определения полей скоростей в
области небольших чисел Re (в пределах
2-103 —1,5-104) возрастает до ±4%.
На основании приведенных
значений частных погрешностей средняя
квадратическая погрешность
измерения расхода вещества напорными
трубками составляет около ± B—
2,5) %.
8.12. ТАХОМЕТРИЧЕСКИЕ
РАСХОДОМЕРЫ
При испытаниях для измерения
расхода жидкого топлива, а также
воды, идущей на охлаждение
отдельных элементов котла (панели, балки,
течки системы дробеочистки и др.),
могут быть использованы тахометри-
ческие расходомеры жидкости
турбинного или камерного типа (рис.
8.36) [98] при условии тщательной
их тарировки перед испытанием.
Указанные расходомеры просты по
конструкции, надежны в работе, не
требуют особого ухода и обеспечи-
248
вают точность измерений в пределах
0,5—2,5 %. Ввиду сравнительно
небольшого опыта применения тахоме-
трические расходомеры временно
нельзя рекомендовать в качестве
основного устройства для измерения
количества жидкости. Показания
этих приборов должны
контролироваться при испытаниях (не менее
2 раз за опыт) тарированным
сужающим устройством или мерным баком.
Турбинные тахометрические
расходомеры выпускаются в двух
модификациях: с аксиальными турбинками
с ферромагнитными винтовыми
лопастями и тангенциальными
турбинками различных конструкций.
Первый из них применяют для измерения
объемных количеств нефтепродуктов
с кинематической вязкостью B5 Ч-
4)-10~6 м2/с, не содержащих
механических примесей. Тахометрический
преобразователь расхода через
дифференциально-трансформаторный и
приемно-нормирующий
преобразователь (Пн5) выдает на вторичный
унифицированный выходной сигнал
постоянного тока 0—5 мА. В
качестве вторичных преобразователей для
работы в комплекте с турбинными
тахометрическими расходомерами
используют автоматические
электронные миллиамперметры КСУ-4
Рис. 8.36. Схемы тахометрических
расходомеров:
/ — турбинные: а — с аксиальной турбинкой:
/ — корпус; 2 — струевыпрямители; 3 — турбин-
ка; 4 — тахометрический преобразователь; б —
с тангенциальной турбинкой; // — камерный
расходомер с овальными шестернями
либо многоканальные системы
автоматической регистрации РУМ, К-200
и др.
Пределы допускаемой основной
погрешности этих расходомеров в
диапазоне от 30 до 100 % шкалы
не превышают ±2%, ав диапазоне
от 20 до 30% ±2,5%. Потеря
давления при наибольшем расходе
не более 0,05 МПа. Основные
технические данные турбинных тахоме-
трических мазутомеров ТМ-1
приведены в табл. 8.19.
Тахометрические турбинные мазу-
томеры могут устанавливаться на
горизонтальных, наклонных и
вертикальных участках трубопроводов (в
последних двух случаях направление
потока жидкости должно быть снизу
вверх).
Промышленность серийно
выпускает турбинные тахометрические
расходомеры-счетчики с основной
погрешностью 0,5—0,7 %. При
индивидуальной градуировке прибора эта
погрешность может быть снижена до
0,30—0,35 %. Достоинством этих
расходомеров является возможность
измерения расходов в широком
диапазоне A8-10—7200 м3/ч) на
трубопроводах диаметром 4—750 мм
при давлениях до 250 МПа и
температурах — 240 ч- +700 °С. При
больших скоростях и диаметрах
трубопроводов диапазон измерения —
отношение верхнего предела расхода
к минимальному QB п/Qmhh —
достигает 15—20, при малых скоростях
и малых диаметрах трубопроводов
5—10.
К камерным тахометрическим
расходомерам-счетчикам относятся счет-
Таблица 8.19. Характеристика тахометриче-
ских турбинных мазутомеров ТМ-1
Диаметр
условного
прохода
расходомера, мм
Расход, м3/ч
больший
меньший
Допускаемое
давление,
МПа
(кгс/см2)
Предельная
температура
мазута,
°С
32
50
80
125
200
6,3
16
40
100
240
1,25^
3,20
8,0
20,0
48,0 )
>6,4 F4) 50—150
чики жидкости с овальными
шестернями. Такие расходомеры
предназначены для измерения расхода
жидкостей, имеющих вязкость @,55—
300) 10~6 м2/с, температуру от —40
до 120 °С и давление до 6,4 МПа в
трубопроводах диаметром до 150 мм.
Эти расходомеры выпускаются с
верхними пределами измерения от
5 до 65 м3/ч. Погрешность измерения
этих приборов не превышает ±0,5 %
при расходе жидкости в пределах
10—100% номинального и ±2—3 %
при расходе 5—10%.
Гидравлическое сопротивление расходомера при
номинальном расходе составляет
0,020—0,025 МПа.
Расходомеры-счетчики с
овальными шестернями могут
устанавливаться на горизонтальных и
вертикальных трубопроводах с любым
направлением потока.
Тарировку
расходомеров-счетчиков следует проводить мазутом,
нагретым до 80—90 °С. В противном
случае для тарировки допускается
использование специальной смеси,
составленной из различных жидких
топлив и масел (керосина, бензина,
солярового топлива,
трансформаторного масла), вязкость которой при
температуре окружающего воздуха
должна быть равна вязкости мазута,
нагретого до рабочей температуры.
При измерении расхода мазута до
20 т/ч тарировку счетчика проводят
взвешиванием проходящего через
прибор топлива. Если взвешенное
топливо нельзя сливать в мазутохра-
нилище, то необходимо иметь для
приема мазута цистерну.
Тарировку прибора (рис. 8.37) проводят
следующим образом:
закрывают краны 6 и 9\
устанавливают сливной рукав 3 над
промежуточным баком 5 и пропускают мазут
через счетчик У, установленный в мазуто-
проводе 2;
измеряют давление и температуру мазута
в трубопроводе перед счетчиком;
увеличивают расход мазута до
номинальной производительности счетчика, после чего
отсчитывают показание прибора, быстро
перекидывают сливной рукав 3 в сторону
приемного бака 4 и одновременно включают
секундомер;
249
б Ау5
/W 1 Ц
Рис. 5.57. Схема устройства для тарировки
счетчиков жидкости
через 20 мин вторично отсчитывают
показание счетчика, быстро перекидывают
сливной рукав 3 в сторону промежуточного
бака 5 и прекращают пропуск мазута через
приборы;
открывают кран 6 и сливают мазут из
бака 4 в бачок 7 и взвешивают на весах 8
весь мазут, поступивший из бака 4\
по окончании тарировки открывают кран 9
и сливают мазут в расходный бак 10.
Тарировку счетчика проводят 2—3 раза,
причем расхождение между результатами
измерений не должно превышать ±0,5%.
По данным тарировки определяют
поправочный коэффициент счетчика,
необходимый для определения
действительного расхода по показанию
счетчика:
kC4 = G/G', (8.50)
где G, G' — масса мазута,
определенная соответственно посредством
взвешивания и по показанию
счетчика, кг.
Масса мазута, прошедшего через
расходомер-счетчик, кг,
G'=(V2-Vi)p, (8.51)
где' Vu У 2 — показания счетчика
соответственно в начале и конце
тарировки, м3; р — плотность
мазута, кг/м3.
250
Значение kC4 для тахометрических
расходомеров (мазутомеров) при
расходе 5—10 % номинального
составляет 0,97—1,03 и при расходе
10—100% 0,99—1,01.
При измерении расхода жидкого
топлива выше 20 т/ч тарировку
счетчика проводят расходомером с
СУ. Длительность тарировки
составляет не менее 2—3 ч, в течение
которых показания переносного дифмано-
метра отсчитывают через каждые
2 мин, а счетчика — через 5 мин.
Значение /гсч, полученное по данным
тарировки с использованием СУ,
должно лежать в пределах 0,98—
1,02.
Точность измерения расхода
жидкого топлива
расходомерами-счетчиками в значительной мере зависит
от размеров зазора между
подвижной частью прибора и стенками
измерительной камеры. Наличие в
жидком топливе механических примесей
приводит к постепенному увеличению
зазора из-за износа прибора, поэтому
перед счетчиком необходимо
устанавливать не менее двух сетчатых
фильтров, один из которых должен быть
включен в линию всасывания насоса,
а другой — в трубопровод после
топливоподогревателя. Размер сетки
для фильтра, укладываемой в два
слоя, выбирают равным удвоенной
площади проходного сечения
трубопровода.
8.13. АНЕМОМЕТРЫ
Для измерения небольших скоростей
воздушных (газовых) потоков @,3—0,6 м/с)
в свободной атмосфере или в закрытых
каналах больших сечений использование напорных
трубок может привести к неточным
результатам. В этом случае применяют анемометры
(механические или электрические). Чаще всего
анемометры используют для измерения
скорости воздуха при истечении его из амбразур
горелок, во всасывающем коробе дутьевого
вентилятора и т. п. Кроме того, при помощи
анемометров определяют среднюю скорость
воздуха в широких каналах и выявляют
характер его движения около наружных
ограждений котла (например, при определении
потери теплоты в окружающую среду).
При наладочных работах на
тепломеханическом оборудовании нашли применение
следующие механические анемометры —
крыльчатые и чашечные. Каждый из них
имеет чувствительный элемент, вращающийся
под действием динамического давления
потока, и стрелочный счетный механизм.
Крыльчатые анемометры АСО-3 типа Д позволяют
измерять скорость движения воздуха в
пределах 0,2—5 м/с, а «нормальной конструкции»
с диаметром обечайки 83 мм и массивными
крыльями — в пределах 0,5—15 м/с. При
скоростях потока выше 15 м/с применяют
чашечные анемометры МС-13 типа А, которые
позволяют измерять скорость движения
воздуха в пределах 1—20 м/с. Чувствительность
чашечных анемометров несколько меньше,
чем крыльчатых.
Измерение анемометрами скорости
воздуха выше 20 м/с не рекомендуется вследствие
опасности изгиба чувствительного элемента
прибора; в таких случаях следует применять
напорные трубки. Анемометрами нельзя
пользоваться при измерении загрязненного
воздуха, а также при температуре воздуха выше
60 °С. Наиболее точные показания анемометр
дает при измерении скорости движения
чистого воздуха при температуре 20 °С.
Анемометры, применяемые при
испытаниях, должны иметь аттестат. Поверку и
градуировку анемометров проводят в
аэродинамической трубе на ротационной машине
или на установке УПАР-01. Более простой
и точной является поверка анемометра по
образцовому прибору в аэродинамической
трубе. Способ поверки анемометра должен
быть указан в его аттестате. Результаты
поверки анемометра обычно приводят в виде
графика (зависимости скорости потока от
разности показаний счетчика прибора за 1 с)
или в виде эмпирической формулы.
Среднюю скорость потока до, м/с,
определяют по тарировочному графику для каждого
конкретного анемометра. Погрешность
измерения, м/с, составляет для крыльчатого
анемометра ± @,06до-|-0,1), для чашечного
± @,06w-f 0,3). Для определения
анемометром средней скорости потока проходное
сечение воздухопровода, так же как и при
измерении напорными трубками, условно
разбивают на ряд равновеликих площадей.
В процессе измерения анемометр перемещают
по сечению в намеченные точки с постоянной
скоростью, равной 5—6 м/с.
Продолжительность измерения скорости потока в каждой
точке должна составлять 2—3 мин. В целях
упрощения вычислений целесообразно это
время сократить до 100 с, однако при этом
измерение скорости в каждой точке следует
проводить не менее 2 раз. Поле скоростей в
воздухопроводе прямоугольного сечения
снимают следующим образом:
разбивают сечение воздухопровода на ряд
прямоугольников (квадратов) с размерами
сторон 0,5—1 м и в каждом из них
определяют точки измерения скорости потока в
местах пересечения диагоналей
прямоугольников;
устанавливают два анемометра / (рис.
8.38) под прямым углом друг к другу на
Рис. 8.38. Установка анемометров
каретке 5, перемещаемой вдоль
измерительной штанги 3 посредством перекинутого через
блок 2-троса 4\
отмечают в журнале наблюдений
показания счетных механизмов обоих приборов;
вводят измерительную штангу в
выбранное сечение воздухопровода и устанавливают
крепление с анемометрами в первой точке
измерения (для правильной установки
анемометров на тросе наносятся соответствующие
отметки);
включают счетные механизмы анемометров
и одновременно отмечают время по
секундомеру;
выключают счетные механизмы и вторично
отмечают время;
записывают в журнале наблюдений
показания счетных механизмов приборов
после измерения и продолжительность
наблюдения.
Аналогичным образом измеряют скорости
потока и в остальных точках сечения
воздухопровода.
В отверстиях трубопроводов (коробов),
закрытых решетками, измерение производят
анемометрами, насадки которых при
измерении должны плотно прилегать к решетке.
Обычно насадки для крыльчатых анемометров
(рис. 8.39) изготавливают из отрезков
пластмассовых труб, а для чашечных — из жести
или листовой стали.
В целях определения направления потока
рекомендуется к обойме крыльчатого или
корпусу чашечного анемометра привязывать
одним концом небольшие шелковинки. После
испытания на предварительно заготовленном
эскизе поперечного сечения воздухопровода
в каждой точке измерения наносят векторы
скоростей потока, определяемые как
диагонали параллелограммов, построенных по
данным средних скоростей, полученных по
показаниям обоих анемометров.
Действительная скорость движения воздуха, измеренная
251
Рис. 8.39. Крыльчатый анемометр с
насадками:
/ — анемометр; 2 — насадка
анемометром, м/с,
Шд=шо + А; П2"П1 , (8.52)
т
где wo — нулевая скорость, при которой
анемометр начинает трогаться, м/с; k —
коэффициент, выражающий отношение скорости
вращения чувствительного элемента
анемометра к действительной скорости потока;
п\у яг — соответственно начальное и конечное
показания счетного механизма анемометра;
т — время измерения скорости потока, с.
"Действительная скорость потока может
быть также определена согласно градуиро-
вочным данным анемометра:
Шд = 10грУр7р/, (8.53)
где wrp — скорость воздуха, определенная по
градуировочной кривой анемометра в
зависимости от значения (ti2 — n\), отнесенного к
градуировочной температуре, м/с; Vp/p' —
поправочный множитель, учитывающий
плотность воздуха при градуировке (р) и при
измерениях (р') — рекомендуется вводить
при скорости потока ниже 1,5 м/с.
Погрешность измерения скорости,
связанная с отклонением плотности воздуха, редко
превышает ±A—1,5) %.
Для сравнительно точного измерения
анемометром скорости воздуха необходимо
обеспечить правильную установку прибора
относительно направления потока. Для крыль-
чатых анемометров угол отклонения оси
вращения крыльчаток от направления потока не
должен превышать ±10%, а для чашечных
ось вращения крестовины должна быть по
возможности перпендикулярна направлению
потока. Допустимый угол отклонения оси
чашечного анемометра, при котором
погрешность измерения скорости не превышает
±A—2) %, должен быть не более ±20°.
При большем отклонении оси погрешность
измерения может возрасти до ± B5—30) %
действительного значения. При выборе места
установки крыльчатого анемометра следует
учитывать, что при круглом сечении диаметр
воздухопровода должен в 6—8 раз превышать
диаметр обоймы анемометра, а при
прямоугольном ширина воздухопровода должна
быть в 3—7 раз больше диаметра обоймы.
Анемометры нельзя применять для
измерения скорости сильно пульсирующего потока.
Допустимое колебание скорости не должно
превышать ±10% среднего значения, что
дает погрешность измерения ±A—-1,5) %.
Электрические термоанемометры
построены на принципе измерения изменения
температуры датчика микротермосопротивлением,
обдуваемым воздушным потоком. Датчик
включают в плечо неуравновешенного моста
постоянного тока; силу тока подбирают так,
чтобы датчик перегревался при скорости
потока, равной нулю, на значение, постоянное
температуре воздушного потока. Измерения
осуществляют путем компенсации
температуры воздушного потока вручную. Опыт
применения электрических термоанемометров при
испытаниях в промышленных условиях пока
ограничен. Промышленность выпускает
несколько типов электрических
термоанемометров, позволяющих измерять скорость
воздушного потока в следующих пределах:
Тип прибора Пределы измерений, м/с
ЭА-2М 0,1—5
ТА-ЛИОТ, ТП-45 . . 0,1—5 или 0,1 —10
Погрешность измерений этими приборами
не превышает ± 1 % наибольшего значения
измеряемой температуры. Питание
приборов осуществляется от сети переменного
тока 50 Гц или от четырех элементов 373.
Глава девятая
АНАЛИЗ ГАЗОВ. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
9.1. ГАЗОВЫЙ АНАЛИЗ
И ЕГО РОЛЬ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ
ИСПЫТАНИЙ
Проводимое при испытаниях
котлов определение состава продуктов
горения позволяет оценить:
степень завершенности процесса
сгорания топлива (потери теплоты от
химической неполноты горения ^з);
условия сгорания топлива
(коэффициент избытка воздуха а);
характер сгорания топлива в
отдельных зонах топочной камеры
(динамика процесса горения);
присосы воздуха в газоходы;
соблюдение норм предельно
допустимых концентраций вредных
веществ, выбрасываемых в
атмосферу;
топочный режим и конструктивные
особенности котла в связи с
выбросами вредных веществ в атмосферу.
По данным анализа газообразного
топлива можно вычислить его
теплоту сгорания, скорость
распространения пламени, объем продуктов
горения, количество воздуха,
необходимого для горения, и др.
При полном сгорании топлива
продукты горения состоят из
следующих основных компонентов: диоксида
углерода СОг, водяных паров НгО,
избыточного кислорода 02 и азота
N2. Если в топливе есть соединения
серы, продукты горения содержат
оксиды серы SO2 и БОз, которые
относятся к числу вредных примесей. Из
оксидов азота в дымовых газах
обычно присутствуют оксид N0 и диоксид
азота NO2. Эти газы также являются
вредными для окружающей среды.
Сумму CO2 + SO2 и других кислых
газов принято обозначать через RO2.
При неполном сгорании топлива в
продуктах горения могут появляться
горючие газы: оксид* углерода СО,
водород Нг, метан СН4 и, в некоторых
случаях, непредельные углеводороды
C„Hm. Присутствие СН4 в уходящих
газах может быть вызвано
неравномерностью смешения топлива с
воздухом, наличием локальных
низкотемпературных зон либо прямым
проскоком несгоревшего газа через
относительно холодные пазухи между
экранными трубами и обмуровкой
топочной камеры. Анализ
многочисленных опытных данных по
составу продуктов горения показал
отсутствие строгой зависимости
между содержанием в продуктах
горения СО и Нг, что не позволяет
пользоваться их расчетными
соотношениями. Оценка химической
неполноты горения только по присутствию
в продуктах горения СО является
недопустимой, так как наличие в
продуктах горения даже небольшой
доли СН4 приводит к значительным
ошибкам в определении значения q3.
При сжигании газа и жидкого
топлива с малыми избытками
воздуха, когда значения q$ не должны
превышать 0,5 %, предъявляют
жесткие требования к контролю за
поддержанием таких избытков, к'чувст-
вительности и точности определения
входящих в состав продуктов
горения компонентов, в первую очередь
Ог, СО, Н2 и СН4. Иногда при
проведении испытаний контроль за
избытком воздуха осуществляют по
анализу продуктов горения на
содержание СОг. Однако такой метод
контроля топочного режима обладает
рядом недостатков:
содержание СОг в продуктах
горения существенно зависит не только
от а, но и от вида и состава
сжигаемого топлива (рис. 9.1);
содержание СОг в продуктах
горения при наличии химической
неполноты горения не является
однозначной функцией избытка воздуха даже
при постоянном составе топлива.
253
Рис. 9.1. Зависимость содержания С02 и
Ог в продуктах горения различных видов
топлива от коэффициента избытка воздуха:
1—3 — городской газ (RCb соответственно
10,6; 12,6; 11,2%); 4 — природный газ; 5 —
коксовый газ; 6—нефтяной газ; 7—водяной
газ; 8, 9 — мазут (ROg3*0 от 16,1 до 16,7%);
10, // — группа твердого топлива (ROoaKC от
18,3 до 20,3 %)
Одно и то же значение СОг может
соответствовать двум различным
значениям а. Снижение СОг может
быть вызвано, с одной стороны,
увеличением подачи воздуха в систему,
а с другой — снижением а,
сопровождающимся большими
значениями <7з;
при работе котла одновременно на
смеси двух или нескольких видов
топлива способ контроля процесса
горения по СОг является
непригодным, так как незначительные
изменения в соотношении топлив
приводят к изменению оптимального
значения СОг.
Для правильного ведения
топочного режима необходимо постоянно
контролировать содержание Ог в
продуктах горения, так как
изменения в составе топлива или в
количественном соотношении различных
254
видов топлива практически не
сказываются на содержании Ог в
продуктах горения (при а = const). Как
видно из рис. 9.1, зависимость
Ог = /(а) для различных видов
топлива при полном сгорании
представляет собой очень тесный пучок
кривых, мало отклоняющихся от
теоретической кривой. При работе
топочной камеры с а, близким к
единице A,01 —1,02), необходимо
определить его изменение в пределах
0,005, что соответствует объемному
содержанию в продуктах горения
Ог = 0,1 %. Содержание Ог должно
измеряться с погрешностью, не
превышающей ±0,01 %. Эти
требования, в свою очередь, определяют и
пороговую чувствительность при
измерении содержания 02, которая
должна быть не хуже 0,01—0,02 %.
Требования к чувствительности и
точности определения горючих
компонентов предъявляются еще более
жесткие. Для обеспечения
определения ^з = 0,1 % порог
чувствительности по горючим компонентам при
сжигании природного газа должен
находиться в пределах 0,006—
0,015 %. Однако при этом
абсолютная погрешность измерения будет
соизмерима с самим значением q$.
Поэтому для снижения погрешности
в определении q3 до 0,01 % следует
иметь порог чувствительности по
горючим компонентам в пределах
10 — 3 — 5• 10~~4 %. Относительная
погрешность измерения не должна
превышать ±5 %.
9.2. ВЫБОР МЕТОДА АНАЛИЗА
И АППАРАТУРЫ
Для правильного проведения
газового анализа очень важно выбрать
прибор, соответствующий
требованиям, предъявляемым к газовому
анализу, а также к данным условиям
работы. В практике проведения
наладочных работ и для
эксплуатационного контроля широкое
распространение получили волюмометриче-
ские газоанализаторы Орса и ВТИ-2.
При их использовании необходимо
иметь в виду следующее.
Газоанализаторы Орса могут применяться
для определения в пробе RO2, Ог
и СО. Однако в большинстве случаев
с учетом недостаточной точности
определения СО и сложности
приготовления реактива, поглощающего
СО, газоанализаторы Орса
используют для определения только RO2
и Ог. При соблюдении всех правил
анализа расхождения между
параллельными анализами одной и той же
пробы составляют 0,2 % (объемная
доля). Ввиду такой низкой точности
газоанализаторы Орса
рекомендуется применять только для
ориентировочной оценки а при настройке
топочного режима.
Газоанализатор ВТИ-2 применяют
для более полного анализа
исследуемого газа. Он позволяет
определить в пробе RO2, Ог, СО, Н2, СН4
и сумму С„Нт. Если в анализируемом
газе из предельных углеводородов
С«Н2«+2 кроме СН4 присутствует
еще и этан С2Нб, можно раздельно
определять СН4 и СгНб. Если же газ
содержит и другие углеводороды
метанового ряда, то раздельное их
определение на газоанализаторе ВТИ-2
невозможно. Соблюдение всех
правил анализа позволяет добиться
расхождения между параллельными
анализами одной и той же пробы
определения в лабораторных
условиях RO2, Ог и суммы С,Лш с
точностью до 0,05 % (объемная доля).
Что же касается Нг и СН4,
определяемых в этих приборах методом
сжигания, то получаемая точность
анализа не удовлетворяет
требованиям, предъявляемым к анализу
продуктов горения. Определение
малых концентраций СО связано со
значительными ошибками,
возникающими вследствие того, что щелочной
раствор пирогаллола СбНз(ОН)з,
применяемый в этих
газоанализаторах для поглощения 02, может
выделять СО, и это завышает истинное
содержание СО в пробе. Время,
затрачиваемое на анализ одной
пробы на газоанализаторе ВТИ-2,
составляет 2,5—3 ч. Ввиду указанных
недостатков газоанализатор ВТИ-2
можно применять только для
определения в продуктах горения RO2, 02
и суммы С«НШ. Определение Н2, СО
и СН4 на таком газоанализаторе
можно проводить только при высоком
содержании их в анализируемой
пробе, что может быть при снятии
полей концентраций в области
деструкции топлива, при анализе
газообразного топлива, при определении
концентрации «чистых» газов,
применяемых для составления
контрольных смесей, и т. п.
Наилучшим методом для определения
состава продуктов горения и газообразного
топлива является газовая хроматография —
основной метод анализа сложных газовых
смесей с высокой чувствительностью и
точностью определения при сравнительной
простоте и доступности аппаратуры. Процесс
анализа этим методом поддается
автоматизации, а продолжительность его во многих
случаях измеряется лишь несколькими
минутами. Хроматографические методы анализа
могут быть применены для всех газов и для
веществ, которые могут быть превращены в
летучие продукты. Существующие методики
и приборы позволяют в течение 1 ч раздельно
определять углеводороды от Сi до С7о.
Хроматографические приборы могут быть настолько
чувствительными, что позволяют при
необходимости определять концентрации отдельных
компонентов газовой смеси, начиная от
10-|0%. Методы газовой хроматографии
дают возможность не только исследовать
конечный результат процесса горения —
полноту сгорания, но и изучить сам процесс
горения — смесеобразование, воспламенение
и отдельные стадии горения — путем снятия
концентрационных полей в различных
сечениях топочного объема.
При испытаниях находят
применение и зарубежные переносные
показывающие автоматические
газоанализаторы с электрохимическими
датчиками, например, типа testo 33,
MSI 2500 РТ (ФРГ), РСО 961
(Англия), позволяющие с точностью
±A,8—2,1)% измерять отдельно
или вместе содержание, %: О2@—
21), С02 @ — ROrKC), СО @—0,5-=-
-=-0,6), NO, @—0,2), NO2 @—0,01)
и SO2 @—0,4). Отдельные из этих
приборов приспособлены, кроме того,
для измерения температуры продукг
255
тов горения и воздуха, давления их
в точке отбора проб, расчета избытка
воздуха и потерь теплоты с газами.
Приборы оснащены отсосными
устройствами и автономными
источниками питания. Датчики рассчитаны
на один-два года работы.
9.3. ОТБОР ПРОБ ПРОДУКТОВ
ГОРЕНИЯ ДЛЯ АНАЛИЗА
Выбор и тарировка сечений.
Точность и надежность результатов
газового анализа во многом зависят от
правильности отбора и сохранения
пробы газа. Если проба отобрана
неправильно, дальнейший анализ
бесполезен. Повторить же взятие
пробы в одинаковых условиях не
всегда возможно. Необходимо
избегать кратковременных проб, так как
периодические колебания и
случайные нарушения топочного режима
могут привести к искажению состава
пробы. Поэтому следует стремиться к
отбору средней пробы за опыт или за
определенный промежуток времени,
при котором поддерживается
постоянный топочный режим.
Пробу газа следует отбирать по
возможности в наиболее узком месте
газохода, где относительно высокая
скорость потока способствует
лучшему перемешиванию продуктов
горения. Газоотборные трубки не должны
располагаться на поворотных
участках или вблизи мест, где возможны
присосы воздуха. Для отбора проб
газа обычно применяют стальные
трубки с водяным охлаждением и без
него. Последние можно применять
лишь при температуре газа до 400 °С,
так как при более высокой
температуре возможно догорание в трубке
не сгоревших ранее компонентов при
А Вода
П Газ
Газ 11 J L н пРа6°РУ
Рис. 9.2. Газоотборная трубка с водяным
охлаждением
256
каталитическом действии нагретой
поверхности трубки. Кроме того, при
температуре выше 400 °С сталь
реагирует с 02, С02 и с парами Н20,
содержащимися в анализируемом
•газе:
2Fe + 02 = 2FeO; 1
Fe + C02 = FeO + CO; I (9.1)
Fe + H20 = FeO + H2, J
что может исказить результаты
анализа. Для отбора проб продуктов
горения при температуре газа выше
400 °С следует применять медные
или стальные трубки с водяным
охлаждением (рис. 9.2).
Газоотборные трубки следует устанавливать
в контрольных точках,
предварительно выбранных при снятии поля
концентраций в данном сечении.
Тарировку сечения можно проводить,
определяя какой-либо один
компонент, входящий в состав продуктов
горения, например 02 или С02. Для
тарировки сечения по ширине
газохода с обеих сторон котла
устанавливают ряд рабочих (подвижных)
газоотборных трубок и одну или две
контрольные (неподвижные) трубки.
Применение двух контрольных
трубок обеспечивает отбор более
представительной пробы газа, особенно
из газоходов больших сечений.
Глубина погружения в газоход
контрольных трубок при их горизонтальном
расположении не должна быть более
2,5 м. В нагнетательных патрубках
дымососов контрольные трубки
устанавливают посредине проходного
сечения. Тарируемое сечение условно
разбивают на ряд равновеликих
площадей (см. § 8.10), в центре
которых устанавливают рабочие трубки.
Каждая пробоотборная трубка
должна быть соединена с дозирующим
устройством газоанализатора.
Резиновые трубки для этих соединений
должны иметь одинаковые длину и
внутренний диаметр, с тем чтобы
отсасываемое через них количество
газа было одинаковым. До установки
в газоход газоотборных трубок их
проверяют на герметичность. Кроме
того, на герметичность проверяют
всю линию отбора газа. При
тарировке газохода нагрузка котла
должна быть постоянной и близкой
к номинальной. Коэффициент
избытка воздуха желательно
поддерживать оптимальным. В процессе
тарировки рабочие газоотборные трубки
последовательно перемещают по
сечению газохода, отбирая в
соответствующих точках пробы газа на
анализ. Одновременно с этим
отбирают пробы газа из контрольных
трубок. Пробы газа из каждой точки
газохода отбирают 4 раза (по 2 раза
при прямом и обратном движении
трубки). Интервалы между
отдельными отборами должны быть
минимальными, чтобы успеть выполнить
тарировку при постоянном режиме
котла. По результатам тарировки
подсчитывают коэффициент
неравномерности поля концентраций:
k = Cp/C\ (9.2)
где Ср, Ск — средние арифметические
значения определяемого компонента
при отборе проб соответственно через
рабочие и контрольные газоотборные
трубки, % (объемная доля).
Поле концентраций можно считать
равномерным, если значение k
находится в пределах 0,95—1,05. В этом
случае пробы можно отбирать из
одной точки выбранного сечения.
Если же при снятии поля
концентраций обнаружена значительная
неравномерность показаний и выбрать
другое сечение газохода не
представляется возможным, то пробы
продуктов горения следует отбирать
одновременно из нескольких точек
данного сечения. При этом для
вычисления средней взвешенной
концентрации анализируемых
компонентов следует снять также и поле
скоростей в выбранном сечении.
Аспираторы для отбора и хранения
проб газа. Выбор сосудов,
применяемых для отбора проб, определяется
объемом отбираемой пробы, в свою
очередь зависящим от применяемого
метода газового анализа. В любом
случае отобранной пробы должно
9 В. И. Трембовля и др.
быть достаточно для проведения
анализа и для повторных контрольных
определений (обычно отбирают 250—
500 ем3).
Одним из наиболее
распространенных является метод отбора пробы
газа путем вытеснения запирающей
жидкости. Из сосуда, соединенного
с местом отбора газа, постепенно
сливают жидкость;
освобождающийся объем при этом заполняется газом.
Чаще всего для отбора проб
продуктов горения применяют аспиратор
Коро (рис. 9.3). Первую порцию
газа, отобранную в аспиратор,
следует выбросить, чтобы исключить
возможность попадания воздуха из
соединительных линий в газовые
пипетки 2. После окончания отбора
поднятием напорной склянки 3 пробу
ставят под давление, закрывают
трехходовые краны /, пипетки
отсоединяют и одноходовые краны 4
заливают расплавленным
парафином. В таком виде пипетки пригодны
для пересылок в лабораторию и для
хранения. На пипетки следует
наклеить ярлыки с указанием номера
опыта, даты и места отбора пробы.
Газовым аспиратором может
служить также прибор, состоящий из
двух бутылей, соединенных между
собой. Лучше использовать для этой
цели бутыли с нижними тубусами
(рис. 9.4, а). Бутыль 2,
предварительно наполненную запорной жидко-
Рис. 9.3. Аспиратор Коро
257
а) б)
Рис. 9.4. Аспираторы с двумя бутылями
стью, присоединяют к линии отбора
газа и сообщают с установленной
ниже бутылью 4У открывая для этого
кран 3. Запорная жидкость
перетекает в бутыль 4, и газ засасывается
в бутыль 2. Первую, загрязненную
порцию газа необходимо сбросить,
для чего бутыли меняют местами и
при помощи трехходового крана /
Рис. 9.5. Аспиратор для отбора пробы с
постоянной скоростью:
/ — аспираторная бутыль; 2 — напорная бутыль
258
бутыль 2 сообщают с атмосферой.
Если нет бутылей с тубусами, можно
организовать отбор, использовав
простые бутыли с хорошо
подогнанными резиновыми пробками (рис.
9.4,6).
При необходимости непрерывного
отбора пробы с постоянной
скоростью можно применять аспиратор,
показанный на рис. 9.5. Здесь трубка,
через которую поступает газ,
опущена в аспираторную бутыль почти до
дна, а сливная трубка имеет
расширение. При этом газ находится под
определенным разрежением /г,
соответствующим перепаду уровня воды
между концом трубки и местом
свободного истечения воды.
При отборе проб следует
тщательно следить за тем, чтобы в аспиратор
не попал воздух через неплотности.
Все пипетки перед использованием
обязательно должны проверяться на
герметичность, краны должны быть
прочищены и смазаны. Если пробу
отбирают в горячем состоянии, то
при ее охлаждении в сосуде
образуется разрежение, и подсос воздуха
через неплотности может исказить
состав пробы.
В практике газового анализа получил
распространение метод отбора проб после
поглощения RO2 и 02 в газоанализаторе
Орса по приведенной на рис. 9.6 схеме. При
этом в аспиратор отводится остаток пробы,
состоящий из N2 и несгоревших горючих
компонентов, которые анализируют на
хроматографе. При таком методе отбора
предполагается исключить ошибки, связанные с
растворимостью С02 в запирающей жидкости,
и обогатить анализируемую пробу продуктами
неполного горения за счет удаления из пробы
С02 и Ог. Однако при этом отмечается
существенное искажение (обогащение)
оставшейся пробы газа вследствие выделения СО
из раствора пирогаллола. Степень обогащения
пробы оксидом углерода зависит от
концентрации 02 в анализируемом газе, однако
воспроизводимость результатов анализов по
СО при всех содержаниях Ог в пробах не
получается, так как на степень обогащения
влияет большое количество факторов. Так,
степень обогащения пробы оксидом углерода
несколько снижается при использовании более
крепкого раствора едкого кали (ркон —
= 1,55 г/см3). Обогащение пробы оксидом
углерода значительно возрастает, если для
определения 02 используют раствор
пирогаллола после длительного его хранения, особенно
От котла
Рис. 9.6. Схема отбора пробы в аспиратор
через газоанализатор Орса:
/ — газозаборные линии; 2 — склянка Дрекслера;
3 — газоанализатор Орса; 4 — аспиратор; 5 —
напорная бутыль с запирающей жидкостью
на свету. При первом анализе на
свежеприготовленном реактиве также наблюдается
значительное выделение СО. На степень
обогащения пробы оксидом углерода
оказывают влияние также время соприкосновения
газа, содержащего Ог, с раствором
пирогаллола, количество произведенных на данном
реактиве анализов, температура
окружающей среды при проведении анализа и др.
Таким образом, если возникает необходимость
определить потери теплоты вследствие
химической неполноты горения с высокой
точностью, то определение горючих (Н2, СО и
СН4) в продуктах горения необходимо
производить без предварительного поглощения Ог
волюмометрическим методом.
Во всех работах, приводимых с
газовыми смесями, необходимо
применять аппаратуру, изготовленную
из материала, который обеспечивает
отбор, хранение, транспортировку и
анализ пробы в неискаженном виде.
При выборе материала для
аппаратуры задача состоит не только в том,
чтобы избежать побочных реакций и
уберечь газ от загрязнений, но и в
устранении возможности искажения
пробы вследствие диффузии и
эффузии. Очень устойчивы к действию
большинства газов стекло и кварц.
Иногда для изготовления газовой
аппаратуры применяют металл.
Однако при использовании такой
аппаратуры в условиях повышенных
температур возможно термическое
разложение некоторых химически
реакционноспособных газов с
образованием других газообразных
продуктов. К таким газам относятся bhS,
SO2, СН4, Н2, СО и др. Разложение
может наступить при 300—400 °С.
В практике газового анализа для отбора
пробы иногда применяют резиновые камеры,
что недопустимо, так как такие камеры
непригодны даже для кратковременного
хранения газовых смесей и чистых газов.
Относительно высокая скорость диффузии отдельных
газов и воздуха через резиновую трубку
приводит к искажению состава газа.
Запирающая жидкость должна
иметь низкое давление насыщенного
пара, растворять возможно меньшее
количество газа, оказывать высокое
сопротивление его диффузии и не
вступать с газом в химическое
взаимодействие. Всем этим требованиям
достаточно полно удовлетворяет
только ртуть Hg, однако с учетом
ядовитости ее применяют только при
точных, измерениях. Поступающая в
продажу Hg, как правило, содержит
загрязнения, поэтому перед
использованием ее необходимо тщательно
очистить от механических примесей,
пропустить через стеклянный фильтр.
Летучие примеси, спирты и другие
органические вещества удаляют
путем длительного продувания через
Hg сухого воздуха или Ог.
Органические примеси в этом случае
окисляются и всплывают на поверхность,
после чего их легко отделяют
фильтрованием. Для удаления следов
жира Hg тщательно встряхивают в
делительной воронке с чистым
бензолом СбН6 или четыреххлористым
углеродом ССЦ.
В качестве запирающей жидкости
наиболее часто используют водные
растворы различных солей, при этом
необходимо учитывать
растворимость исследуемых газов в данной
жидкости. Все без исключения газы
растворимы в воде, но коэффициент
9*
259
Таблица 9.1. Коэффициенты растворимости
а некоторых газов в воде при 20° С
Газ
а
Газ
а
Азот атмосфер- 1,54 Водород 1,82
ный Оксид углеро- 2,32
Азот чистый 1,57 да
Кислород 3,10 Метан 3,31
Воздух 1,87 Этан 4,72
Аргон 3,36 Этилен 12,2
Гелий 0,88 Ацетилен 103
Оксид азота 4,71 Сероводород 258
Закись азота 62,9 Диоксид серы 3 940
Диоксид угле- 87,8 Аммиак 71 100
рода
Примечание. Значения а выражены в
нормальных кубических сантиметрах газа,
растворенного в 100 ем3 воды при парциальном
давлении газа 101 кПа G60 мм рт. ст.).
Таблица 9.2. Коэффициенты растворимости
а водорода и кислорода в растворах
поваренной соли при 15 °С *
Концентрация
NaCl, г/см3
а водорода
а кислорода
58 1,48 2,31
116 1,14 1,70
174 0,88 1,17
232 0,70 —
315 — 0,54
* См. примечание к табл. 9.1.
их растворимости а, как это видно
из табл. 9.1, изменяется в широких
пределах. При нагревании
растворимость газов в жидкостях почти
всегда уменьшается.
Наиболее часто используют
насыщенные растворы поваренной соли
NaCl или хлористого кальция СаСЬ
с добавлением небольшого
количества серной кислоты H2SO4 A —
2 %). Раствор СаСЬ
предпочтительнее, так как он в отличие от раствора
NaCl не высыхает и не оставляет
налетов на деталях приборов. К этим
растворам прибавляют метилоран-
жевый краситель, в результате чего
запирающая жидкость приобретает
розовый цвет. Делают это с двоякой
целью: с окрашенной жидкостью
удобнее производить все отсчеты и
измерения, и по цвету жидкости ведут
контроль за сохранением
кислотности. Применение в качестве
запирающих жидкостей водных
растворов солей снижает, но не исключает
полностью ошибки, связанные с
растворимостью газов (табл. 9.2).
Особенно заметными эти ошибки
могут быть при анализе смесей,
содержащих небольшое количество Ог
(до 1—2 %), которым обогащается
проба.
Запирающая жидкость, как правило,
длительное время находится в контакте с
воздухом помещения и составляет с ним
равновесную систему,
подчиняющуюся'закону Генри. Поскольку растворимость 02 в
воде и водных растворах примерно в 2 раза
выше, чем растворимость N2, отношение
растворенных Ог и N2 в воде, находящейся
с воздухом в состоянии равновесия,
значительно больше, чем в воздухе. Когда
равновесие в системе нарушается (над жидкостью
помещают газ, содержащий небольшое
количество 02), происходит выделение из жидкости
растворенного в ней 02. Процесс установления
нового равновесного состояния при
отсутствии активного перемешивания длителен.
Однако даже при небольшом времени
контакта жидкости с анализируемым газом
ошибка вследствие выделения 02 из
запирающей жидкости может быть значительной.
С учетом изложенного при необходимости
точного определения в смеси малых количеств
02 анализ проб газа следует проводить сразу
же после их отбора из установки. При отсут-
Рис. 9.7. Микрокомпрессор МК-1:
/ — регулировочный винт; 2 — основание; 3 —
электромагнит; 4 — резиновая трубка на
нагнетательной стороне; 5 — крышка; 6 — помпа в
сборе; 7 — вибрирующее ярмо
260
ствии такой возможности в пипетке с пробой
газа не следует оставлять запирающую
жидкость. Нецелесообразно также
пользоваться встречающимися иногда в литературе
рекомендациями о предварительном
насыщении запирающей жидкости анализируемым
газом. Если состав газа меняется,
растворенные в запирающей жидкости газы,
выделяясь из нее, будут вносить искажения в
результаты анализа.
С учетом сказанного целесообразно
применение метода сухого отбора пробы
мембранными микрокомпрессорами (рис. 9.7), в
которых отсутствуют трущиеся части. При работе
такого микропроцессора происходят
колебательные движения диафрагмы помпы 6,
создаваемые электромагнитом 3.
Микропроцессор питается от сети переменного тока
127 или 220 В, потребляемая мощность 5 Вт.
При сопротивлении линии 0,02 МПа
микропроцессор обеспечивает производительность
100—120 см3/мин. Регулировку расхода газа
осуществляют регулировочным винтом /,
который изменяет расстояние вибрирующего
ярма 7 от электромагнита. Сухой метод отбора
проб оправдывает себя в тех случаях, когда
в работе используют газоанализатор
переносного типа, устанавливаемый вблизи
исследуемого оборудования.
9.4. КОНТРОЛЬ
ГАЗОВОГО АНАЛИЗА
Во время проведения испытаний
необходимо систематически
проверять правильность и закономерность
результатов газового анализа. При
этом необходимо учитывать
следующее.
1. При отсутствии догорания газов
в газоходах котла содержание в
продуктах горения RO2, СО, СН4 и Нг
должно постепенно уменьшаться
(из-за присосов воздуха) по мере
удаления исследуемого сечения
газохода от топки, а содержание Ог
должно увеличиваться.
2. Следует контролировать
соответствие содержания RC>2 и Ог по
отдельным сечениям газохода. В
зависимости от конкретных условий
результаты анализа продуктов
горения в каком-либо сечении газохода,
например за пароперегревателем,
принимают как более достоверные.
Увязку содержания RO2 и Ог за
пароперегревателем и другим сечением газохода котла
(за экономайзером, воздухоподогревателем)
при отсутствии химической неполноты
горения, %, проводят по формуле
@2I',=
(R02)fi @2)f+ 20,96 [(R02)r
(RCWil
(R02)f
(9.3)
где (R02)f, @2)i'— содержание газов в
сечении I газохода; (R02)n, (Ог)^ —
содержание газов в сечении II газохода.
Для упрощения указанных подсчетов
можно пользоваться номограммой рис. 9.8.
3. Пересчет результатов полного анализа
продуктов горения с одного сечения газохода
на другое следует проводить по содержанию
в них R02, %:
(CH4)f,= (CH4)f
(RQ2)fi
(R02)f
(CO)fi=(CO)f
(RQ2)fi
(R02)f
I
(9.4)
где (RO>)f, (CH4)f, ..., (CO)f—содержание
газов в сечении I газохода; (R02)fI, (СН4)п,...
..., (СО)fj — содержание газов в сечении II
газохода.
Пересчеты по формулам (9.4) допустимы
лишь в случае, если в газоходе не происходит
догорания продуктов горения, т. е. изменение
содержания R02, СО, СН4 и т. д. вызывается
только местными присосами в газоход воздуха.
4. В опытах необходимо периодически
контролировать значение избытка воздуха,
пользуясь для этого кривыми рис. 9.1. В тех
случаях, когда состав сжигаемого топлива
известен и стабилен, ошибка газового
анализа может быть выявлена по несоответствию
значения а, определенного с использованием
значений R02 и 02.
5. В случаях, когда состав топлива в
процессе испытаний меняется либо сжигается
смесь различных топлив, контроль
коэффициента избытка воздуха по содержанию R02
в продуктах горения может привести к
значительным ошибкам.
6. При проведении анализа пробы
продуктов горения, оставшейся после удаления из
нее отдельных компонентов, необходимо
полученные результаты пересчитать на общий
объем пробы. Так, например, если
определение состава продуктов горения проводили
на хроматографе после предварительного
удаления из пробы R02, то найденное
содержание того или иного компонента следует
умножить на коэффициент
100-RQ2
*'00= юо - (9-5)
Если из пробы удалены R02 и 02, то
формула (9.5) приобретает вид
&ioo =
100-(RO2 + O2)
100
(9.6)
261
Рис. 9.8. Номограмма для контроля содержания 02 и R02 в продуктах горения:
Пример 1. Дано: R02=14,l %; 02 = 5,8%; R02' = 8,8%. По номограмме О? = 11,5 %.
Пример 2. Дано: R02=13,8 %; RO'2' = 9,2 %; 0'2'=12,2 %. По номограмме 02=7,2 %.
262
7. Если при отборе или хранении
пробы обнаружен подсос в нее
воздуха, а повторить отбор в
аналогичных условиях не представляется
возможным, полученные значения
содержания в пробе отдельных
компонентов следует умножить на
коэффициент
k Ш (9 7)
*о2- ЮО-4,780'2 ' {*'П
где О2 — прирост 02 в пробе
вследствие подсоса воздуха, %.
8. Содержание в продуктах
горения трехатомных газов, %, должно
корректироваться на показатель
тарировки поля сечения, откуда
отбирают газ на анализ:
RO'2 = £R02,
(9.8)
где k — коэффициент
неравномерности поля.
Содержание остальных
компонентов продуктов горения, %, в случае
отсутствия догорания в газоходе
горючих газов:
СО' = /гСО; ]
Н2 = Ш2; 1 (9.9)
Cri4==/2CH4 I
и
02 = Ю2 + 20,96 A-6). (9.10)
Глава десятая
ВОЛЮМОМЕТРИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ГАЗОВОГО АНАЛИЗА
10.1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Волюмометрический
(газообъемный) метод газового анализа основан
на измерении сокращения объема
пробы анализируемого газа,
происходящего в результате реакций
абсорбции, сожжения и каталитического
окисления. При использовании для
анализа реакций абсорбционного
поглощения газовую смесь приводят в
соприкосновение с каким-либо
реактивом, который избирательно
взаимодействует только с одним
компонентом смеси (или группой
однородных компонентов). Реактивы,
применяемые для этой цели, обычно
берут в виде растворов. Приходя
в соприкосновение с таким
реактивом, определяемая составная часть
газовой смеси вступает во
взаимодействие с ним, продукт реакции в
большинстве случаев остается в
растворе, а объем смеси уменьшается
на объем прореагировавшего
компонента.
При использовании метода
сожжения горючие газы сжигают над легко
восстанавливаемыми оксидами
металлов либо при добавлении к смеси
02 или воздуха. При этом объем
определяемой составной части не
всегда равен уменьшению объема
газовой смеси после реакции, его
вычисляют на основании реакций
горения.
Волюмометрические
газоанализаторы позволяют определять
содержание следующих компонентов: С02
совместно с H2S, S02 и другими
кислыми газами, «тяжелые
углеводороды», под которыми подразумевают
непредельные углеводороды ряда
С„Н2„, а также углеводороды
гомологического ряда бензола, 02, СО,
Н2, С„Н2„ + 2 и N2 (совместно с
Аг и другими одноатомными
газами).
263
10.2. ГАЗОАНАЛИЗАТОРЫ ОРСА
Из газоанализаторов волюмометрического
типа аппараты Орса являются наиболее
простыми и предназначены для определения
в смеси С02, 02 и СО. Если в продуктах
горения содержится S02, то последний
определяют совместно с С02. При отсутствии
других компонентов в продуктах горения
содержание N2, %, определяют по разности
N2= 100- (R02 + 02 + CO). (ЮЛ)
В настоящее время известен ряд
приборов, основанных на принципе аппаратов
Орса и отличающихся друг от друга лишь
количеством поглотительных сосудов (два
или три), их конструкцией, формой
гребенки и т. д.
Принцип действия газоанализатора Орса
(рис. 10.1) основан на избирательном
поглощении реактивами отдельных компонентов
газовой смеси.
Газоанализатор состоит из измерительной
бюретки 6\ соединительной гребенки 4,
фильтра /, уравнительного (напорного)
сосуда 5 и поглотительных сосудов 8—10. В
газоанализаторах Орса обычно применяют
поглотительные сосуды контактного типа. Наиболее
простые из них (рис. 10.2, а) состоят из двух
(переднего и заднего) стеклянных
цилиндров, соединенных между собой тонкой трубкой.
Сосуды присоединяются резиновыми трубками
к отросткам соединительной гребенки. Задние
цилиндры остаются свободными и
предназначены для приема реактивов, вытесняемых из
передних цилиндров. Для увеличения
поверхности соприкосновения газа с реактивами и
ускорения определения компонента в передние
цилиндры набирают тонкие стеклянные
трубочки длиной 100—120 мм и диаметром 4—
5 мм. Во избежание пробулькивания пузырьков
анализируемого газа через поглотительный
раствор следует перед набивкой трубочек в
передний цилиндр уложить горизонтально на дно
этого цилиндра вплотную друг к другу
несколько коротких стеклянных трубочек. К недостатку
поглотительных сосудов этого типа относится
непрочность трубки, соединяющей передний
и задний цилиндры. Этот недостаток устранен
в поглотительных сосудах другого типа
(рис. 10.2,6), где удлиненный конец
контактного цилиндра опущен в сосуд большого
диаметра. Между собой они соединяются с
помощью пришлифованной поверхности.
Однако поглотительные сосуды такого типа
очень громоздки. В последних конструкциях
поглотительных сосудов (рис. 10.2, в)
контактный цилиндр помещается внутри
склянки, служащей приемником реактива,
благодаря чему поглотительный сосуд
приобретает компактность и прочность.
В газоанализаторе Орса поглотительные
сосуды заполняют соответственно
следующими реактивами: раствором КОН для
поглощения С02 и S02, раствором C6H3(OHK
Проба
газа
Рис. 10.1. Схема газоанализатора Орса:
а — схема газоанализатора; б — положения трехходового крана
264
2 1.
«)
Рис. 10.2. Поглотительные сосуды
контактного типа:
/ — контактный цилиндр; 2 -
реактива
цилиндр для приема
для поглощения О2, аммиачным раствором
полухлористой меди для поглощения СО.
Следует отметить, что раствор полухлористой
меди поглощает СО довольно медленно,
поэтому вместо него рекомендуется применять
суспензию закиси меди с бетанафтолом в
серной кислоте. Однако учитывая, что этот
реактив сложно приготовлять и он быстро
портится, содержание СО обычно определяют
при проведении полного анализа на других
газоанализаторах, а газоанализатор Орса
используют только для определения RO2
и Ог. В этом случае (см. рис. 10.1) сосуд 10
заливают подкисленной водой и соединяют
тонкой резиновой трубкой с сосудом 9. Он
является гидрозатвором, предохраняющим
раствор СбН3(ОН)з от соприкосновения с
воздухом. Освободившийся отросток
гребенки 4 используют как воздушник для
сброса газа из бюретки 6 в атмосферу.
Гребенка 4 одним концом присоединяется к бюретке,
а другим концом через фильтр 3 сообщается
с газозаборной трубкой. К свободному
отростку от трехходового крана 2
присоединяется линия от эжектора в целях
непрерывного прососа газа через линию, либо груша //
для порционного его засасывания. Каждый
отросток гребенки имеет стеклянный
соединительный двухходовой краник 3. Для
обеспечения стабильности температуры бюретка 6
объемом 100 ем3 помещена в стеклянный
цилиндр 7, заполненный водой. Для большей
точности измерений бюретка 6 внизу имеет
значительно меньший диаметр, благодаря
чему цена деления нижней части бюретки
равна 0,2 ем3. В напорный сосуд 5 заливают
запирающую жидкость, в качестве которой
применяют насыщенный раствор NaCl, слегка
подкисленный серной или соляной кислотой
и подкрашенный в разовый цвет
индикатором — метилоранжем. Индикатор позволяет
вовремя заметить случайное попадание в
бюретку 6 щелочи из сосудов, так как при
этом изменяется цвет запирающей жидкости
(становится желтым). Такая жидкость будет
сильно поглощать СОг, что исказит
результаты анализа. Поэтому при потере
кислотности запирающая жидкость должна быть
заменена. Трехходовой кран 2 дает
возможность производить три вида операций (см.
рис. 10.1,6): забор газа (положение /),
выброс газа (положение //) и анализ газа
(положение ///).
Прежде чем начать анализ, следует
довести уровни жидкостей в поглотительных
сосудах до меток, находящихся на
капиллярах под кранами 3. Для этой цели сосуд,
в котором требуется поднять уровень раствора,
поворотом соответствующего крана 3 (при
закрытых остальных кранах) соединяют с
бюреткой 6. Опусканием напорного сосуда
в бюретке создают разрежение, в результате
чего уровень жидкости в поглотительном
сосуде начинает подниматься; таким образом
уровень медленно доводят до метки, после
чего кран закрывают. Когда все
поглотительные сосуды подготовлены, поворотом крана 2
соединяют бюретку с атмосферой (а если
имеется воздушник, открывают его) и,
поднимая напорный сосуд 5, доводят уровень
запирающей жидкости до метки, имеющейся
на верхней части бюретки 6. Затем аппарат
проверяют на плотность, для чего следует
трехходовой кран 2 поставить в положение ///,
краны 3 у сосудов закрыть, опустить
напорный сосуд как можно ниже и наблюдать за
положением уровней. Если уровни жидкости
в бюретке и в поглотительных сосудах на
протяжении 5—10 мин останутся
неизменными, то аппарат можно считать
герметичным. После этой операции можно приступить
к забору пробы газа для анализа. При этом
следует исключить попадание в
анализируемую смесь воздуха или другого газа, ранее
находившегося в линии. Для этой цели,
поставив трехходовой кран 2 в положение /,
соединяют измерительную бюретку с
газоотборной линией и заполняют бюретку газом
из линии. Затем соединяют бюретку с
атмосферой и выбрасывают забранную порцию
газа из аппарата. Эту операцию повторяют
3—4 раза, после чего пробу газа, отобранную
в бюретку, приводят к атмосферному
давлению. Для этого в бюретку набирают несколько
больше 100 ем3, затем подъемом напорного
сосуда 5 газ в бюретке сжимают настолько,
чтобы жидкость установилась на делении 0.
На мгновение соединяют бюретку с
атмосферой. После этого объем набранной пробы
будет равен 100 ем3 при атмосферном
давлении.
Поглощение отдельных компонентов пробы
проводят в следующем порядке. Сначала
поглощают С02. Для этого открывают кран 3
сосуда 8 и медленно поднимают напорный
265
сосуд 5 до тех пор, пока вода в бюретке 6
не поднимется до отметки 100 ем3 и не
вытеснит газ в передний поглотительный
цилиндр сосуда 8. Газ, вытесняя реактив в
задний его цилиндр 10, соприкасается со
смоченными реактивом стеклянными
трубочками в переднем цилиндре 8. Затем газ
возвращают в бюретку 6 и снова переводят в
сосуд 8. После четырех-пяти таких
перекачиваний закрывают кран сосуда 8, наблюдая
за тем, чтобы уровень реактива в сосуде 8
совпал с меткой под краном 3. Уменьшение
объема пробы, обусловленное поглощением
С02 или R02 = C02 + SC>2, и будет составлять
процент этого компонента в анализируемом
газе. Измерение проводят отсчитыванием
числа делений на шкале бюретки. Уровни
запирающей жидкости в напорном сосуде
и в бюретке должны при этом совпадать.
Содержание Ог в анализируемом газе
определяют таким же способом, но пробу
прокачивают 6—8 раз в поглотительный сосуд 9.
Чтобы убедиться в полноте поглощения,
операцию прокачивания повторяют до
совпадения двух последовательно проведенных
отсчетов. Продолжительность определения
RO2 и Ог в пробе продуктов горения обычно
не превышает 4—5 мин.
В новой модификации газоанализатора
Орса предусмотрен ряд усовершенствований.
Так, поглотительные сосуды оснащены
клапанами для предотвращения переброса
растворов в гребенку; измерительная бюретка имеет
объем 80 ем3 с ценой деления 0,1 ем3;
обеспечена возможность подключения линии сжатого
воздуха в целях механизации прокачки пробы
через поглотительные сосуды и др.
10.3. ГАЗОАНАЛИЗАТОР ВТИ-2
В газоанализаторе ВТИ-2 (рис. 10.3)
определение RO2, С„НШ, 02 и СО основано
на принципе избирательного их поглощения
соответствующими поглотительными
растворами, определение Нг и СНг^+г — на
принципе раздельного дожигания на оксиде меди;
N2 определяют как остаточный объем.
Поглотительная часть газоанализатора состоит
из шести поглотительных сосудов /—6.
Измерительная бюретка 7, помещенная в залитый
водой сосуд 8, состоит из двух
градуированных вертикальных трубок. Правая трубка
объемом 21 ем3 имеет цену деления 0,05 ем3
и градуирована по всей длине. Левая трубка
объемом 80 ем3 тремя пережимами разделена
на четыре равные части по 20 ем3 каждая.
Отметки 20, 40, 60 и 80 ем3 нанесены на
цилиндрические пережимы. Вверху и внизу от
этих отметок имеется еще по четыре отметки
с ценой деления 0,05 ем3. В газоанализаторе
предусмотрено компенсационное устройство,
позволяющее устранять влияние изменения
давления и температуры окружающей среды
на измеряемые объемы, оно состоит из
U-образного жидкостного манометра 27,
расположенного слева от бюретки 7, и
тонкостенного сосуда 28 в виде трубки с
запаянным концом, помещенного в сосуд 8. Дожи-
гательная часть газоанализатора состоит из
металлической трубки (петли) 25,
заполненной гранулированным оксидом меди, и
электрической печи 26, в которой петля
нагревается до нужной температуры. Поддержание
требуемой температуры контролируют
ртутным термометром при сжигании Нг и ПТ
при сжигании С„Н2„+2.
При сборке газоанализатора следует
стремиться к тому, чтобы все детали были
прочно укреплены при помощи подставок
и держателей; соединения стеклянных трубок
между собой следует производить встык. Для
соединений рекомендуется применять
эластичную резиновую трубку с внутренним
диаметром, на 2—3 мм меньшим наружного диаметра
соединяемых трубок. Все краны (трехходовые
серповидные //—19 и одноходовые 20—24)
тщательно очищают от грязи и протирают
мягкой тряпочкой или фильтровальной
бумагой, смазывают специальной смазкой,
после чего медленно вращают до тех пор,
пока шлифы не станут прозрачными.
Расположение поглотительных сосудов
/—6 должно соответствовать порядку
определения отдельных компонентов газа. Сосуд /
заполняют раствором КОН, который
поглощает С02 и другие кислые газы (H2S, SO3
и др.). Сосуд 2 заполняют бромной водой;
он предназначен для поглощения С„Нг/«+2.
Для защиты экспериментатора от действия
паров Вг свободное отверстие сосуда 2
закрывают предохранительной трубкой с
шарообразным расширением, которую
заполняют аскаритом и закрывают с обеих сторон
пробками из ваты. Когда аскарит под
влиянием паров Вг изменит свой цвет, его
заменяют. Бромной водой сосуд заполняют под
тягой (в вытяжном шкафу). Сосуд 3
заполняют раствором СбНз(ОН)з для поглощения
Ог. Свободный конец сосуда соединяют с
гидравлическим затвором, что предотвращает
Рис. 10.3. Схема газоанализатора ВТИ-2
266
попадание в раствор Ог из воздуха. Сосуд 4
предназначен для поглощения СО, и его
заполняют суспензией закиси меди в H2SO4.
Свободный конец этого сосуда также
присоединяют к гидрозатвору. Сосуд 5, так же
как и сосуд /, заполняют раствором КОН.
Он служит для поглощения СО2,
образующегося при сжигании в петле предельных
углеводородов. Сосуд 6 заполняют
запирающей жидкостью; он служит для
прокачивания пробы газа через петлю 25 при
дожигании горючих компонентов.
Определение вредного объема бюретки.
Вредным объемом бюретки 7 является
пространство от крана 18 до отметки 0 на бюретке.
Для определения этого объема надо через
отросток 29 и кран 19 заполнить жидкостью
пространство до крана 18. В левой части
бюретки следует поднять жидкость до нулевой
отметки, а в правой оставить на любом уровне
и спустя 2 мин измерить и записать этот
уровень. Постепенно открывая кран 18,
осторожно заполняют вредный объем водой,
поступающей через отросток 29. Воздух при
этом вытесняется в правое колено бюретки,
и уровень жидкости в нем опускается. По
истечении 2 мин записывают новое положение
уровня. Разность между двумя показаниями
и определяет объем вредного пространства.
Для точности необходимо повторить эту
операцию несколько раз. При отборе пробы
газа на анализ следует прибавлять вредный
объем пространства к объему, замеренному
в бюретке.
Установка компенсатора. Перед началом
работы газоанализатор необходимо
выдержать в помещении с равномерной
температурой не менее 2 ч при соединенном с
атмосферой компенсаторе (открытием крана 22).
При перерыве в работе кран 22 оставляют
открытым, а при начале работы его следует
закрыть, при этом мениски жидкости в
манометре 27 должны находиться на одном уровне.
Проверка герметичности газоанализатора.
Поворотом крана 18 сообщают бюретку 7 с
гребенкой. Поочередно открывают краны
поглотительных сосудов и постепенным
опусканием напорного сосуда 10 доводят
поглотительный раствор до метки на отростках
кранов. Затем краны сосудов закрывают.
После того как все поглотительные растворы
будут подняты до соответствующих меток,
газоанализатор проверяют на герметичность.
Для этого краны 12—17 сосудов /—6 ставят
в положение общего горизонтального
капилляра. На конец отростка 30 надевают
заглушку. Открыв кран 23 вилки-тройника 9,
опускают сосуд 10 и оставляют в таком
положении на 5—10 мин. Если уровень
запирающей жидкости в течение этого времени
не смещается, газоанализатор герметичен.
В случае негерметичности для установления
места неплотности газоанализатор
испытывают по частям и устраняют неплотность.
Убедившись в герметичности и исправности
газоанализатора, все краны, отростки,
гребенку и петлю промывают азотом. Азот,
применяемый для промывки прибора, получают из
воздуха, удалив из него О2 раствором
С6Н3(ОН)з.
Проведение анализа. При анализе
проводят следующие операции.
1. Газ из бюретки 7 непрерывно
переводят в поглотительный сосуд / и обратно до
получения постоянного объема, т. е. до тех
пор, пока измеренный объем не совпадет с
последующим объемом, измеренным после
двух-трех контрольных прокачиваний. За RO2
принимают количество газа, поглощенное
раствором щелочи.
2. Газ, оставшийся после удаления RO2,
медленно переводят из бюретки в сосуд 2 и
обратно. Объем газа периодически измеряют.
В процессе анализа сначала наблюдается
уменьшение или сохранение объема газа,
а затем некоторое его увеличение,
происходящее вследствие выделения из раствора
паров брома. Для их удаления газ переводят
в сосуд /. Определение считается
законченным, если при повторении этой операции
объем газа не уменьшается. За сумму С„НШ
принимают количество газа, поглощенное
бромной водой.
3. Газ прокачивают до постоянного объема
через сосуд 3. Объем поглощенного газа
принимают за содержание Ог.
4. Оставшийся газ переводят в сосуд 4
и проводят несколько прокачиваний до
наступления постоянства объема. При последнем
прокачивании (перед замерами) газ из
сосуда 4 выводят очень медленно, с тем чтобы
удалить его пузырьки, задерживаемые вязкой
суспензией. Измерение объема проводят после
прокачивания через сосуд /, где поглощаются
пары H2SO4, выделившиеся из суспензии.
5. Переходят к сжиганию Н2 в петле. Для
этого открывают краны 20 и 21 и часть газа
(примерно 70—80%) переводят в сосуд 6.
Сосуд оставляют открытым, что позволяет
предотвратить утечки газа, которые могут
возникнуть от повышения давления при его
разогреве. Предварительно нагретую до
270 °С электропечь 26 надевают на петлю
и в таком положении оставляют на 5—6 мин
для разогрева трубки. После этого через
петлю 25 медленно пропускают газ из сосуда
6 в бюретку и обратно. Эту операцию
повторяют до получения постоянного объема.
Температура печи при сжигании Н2 должна
все время поддерживаться постоянной.
Допускаемые отклонения от 270 °С не должны
превышать ±5°С. Понижение температуры
приводит к неполному сгоранию Нг,
повышение — к частичному сгоранию предельных
углеводородов. После установления
постоянного объема несгоревшего остатка сжигание
Нг считают законченным. Печь снимают и
петлю охлаждают до комнатной температуры.
Оставшийся газ пропускают через сосуд с
раствором СбНз(ОН)з для удаления Ог,
который мог образоваться в результате
термической диссоциации меди. После удаления Ог
измеряют объем оставшегося газа. О
количестве сгоревшего Н2 судят по уменьшению
267
пробы газа, так как образующийся водяной
пар конденсируется в сосуде 6.
6. В оставшемся газе определяют
содержание суммы С„Н2л + 2, сжигая его над оксидом
меди с одновременным удалением
образующейся С02. Предварительно нагретую до
850—900 °С электропечь надевают на петлю.
Сжигание газа осуществляют переводом
оставшейся пробы из бюретки 7 через петлю
в сосуд 5 и обратно. Сжигание производят
до установления постоянного объема. Затем
печь выключают, снимают с петли, последнюю
охлаждают до комнатной температуры.
Оставшийся газ прокачивают через раствор
СоН3(ОН)з для освобождения от СЬ, который
мог выделиться в результате термического
разложения меди. Затем измеряют
оставшийся объем. Полученное уменьшение объема
газа принимают за сумму СН2«+2, а остаток
газа — за NL>.
Если на анализ первоначально отобрано
100 ем3, то уменьшение объема газа,
получаемое в результате взаимодействия с
поглотительными растворами или сжигания над
оксидом меди, равно содержанию
определяемого компонента в объемных процентах. В тех
случаях, когда первоначальный объем
анализируемой пробы не равен 100 ем3,
вычисление содержания отдельных компонентов
газовой смеси, %, ведут по формуле
Vx= Vl~V2 юо, A0.2)
Vo
где Ко — первоначальный объем
анализируемой пробы, ем3; V\ — объем газа перед
поглощением (или сжиганием) определяемого
компонента, ем3; Vo — объем газа после
поглощения (или сжигания) определяемого
компонента, ем3.
Раздельное определение метана и этана.
Если в состав анализируемой пробы из
предельных углеводородов входят только СН4
и С2Н6, на газоанализаторе ВТИ-2 можно
провести их раздельное определение. В этом
случае СН4 и С2Нб совместно сжигают при
температуре электропечи 850—900 °С, но
пробу из бюретки прокачивают не в сосуд /
с раствором КОН, а в сосуд 6, заполненный
запирающей жидкостью. При горении одного
объема СН4 образуется один объем С02, а при
горении одного объема С2Нб — два объема
С02. Поэтому при сгорании суммы этих двух
углеводородов происходит увеличение
первоначального объема. Это превышение
полученного объема соответствует содержанию
С2Нб в пробе (за вычетом избыточного 02,
выделившегося из оксида меди). Определяя
прокачиванием через сосуд / с раствором
КОН количество С02, образовавшегося при
сжигании, несложным вычислением находят
содержание СН4.
Ниже на примере показана методика
раздельного определения СН4 и С2Н6 при их
совместном сжигании над оксидом меди.
После поглощения С02, суммы С„Н,„, 02,
СО и дожигания Н2 остаток пробы составил
У = 84,0 ем3. Этот объем взят на дожигание
предельных углеводородов. Дожигание
производили над оксидом меди при 850—900 °С
прокачиванием газа из бюретки в сосуд 6
и обратно. После остывания петли и
приведения объема пробы к первоначальным
температурным условиям замерен объем пробы
1Л=84,6 ем3. Далее газ прокачивали через
раствор КОН для поглощения С02,
образовавшегося при горении предельных
углеводородов. После поглощения С02 объем пробы
К2 = 82,8 ем3. После поглощения раствором
пирогаллола 02, образовашегося в результате
термической диссоциации меди, объем пробы
Кз = 82,6 ем3. Вычисления проводят
следующим образом.
Разница между первоначальным объемом
V и окончательным V3, ем3, представляет
собой сумму СН4 и С2Нб (при условии, что
в пробе нет других предельных
углеводородов) :
V- Кз=КСН4 + 1/С2Нб = 84,0-82,6= 1,4.
A0.3)
Превышение объема V\ над
первоначальным объемом V, ем3, соответствует сумме
С2Н6, находящегося в пробе, и 02,
выделившегося из оксида меди:
^С2н6 +^о2= К,-V = 84,6-84,0 = 0,6.
A0.4)
Определяя объем 02, ем3, вычитанием
K02 = K2-V3 = 82,8 -82,6 = 0,2, A0.5)
из уравнения A0.3) находим объем С2Н6, ем3:
КСгНб = 0,6 - 0,2 = 0,4, A0.6)
а пользуясь уравнением A0.2), получаем
объем СН4, ем :
УСНч = 1,4-0,4= 1,0. A0.7)
Если при дожигании предельных
углеводородов объем образовавшегося С02
превысит объем сгоревших углеводородов более чем
в 2 раза, следует предположить, что в пробе
газа имеются предельные углеводороды с
тремя или более атомами С. Определить
раздельно их содержание в пробе
газоанализатором ВТИ-2 не представляется возможным.
10.4. ПОГЛОТИТЕЛЬНЫЕ
РАСТВОРЫ
Раствор едкого кали. При
приготовлении раствора 60—70 г
химически чистого КОН растворяют в
130—140 ем3 дистиллированной
воды. Если нет химически чистого
КОН, можно пользоваться и
техническим. Получающемуся в последнем
случае мутному раствору надо дать
268
отстояться, после чего прозрачный
раствор осторожно слить (если
раствор плохо отстоялся, его можно
профильтровать).
Раствор КОН рекомендуется приготовлять
в фарфоровой посуде/так как при
растворении щелочи значительно превышается его
температура. Раствор КОН поглощает
содержащий в газе СО2 по реакции
2КОН +С02 = К2СОз + Н20. A0.8)
1 ем3 приготовленного раствора может
поглотить 40 ем3 С02. Если кроме С02 в
анализируемой смеси содержится S02, то
одновременно протекает также реакция
2KOH + S02 = K2S03 + H20. A0.9)
Многократное проведение анализа
с одним и тем же раствором
приводит, наконец, к насыщению раствора
диоксидом углерода и выделению из
него кристаллов. При появлении
налета соли на стенких
поглотительного сосуда реактив следует сменить.
Бромная вода. К 40 г бромистого
кали, растворенного в 200 ем3 воды,
добавляют такое количество Вг
(примерно 5—6 ем3), чтобы на дне
поглотительного сосуда после
перемешивания оставалось около 1 ем3
нерастворенного Вг. При изменении
окраски раствора и отсутствии брома
на дне поглотителя бромная вода
заменяется. Бромную воду следует
приготовлять обязательно под тягой.
Бром присоединяется к
непредельным углеводородам по месту двойной
связи. Например, С2Н4 реагирует
с Вг следующим образом:
[СН2 = СН2] +Вг2я=ьСН2Вг-
-СН2Вг. A0.10)
Получающийся жидкий дибром-
этан переходит в поглотительный
раствор.
Щелочной раствор пирогаллола.
Пирогаллол — триоксибензол
СбН3 (ОН) з — вещество,
чрезвычайно легко окисляющееся, особенно в
щелочных растворах. Щелочной
раствор СбН3 (ОН) з — наиболее часто
применяемый поглотитель 02. Он
легко приготавливается, не
отравляется другими газами, которые
могут присутствовать в газовой смеси,
быстро поглощает 02; 1 ем3 раствора
С6Н3(ОН)з поглощает 8—12 ем3 02.
При приготовлении реактива 35 г
СбН3(ОН)з растворяют в 60 ем3
дистиллированной воды. Этот раствор
смешивают со 120 ем3 50 %-ного
водного раствора КОН. Чтобы
избежать окисления СбНз(ОНK во время
приготовления реактива, раствор
смешивают непосредственно в
поглотительном сосуде. Открытую
поверхность реактива в поглотительном
сосуде следует тщательно
предохранять от соприкосновения с воздухом,
для чего сосуд с СбНз(ОНK
соединяют резиновой трубкой с
гидрозатвором. Заливать свободную
поверхность раствора СвНз(ОНK
маслом не рекомендуется, так как оно
проникает в сосуд и загрязняет
реактив, снижая тем самым его
поглотительную способность. При работе
с пирогаллоловым поглотителем
необходимо руководствоваться
следующим:
во избежание значительной потери
активности реактива температура
раствора СбН3(ОНK должна быть
не ниже 15 °С;
так как раствор СбН3(ОНK легко
поглощает газы кислотного
характера (С02, S02 и др.)», последние
должны быть непременно удалены
из анализируемой пробы до
определения 02;
во время поглощения 02
появляется опасность выделения из реактива
СО; при анализе газов, содержащих
6—8 % 02, образуется около 0,1 %
СО; при увеличении концентрации 02
в пробе газа, а также при повышении
температуры реактива образование
СО заметно возрастает, что может
исказить результаты дальнейшего
анализа.
Суспензия закиси меди в серной
кислоте с бетанафтолом. К 200 ем3
серной кислоты прибавляют 25 ем3
воды (кислоту добавляют в воду, а не
наоборот). Полученный раствор
охлаждают до комнатной температуры.
Отвешивают 20 г закиси меди и
постепенно, маленькими порциями,
растирают с охлажденным раствором
кислоты в фарфоровой ступке до
269
получения жидкой кашицы. Эту
кашицу сливают в склянку с притертой
пробкой, куда маленькими порциями
при встряхивании добавляют 6—10 г
бетанафтола. Приготовленный
раствор встряхивают в течение 30 мин.
Применять раствор можно через
1—2 дня после приготовления.
Верхний темно-коричневый слой
следует слить в поглотительный сосуд,
а остаток выбросить.
Приготовленный раствор нужно предохранять от
соприкосновения с воздухом и
хранить при температуре не ниже 15 °С,
так как при более низкой температуре
бетанафтол выпадает в осадок. При
работе следует помнить, что
бетанафтол — сильный яд.
Смазка для стеклянных кранов.
Для приготовления смазки 10
весовых частей вазелина и 4 весовые
части парафина расплавляют в
фарфоровой чашке. В расплавленную
смесь при 120—130 °С прибавляют
небольшими порциями 10 весовых
частей мелко нарезанного невулка-
низированного каучука. После
добавления каждой порции каучука
смесь перемешивают до полного его
растворения. Для удаления из смазки
летучих паров и растворенного
воздуха ее расплавляют в закрытом
сосуде и выдерживают в
расплавленном состоянии под вакуумом
несколько часов. Затем смазке дают
затвердеть без доступа воздуха.
10.5. ПОГРЕШНОСТИ
ВОЛЮМОМЕТРИЧЕСКИХ
ГАЗОАНАЛИЗАТОРОВ
И ПУТИ ИХ УМЕНЬШЕНИЯ
Погрешность определения объемного
содержания отдельных компонентов в газовой
смеси посредством переносных химических
газоанализаторов зависит от:
точности отсчета объема газа по шкале
измерительной бюретки, а также соответствия
уровней запирающей жидкости в
измерительной бюретке и напорном сосуде;
степени полноты поглощения газа
реактивом;
изменения температуры газа во время
анализа;
степени растворимости газа в запирающей
жидкости;
объема вредного пространства
газоанализатора;
представительности пробы газа для
данного сечения газохода и других факторов.
Погрешность отсчета показаний
газоанализатора Орса может быть принята равной
половине цены деления измерительной
бюретки, т. е. ±0,1 ем3. Погрешность
газоанализатора ВТИ-2 составляет ±0,05 ем3.
Относительная погрешность, зависящая от
неполноты поглощения реактивами RO2 и Ог,
принимается равной ±A —1,5) %, а СН„, и СО
±2 %. Относительная погрешность,
зависящая от недостаточной представительности
пробы газа и связанная с неточным
определением полей, концентрации компонентов
газовой смеси в газоходе котла, может быть
принята равной ± C—3,5) %. Суммарная
относительная погрешность определения
содержания любого из компонентов газовой
смеси, %,
ox=±-J( ^LY+ql.+gJb + cfr.
v v x -у я—1
A0.11)
где —— 100 — относительная погрешность
А
отсчета по шкале измерительной бюретки, %;
oXi — относительная погрешность из-за
неполноты поглощения газа реактивом, %; оХ2—
относительная погрешность из-за
растворимости газа в запирающей жидкости
газоанализатора, %; оХз — относительная
погрешность из-за недостаточной представительности
пробы газа, %; п — число измерений.
Для значений R02= 10-=-16 % в продуктах
сгорания при сжигании любого вида топлива
относительная погрешность газового анализа
составляет примерно оо0= ± C4-3,2) % и
а02=± C,5^3,7) %.
При соблюдении всех правил анализа
допускаемые расхождения между
параллельными определениями не должны превышать
при анализе поглощением 0,2 %, при анализе
способом сжигания — 0,3 % (абсолютная
доля). Если воспроизводимость результатов
анализа превышает допустимое расхождение,
это свидетельствует о неисправности
аппарата или ошибках, допускаемых при анализе.
Основные условия правильного проведения
анализа на волюмометрических
газоанализаторах, соблюдение которых позволит
уменьшить погрешности анализа, следующие.
1. Объем газа в бюретке следует
отсчитывать всегда в одних и тех же условиях. Для
этого уровень поглотительного раствора
следует аккуратно доводить до метки на отростке
крана. Запирающая жидкость должна стекать
со стенок бюретки всегда в течение одного
и того же времени B мин). Глаза
наблюдающего должны быть расположены в одной
плоскости с определяемым уровнем. Отсчет
объема в бюретке, отключенной от гребенки,
может привести к ошибке вследствие разности
давлений в бюретке и гребенке, которая полу-
270
чается при переводе газа из поглотительного
сосуда в бюретку.
2. Для уменьшения погрешности анализа
от изменения температуры следует
пользоваться газоанализатором ВТИ-2 в
лабораторных условиях. Вблизи места установки
газоанализатора не должны находиться
отопительные батареи или какие-либо другие
горячие поверхности. Газоанализатор следует
устанавливать в местах, где нет сквозняка
и куда не попадают прямые солнечные лучи.
При отсчете необходимо пользоваться
компенсационным устройством, приводя с его
помощью находящийся в бюретке объем к
первоначальным температурным условиям.
При повреждении или отсутствии в
газоанализаторе компенсационного устройства
необходимо одновременно с отсчетом объема газа
записывать температуры по ртутному
термометру, установленному в «водяной рубашке».
При вычислении результатов анализа следует
в этих случаях вводить поправку на
изменение температуры. Изменением
барометрического давления можно пренебречь.
3. Рекомендуется брать на анализ ровно
100 ем3 исследуемого газа (с учетом вредного
объема бюретки). При этом условии
сокращение объема газа, полученное в результате
поглощения или сжигания, равно содержанию
определяемого компонента в процентах.
4. Перевод газа в поглотительный сосуд
и обратно следует проводить осторожно, не
допуская попадания поглотительных
растворов в краны и соединительную систему. При
попадании раствора в систему анализ
прекращают и газоанализатор приводят в порядок.
Нельзя допускать проскока («пробулькива-
ния») пузырьков анализируемого газа через
поглотительный раствор при
прокачивании пробы из бюретки в поглотительный
сосуд.
5. Для устранения ошибок, возникающих
вследствие физического растворения газов в
поглотительных растворах, данные первого
анализа, выполненного со свежими
растворами, следует исключить, а результаты
следующих анализов принимать как правильные.
На одном и том же газоанализаторе
рекомендуется анализировать газы, близкие по своему
составу. Когда на одном газоанализаторе
анализируют газы резко различного состава,
результаты каждого первого анализа газа
иного состава следует исключить.
6. Ошибки вследствие снижения
поглотительной способности устраняют своевременной
сменой растворов. Поглотительная
способность растворов падает с увеличением
количества поглощенного газа. Пределом
работоспособности раствора считается тот момент,
когда раствор не обеспечивает полноты
поглощения данного компонента из анализируемой
смеси.
7. Дожигание газа в петле следует
проводить очень осторожно, не допуская
попадания растворов или запирающей жидкости в
петлю (в противном случае оксид меди,
заключенный в петле, выходит из строя).
8. После двух-трех анализов оксид меди
восстанавливается в медь (принимает
красноватый цвет). Для окисления образовавшейся
металлической меди через нагретую до
500—600 °С трубку пропускают воздух или
кислород в течение 15 мин.
9. Все стеклянные части газоанализатора
должны быть чистыми. Наличие смазки на
стенках измерительной бюретки приводит к
ошибкам в измерении объема из-за
неполного стекания жидкости.
10. Необходимо следить за герметичностью
как самого газоанализатора, так и газо-
подводящей линии. Для проверки плотности
газоподводящей линии последнюю отключают
зажимом около установленной в газоходе
котла газоотборной трубки, соединяют
газоанализатор трехходовым краном с
газоподводящей линией и, опуская напорный сосуд,
наблюдают за уровнем воды в бюретке.
Понижение уровня в бюретке свидетельствует
о неплотности линии. В этом случае место
повреждения находят посредством проверки
отдельных ее участков.
11. Следует иметь в виду, что
погрешность шкалы измерительной бюретки может
достигать ± B—3) %. Поэтому перед
испытаниями необходимо проверить правильность
градуировки шкалы. Для тарировки бюретку
устанавливают вертикально и к нижнему ее
концу прикрепляют толстостенной резиновой
трубкой стеклянный кран со сливным
штуцером. После этого заполняют бюретку
дистиллированной водой и начинают сливать ее
через кран определенными порциями (до
заданных отметок шкалы) в специальный
сосуд. После выпуска из бюретки очередной
порции воды необходимо подождать 1—2 мин,
в течение которых вода стекает со стенок
бюретки, а затем снова довести ее уровень
до заданной отметки шкалы. Каждую
выпущенную из бюретки порцию воды
взвешивают с точностью до 0,01 г. По данным
тарировки бюретки строят поправочный график.
12. Периодически следует проверять
работу газоанализатора, проводя контрольные
анализы одной и той же смеси.
Глава одиннадцатая
ХРОМАТОГРАФИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ГАЗОВОГО АНАЛИЗА
11.1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Хроматография является физико-
химическим методом разделения, в
процессе которого разделяемые
компоненты распределяются между
двумя фазами. Одна из этих фаз
представляет собой стационарный слой с
большой поверхностью
(неподвижная фаза), а другая подвижна и
фильтруется через слой неподвижной
фазы, при этом происходит
многократное повторение элементарных
актов сорбции и десорбции.
По способу перемещения
разделяемой смеси вдоль слоя сорбента
различают проявительный, фронтальный
и вытеснительный методы
хроматографии. Наибольшее
распространение в практике газового анализа
получил проявительный метод, как
наиболее гибкий. По распределению
компонентов смеси между подвижной и
неподвижной фазами различают
адсорбционную и распределительную
хроматографию. В первой разделение
осуществляется за счет различной
адсорбируемости компонентов смеси
на данном сорбенте.
Распределительная хроматография основана на
различной растворимости компонентов
смеси в жидкости или различной
стабильности образующихся
комплексов.
В зависимости от агрегатного
состояния подвижной и неподвижной
фаз различают газоадсорбционную,
жидкостно-адсорбционную,
газожидкостную и жидкостно-жидкостную
хроматографию. Наибольшее
практическое применение получили
газоадсорбционная и газожидкостная
хроматографии [123, 124]. В
газоадсорбционной хроматографии
подвижной фазой служит газ,
называемый газом-носителем, а неподвижной
фазой — твердый адсорбент. В
качестве адсорбента используют
активированные угли, силикагели, оксид
272
алюминия и другие пористые
вещества с сильно развитой поверхностью.
В газожидкостной хроматографии
подвижной фазой также является
газ, а неподвижной — нелетучая
жидкость, нанесенная на твердый
носитель и растворяющая компоненты
анализируемой смеси.
Выбор наиболее эффективного
способа анализа определяется
характером поставленной задачи.
Смеси низкокипящих веществ, которые
входят в состав продуктов горения
(Н2, СО, СН4, Ог, N2 и др.), легче
разделяются методом адсорбционной
хроматографии, в связи с чем при
анализе продуктов горения именно
этот метод приобретает наибольшее
практическое значение.
Основные элементы аппаратуры и
методики проведения анализа для
газоадсорбционной и
газожидкостной хроматографии аналогичны.
На рис. 11.1 схематично изображен
процесс анализа газовой смеси с
применением проявительной
газоадсорбционной хроматографии. Поток газа-
носителя (подвижная фаза)
непрерывно, с постоянной скоростью
пропускается через разделительную
колонку 3, содержащую
неподвижную фазу с большой поверхностью.
Проба исследуемой смеси (для
простоты считаем, что в пробе
содержатся компоненты Ау Б и В)
из дозатора 1 в какой-то момент
времени через дозирующее
устройство 2 вводится в поток
газа-носителя. Различие в физико-химических
свойствах отдельных газов,
входящих в состав пробы, вызывает
различие в скоростях их передвижения
через разделительную колонку.
Первоначально зоны, занятые
компонентами Ау Б и В, взаимно
перекрываются, затем по мере их
продвижения вдоль разделительной
колонки процесс завершается
разделением компонентов на ряд отдельных
А+б+В
\—5
Газ-
носитель
б+В Я+б
i
Д+б+В В
II Ватмо-
i | сферу
В Б И \ \J~-B
Рис. 11.1. Схема проявительного метода хроматографического анализа газов
полос, представляющих собой
бинарные смеси каждого из компонентов
с газом-носителем, разделенные
между собой зонами чистого
газа-носителя. Первым разделительную
колонку покидает газ, имеющий
наименьшие сорбционные способности, в
связи с чем он первым десорби-
руется с поверхности сорбента,
последним — газ, наиболее хорошо
сорбирующийся в данной
неподвижной фазе. Вследствие диффузии,
конвекции и замедленного обмена между
фазами каждый движущийся
компонент образует концентрационный
профиль, который может быть описан
законом распределения Гаусса. Этот
профиль фиксируется детектором в
виде функции времени и
представляет собой хроматографический пик.
Физические свойства газового
потока, выходящего из разделительной
колонки, фиксируются
чувствительным малоилерционным
приспособлением — детектором 4,
позволяющим получить быструю информацию
о составе движущихся бинарных
смесей, а следовательно, и о составе
анализируемой смеси вообще.
Сигнал детектора регистрируется
прибором 5, включенным' в
измерительную схему. Расход газового потока
измеряется реометром 6. Кривая
зависимости сигнала детектора от
времени или от объема газа-носителя,
пропущенного через колонку,
называется хроматограммой. Выход
компонентов фиксируется на ней в виде
пиков, расположенных на основной
(нулевой) линии, представляющей
собой регистрацию сигнала
детектора во время выхода из колонки
чистого газа-носителя (рис. 11.2).
Такая хроматограмма является
источником качественной и
количественной информации об
анализируемой смеси.
Качественный анализ основан на
постоянстве времени выхода каждого
компонента из разделительной
колонки. На хроматограмме — это
расстояние от момента ввода пробы до
максимума пика (время или объем
удерживания), выраженное в
минутах или кубических сантиметрах.
При данных условиях анализа
каждому компоненту смеси соответствует
свое время удерживания.
Количественный анализ основан на
измерении высот (или площадей) пиков.
Зависимость высоты (или площади)
пика от концентрации, а также время
выхода отдельных компонентов
устанавливают предварительной
калибровкой хроматографа, проводимой
по искусственно приготовленным
Показания потенциометра в условных единицах
Рис. 11.2. Типичная хроматограмма смеси
трех компонентов А> Б и В} записанная на
ленте самопишущего потенциометра:
hA, НБ, hB — высоты пиков; VА> VB, VB — время
или объем удерживания
273
контрольным смесям или по чистым
газам.
Таким образом, процесс анализа
распадается на две
последовательные операции: разделение
анализируемой смеси на компоненты и
собственно анализ (количественный
и качественный).
11.2. РАЗДЕЛИТЕЛЬНАЯ
КОЛОНКА
Процесс разделения смеси
осуществляется в разделительной
колонке, заполненной неподвижной фазой.
Для анализа легких газов в качестве
адсорбента часто применяют
активированные угли: СКТ, АГ-2, АГ-3,
КАД, БАУидр.1 Эти угли позволяют
разделять смеси газов, состоящие из
Н2, N2 + 02, СО, СН4 и С02, которые
обычно входят в состав продуктов
горения. Очередность выхода
указанных компонентов соответствует
порядку перечисления. На рис. 11.3
в качестве примера приведена хрома-
тограмма, полученная при анализе
продуктов неполного горения на
хроматографе «Газохром-3101» с
использованием угля АГ-3 на газе-
носителе — воздухе. Разделить 02,
N2, Ar на активированном угле
трудно — для этого надо применять
очень .длинные колонки. Изменяя
температурные условия, при которых
происходит процесс адсорбции и
десорбции, с помощью
активированного угля можно разделить и легкие
углеводородные газы. Порядок
выхода углеводородов из колонки
соответствует последовательности
температуры их кипения (СН4, С2Н2,
С2Н4, С2Нв и СзН8). На рис. 11.4
приведена хроматограмма,
иллюстрирующая анализ углеводородных
газов на угле СКТ при температуре
колонки 228 °С. При определенных
условиях на активированном угле
можно разделить также смесь окси-
1 В настоящее время отечественная
промышленность выпускает наборы
активированных углей для хроматографии.
дов азота. Пример такой хромато-
граммы при использовании Не в
качестве газа-носителя приведен на
рис. 11.5.
Уголь хорошо поглощает влагу и
во влажной среде может быстро
дезактивироваться; для каждой
марки угля существует свой
оптимальный режим сушки. Так, уголь АГ-3
рекомендуется сушить при 180—
200 °С в течение не менее 2—3 ч;
уголь КАД сушат 3—4 ч при 300 °С.
Охлаждают уголь в эксикаторе,
после чего быстро засыпают в
колонку.
Разделительная способность
колонки зависит также от размеров
отдельных частиц адсорбента.
Обычно применяют активированный уголь
с размером частиц 0,2—0,8 мм.
Увеличение размеров частиц снижает
разделительную способность
колонки, так как при этом уменьшается
суммарная активная поверхность
адсорбента. Использование адсорбента
с размером частиц меньше 0,2 мм
не улучшает процесс разделения, а
вызывает излишнее сопротивление
колонки, которое в свою очередь
ограничивает ее длину.
Положительно на эффект разделения влияет
однородность фракционного состава
адсорбента. В колонках небольшого
диаметра C—5 мм) обычно
применяют фракции угля 0,25—0,5 или
0,6—0,8 мм. К числу
распространенных адсорбентов относятся сили-
кагели, которые применяются в
основном для разделения легких
углеводородных газов, при этом
непредельные углеводороды десорби-
руются, как правило, позднее
предельных. Силикагели различают по
размеру пор: крупнозернистые—
ШСК, МСК, КСК с удельной
поверхностью 210—350 м /г и диаметром
пор 12—15 нм, мелкопористые КСМ
и ШСМ с удельной поверхностью
700—900 м /г и диаметром пор
1—2 нм и др. С уменьшением
диаметра пор и увеличением удельной
поверхности силикагелей разделение
компонентов улучшается. Пример
хроматограммы смеси углеводород-
274
60 вО WO 120 /40 160 180
Сигнал детектора, мм шкалы
240
Рис. 11.3. Хроматограмма продуктов неполного горения:
хроматограф — «Газохром-3101»; сорбент — активированный уголь АГ-3; газ-носитель — воздух с
расходом 80 см3/мин; температура — комнатная
02+N2
с8н8
10 12 11 мин
Рис. 11.4. Хроматограмма смеси
углеводородов при 228 °С на колонке с активированным
углем СКТ:
длина колонки 2 м, dan = 5 мм; газ-носитель —
гелий с расходом 60 см3/мин
02+N2
4 мин
Рис. 11.5. Хроматограмма смеси газов при
70 °С на колонке с активированным углем
СКТ:
длина колонки 2 м, dBli = S мм; газ-носитель —
гелий с расходом 60 см3/мин
ных газов на силикагеле, полученной
на хроматографе «Союз» при
комнатной температуре колонки, показан на
рис. 11.6. При увеличении
температуры разделительной колонки сили-
кагель позволяет провести
разделение более сложных смесей. Такая
хроматограмма в качестве примера
приведена на рис. 11.7. При анализе
продуктов горения силикагель часто
используют для определения СО2.
На короткой колонке можно добиться
полного отделения СО2 от других
газов, выходящих общим пиком.
Время анализа при этом 1—2 мин.
Имеется также возможность
разделения на силикагеле смеси СО2,
CS2, COS, S02 (рис. 11.8) при
температуре колонки 100 °С. При
анализе смесей, содержащих гемиоксид
(закись) азота, следует иметь в виду,
что на силикагеле N20 и СОг не
разделяются.
Другой адсорбент для разделения
углеводородов — активированный
оксид алюминия АЬОз. Как и силика-
гели, АЬОз является полярным
сорбентом и вследствие наличия
поверхностных гидроксильных групп
проявляет склонность к
образованию водородных связей и
взаимодействию с непредельными угле-
275
7мин
Рис. 11.6. Хроматограмма смеси
углеводородов:
хроматограф — «Союз»; сорбент — силикагель
ШСК; газ-носитель — воздух с расходом
80 см3/мин, температура — комнатная; длина
колонки 1 м, dBH = 3 мм
водородами. Поэтому порядок
выхода углеводородов из колонки такой
же, как и у силикагелей.
В газоадсорбционной
хроматографии все шире применяют
молекулярные сита, в качестве которых
используют мелкие пористые
кристаллы синтетических цеолитов. Поры
этих кристаллов имеют размеры,
близкие к размерам молекул.
Молекулы веществ, которые по своим
размерам могут войти в эти поры,
адсорбируются в кристаллах
цеолитов, а более крупные молекулы
проходят мимо пор. В практике
используют молекулярные сита NaADA),
СаАEА), СаХ(ЮХ) и NaXA3X),
диаметр пор которых составляет
соответственно 4, 5, 100 и 130 нм.
Основное достоинство молекулярных
сит как адсорбента заключается в
возможности полного разделения Ог
и N2, что представляет большие
трудности при использовании других
—>* Время
Рис. 11.7. Хроматограмма, полученная на
колонке с силикагелем (программирование
температуры от 5 до 150 °С):
/ — водород; 2 — воздух; 3 — оксид углерода;
4 — метан; 5 — этан; 6 — диоксид углерода; 7 —
этилен; 8 — пропан; 9 — ацетилен; 10 — пропилен;
// — изо-бутан; 12 — н-бутан; 13 — изо-бутан-}-
+ цис-бутан-2; 14 — дивинил
02+N2
Wmuh
Рис. 11.8. Хроматограмма смеси газов при
100 °С на колонке длиной 0,3 м с
силикагелем:
газ-носитель — гелий с расходом 40 см3/мин
адсорбентов. На цеолитах типов
СаА, СаХ и NaX хорошо
разделяется смесь, содержащая Нг, СЬ,
N2, СН4 и СО. На рис. 11.9 показана
хроматограмма смеси этих газов,
полученная при комнатной температуре
на хроматографе «Газохром-3101» с
использованием Аг в качестве газа-
носителя.
Диоксид углерода сильно
адсорбируется молекулярными ситами, и при
комнатной температуре десорбции
его практически не происходит.
Можно добиться выделения СОг из
колонки только при температуре выше
276
12 3 4-5
мин
Рис. 11.9. Хроматограмма, полученная на
колонке с молекулярными ситами СаХ,
обезвоженными при температуре 300 °С:
хроматограф — «Газохром-3101»; газ-носитель —
аргон с расходом 80 см3/мин; температура —
комнатная; длина колонки 3 м, ^Вн = 3 мм
150 °С. Поэтому при использовании
цеолитов для анализа продуктов
горения в целях обеспечения
стабильной работы колонки необходимо
тщательно удалять из пробы СОг. Газы
с полярными молекулами, такие, как
H2S, NH3, SO2, NO2 и другие,
адсорбируются на цеолитах очень
интенсивно, в связи с чем цеолиты
широко используют для их удаления
из газовых смесей. Углеводородные
газы также можно разделить на
цеолитах, но при температуре
колонки выше 100 °С.
Молекулярные сита активно
поглощают влагу, в связи с чем цеолиты
часто используют как осушители.
Однако их увлажнение влияет на
удерживаемые объемы. Поэтому для
стабильной работы колонки с
молекулярными ситами необходимо
тщательно удалять влагу из
анализируемого газа и газа-носителя. Перед
наполнением колонки молекулярные
сита необходимо тщательно
высушить. Температура обезвоживания
цеолитов — от 300 до 500 °С, при
более высокой температуре происходит
разрушение их кристаллической
структуры. Иногда для сокращения
времени анализа рекомендуется
использовать несколько увлажненные
цеолиты.
Температурный режим анализа и
термической обработки цеолитов не только влияет
на качество разделения тех или иных
компонентов, но и может изменить и порядок
выхода компонентов. Так, наблюдалась
перемена порядка выхода СН4 и СО при
комнатной температуре при анализе на
молекулярных ситах 13Х в случае различной их
термической обработки: при обезвоживании цеолита
при 300 °С порядок выхода компонентов
соответствует приведенному на рис. 11.9, а
при режиме сушки 180—200 °С СО десорби-
руется перед СН4.
Способность молекулярных сит
взаимодействовать с кислотами и
алюминием не позволяет применять
для изготовления колонок
алюминиевые трубки, а также трубки из
полихлорвинила.
Расширение газоадсорбционной
хроматографии связано с
применением пористых полимерных
сорбентов (на основе сополимеров
стирола, этилстирола и дивинилбен-
зола). На пористых полимерных
сорбентах хорошо разделяются Н2,
СО, 02, N2, Аг, С02, оксиды азота,
газообразные соединения серы и
другие газы. Метан и другие
углеводородные газы удерживаются
сильнее постоянных газов. Их можно
разделить при комнатной и более
высокой температуре.
В газожидкостной хроматографии
подвижной фазой является
жидкость, нанесенная на твердый
носитель. Требования к жидкостям,
применяемым в качестве неподвижной
фазы, следующие: полная
химическая инертность по отношению к
компонентам разделяемой смеси и к
твердому носителю, малая вязкость,
незначительная летучесть, высокая
селективность, термическая
устойчивость. Неподвижная фаза должна
прочно удерживаться на поверхности
выбранного твердого носителя, в
качестве которого обычно применяют
материал с развитой
макропористостью и достаточно малой
микропористостью. В противном случае
может происходить адсорбция
анализируемых соединений поверхностью
277
твердого носителя, что приведет к
асимметричности пика и ухудшению
качества разделения. Носитель
должен быть химически инертным по
отношению к анализируемым
веществам и не должен обладать
каталитической активностью. Размеры
зерен должны обеспечить достаточно
развитую поверхность, хороший
доступ газа-носителя и минимальное
сопротивление колонки (обычно
применяются фракции размером 0,25—
0,5 мм). Для равномерного
нанесения жидкой фазы на твердый
носитель определенное количество
жидкости (обычно в пределах 10—30 %
массы носителя) растворяют в
подходящем растворителе, например в
ацетоне, пентане или дихлорметане.
Подготавливаемую навеску твердого
носителя (просушенную и
измельченную) тщательно пропитывают
полученным раствором. Растворитель
затем испаряется самопроизвольно
или в результате слабого нагревания,
при этом необходимо осторожно
перемешивать смесь. Остатки летучего
растворителя могут быть удалены
под вакуумом. Пропитанный готовый
сорбент взвешивают в целях
проверки количества нанесенной жидкой
фазы и снова просеивают для
удаления пыли, которая могла
образовываться во время приготовления.
Полученный сорбент внешне не
отличается от носителя без жидкой
фазы; поэтому его следует хранить в
плотно закрытых склянках с
соответствующей надписью.
К материалу колонки
предъявляются требования химической
стойкости и отсутствия каталитической
активности по отношению к сорбенту
и компонентам разделяемой смеси.
Поэтому колонки должны
изготавливаться из нержавеющей стали.
Получили распространение также
колонки из стекла, меди, алюминия и
фторопласта. Металлические трубки
удобны для изготовления длинных
колонок небольшого диаметра,
работающих при повышенных
температурах, их легко термостатировать.
Однако применение металлических
трубок исключается, если есть
вероятность химического
взаимодействия металла с газами или с
сорбентом. Так, трубки из меди непригодны
для анализа смесей, содержащих
ацетилен, а трубки из алюминия
нельзя использовать если
неподвижной фазой служат молекулярные
сита. Перед заполнением сорбентом
металлические трубки должны быть
тщательно очищены от грязи и
оксидов, для чего применяют
механическую очистку, промывку соляной
кислотой и органическими
растворами. Трубки из фторопласта удобно
применять, если анализ проводят при
комнатной температуре. При подборе
оптимальной длины колонки
применение фторопласта облегчает
задачу экспериментатора: можно
последовательно отрезать от трубки
куски, заполненные сорбентом,
изменяя тем самым длину сорбцион-
ного слоя. Иногда используют
полихлорвиниловые трубки; однако от
этого следует предостеречь, так как
полихлорвинил отравляюще
действует на некоторые сорбенты,
ухудшая их разделительную
способность.
Длина колонки — это основной
параметр, изменяя который, можно
влиять на ее разделительную
способность. Число теоретических тарелок
п пропорционально длине колонки /
и связано с высотой теоретической
тарелки Н зависимостью п = 1:Н.
Однако это соотношение
выполняется лишь в определенных
условиях. Как правило, при удлинении
колонки высота теоретической
тарелки зависит от соотношения давления
на входе и выходе колонки и от
скорости потока газа-носителя.
Поэтому нельзя бесконечно увеличивать
разделительную способность колонки
путем увеличения ее длины, к тому
же значительное удлинение колонки
требует повышенного избыточного
давления газа-носителя для создания
необходимой скорости потока, что
усложняет работу хроматографа в
целом.
При анализе легких газов в боль-
278
шинстве случаев применяют колонки
длиной до 3 м, однако при хорошем
разделении всех компонентов газы,
имеющие наибольший объем
удерживания на данном сорбенте, выходят
из колонки широкими пиками
небольшой высоты. Это снижает
чувствительность их определения и
увеличивает время анализа. Иногда
делают разделительную колонку из
двух частей с промежуточным
дозатором, который располагают перед
коротким участком колонки. Когда
проба вводится в основной дозатор,
установленный по ходу
газа-носителя первым, эффективной длиной
колонки является длина обеих
частей, при этом на хроматограмме
фиксируются все разделенные
компоненты смеси. При введении пробы в
промежуточный дозатор
эффективной длиной колонки является ее
короткий участок. Плохо
сорбирующиеся газы при этом выходят из
колонки общим пиком, а время
выхода хорошо сорбирующихся
компонентов значительно сокращается,
и чувствительность их определения
возрастает. Такая конструкция
разделительной колонки использована в
хроматографе «Газохром-3101» для
определения СОг.
Внутренний диаметр
разделительной колонки в большинстве случаев
принимается равным 2—5 мм.
Увеличение диаметра колонки влечет за
собой увеличение ширины пика,
регистрируемого на хроматограмме, и
уменьшение его высоты. Применение
колонки диаметром выше 5 мм не
рекомендуется, так как происходит
заметное ухудшение ее работы.
Уменьшение диаметра колонки
вызывает уменьшение наиболее выгод-
Рис. П. 10. Заполнение разделительной
колонки сорбентом (а) и удаление
сорбента из колонки (б) с использованием
уловительной груши:
/ — стеклянная груша-уловитель; 2 —
разделительная колонка; 3 — металлическая
сетка; 4 — соединительная каучуковая
трубка
ного объема пробы, а также
увеличивает чувствительность анализа.
Однако чрезмерное уменьшение
диаметра (менее 2 мм) увеличивает
сопротивление колонки и ухудшает
процесс разделения.
Конструктивно разделительные
колонки выполняются прямыми, U-об-
разными и спиральными. Поскольку
разделительные колонки в
большинстве случаев помещают в
термостат, они должны быть компактными.
Наиболее удобны U-образные
трубки, легко заполняемые неподвижной
фазой и более компактные, чем
прямые. При необходимости иметь
колонки большой длины отдельные
секции U-образных трубок
соединяют между собой коленами из
трубок того же диаметра, что и
колонка, также заполненными
сорбентом, причем мертвое пространство,
образуемое этими соединениями,
должно быть минимальным.
Длинным колонкам удобно придавать
форму спирали, диаметр которой
должен быть не менее 150—250 мм.
Для заполнения спиральных колонок
без их предварительного
выпрямления удобно пользоваться стеклянной
грушей-уловителем (рис. 11.10),
которую после заполнения навеской
сорбента, соответствующей объему
разделительной колонки,
присоединяют к ее нижнему концу. В
свободный конец груши подается
газ-носитель под давлением 98—147 кПа.
Верхний конец разделительной
колонки закрывают мелкой
металлической сеткой, препятствующей
проскакиванию сорбента из
колонки. При заполнении колонки
(рис. 11.10, а) грушу держат
наклонно, слегка ее встряхивают и постуки-
0
279
вают по колонке. Во избежание
несчастного случая, вызванного
повреждением стеклянной груши, во
время подачи газа грушу следует
поместить в чехол или обернуть
куском ткани. После того как весь
сорбент переместится из груши в
разделительную колонку, следует
медленно снизить давление газа,
отсоединить грушу от газовой линии и
только после этого осторожно
отсоединить грушу от колонки. Этим
исключается возможность выброса
сорбента из разделительной колонки.
Аналогично производят и удаление
сорбента из колонки, при этом грушу
к колонке присоединяют по схеме,
показанной на рис. 11.10, б. После того
как сорбент удален из колонки,
проверяют, не осталось ли в колонке
«пробки». Для этого в колонку
помещают шарик и подают в нее газ.
Если «пробки» нет, шарик без
задержки пройдет в противоположный
конец колонки. Прямые и U-образ-
ные колонки заполняют сорбентом
через воронку при легком
постукивании по колонке. Качество набивки
контролируют по объемной массе
сорбента, исходя из его массы и
объема трубки.
П.З. ДЕТЕКТОРЫ
Согласно наиболее
распространенной классификации детекторы
подразделяются на интегральные и
дифференциальные. Интегральные
детекторы фиксируют суммарное
изменение какого-либо свойства,
происшедшее с начала измерения. К ним
относятся нитрометр Янака и
детекторы, основанные на титровании.
Дифференциальные детекторы
регистрируют свойство в момент
измерения. Они подразделяются на
концентрационные и потоковые.
Первые показывают концентрацию
(например, катарометр и плотномер),
а потоковые — произведение
концентрации на скорость, т. е. поток
вещества (например, пламенный и
пламенно-ионизационный
детекторы). Такая классификация содержит
280
элемент условности, так как в
зависимости от скорости потока любой
детектор практически может
работать на обоих режимах.
При анализе продуктов горения
наиболее часто применяют катаро-
метры и термохимические детекторы.
Катарометр (термокондуктометри-
неский детектор) основан на
изменении электрического
сопротивления проводника в зависимости от
теплопроводности окружающей
среды. Благодаря простоте изготовления
и надежности в работе такими
детекторами комплектуется
большинство серийно выпускаемых
хроматографов как в СССР, так и за
рубежом.
На рис. 11.11 представлен один из
вариантов принципиальной схемы детектора,
работающего по принципу теплопроводности.
Здесь сопротивления R\ и /?з,
расположенные в рабочей камере (ячейке) детектора,
являются активными плечами
измерительного моста, на который подается
постоянное напряжение. Через рабочую камеру
протекает газ, выходящий из разделительной
колонки. Сопротивления R2 и R4 —
сравнительные плечи моста — находятся в камере,
через которую протекает чистый газ-носитель
(сравнительная камера). Плечи моста
нагреваются до определенной температуры. Для
поддержания постоянного напряжения
питания служит регулировочное сопротивление
/?о, выполненное в виде реостата. В
измерительную диагональ моста включен
измерительный прибор, который может быть
показывающим или регистрирующим. Когда через
Рис. ПЛ. Электрическая схема детектора,
работающего по принципу изменения
теплопроводности (катарометра)
обе камеры детектора с определенной
скоростью протекает поток газа-носителя, мост
электрически уравновешивается и выходной
сигнал его равен нулю. Дополнительное
переменное сопротивление Ro позволяет
скорректировать положение нулевой линии на
хроматограмме. При появлении в потоке
газа-носителя компонента, имеющего в смеси с
газом-носителем теплопроводность, отличную
от теплопроводности чистого газа-носителя,
изменяются условия теплопередачи от
чувствительных сопротивлений R\ и /?3 к газовому
потоку и стенкам рабочей камеры.
Благодаря этому изменяется их температура, а
следовательно, электрическое сопротивление.
В результате электрическое равновесие моста
нарушается и в измерительной диагонали
моста возникает ток, который и
регистрируется в виде сигнала детектора.
В качестве сопротивлений R\ и /?3
применяются металлические нити из платины,
вольфрама, сплава платины с родием или
полупроводниковые сопротивления — терми-
сторы (см. гл. 6). Чем больше
сопротивление Ri и /?з, тем выше чувствительность
катарометра. Однако с ростом сопротивления
увеличиваются также шумы —
кратковременная нестабильность нулевой линии,
ограничивающая надежность слабых сигналов.
Практические размеры металлической нити
определяются ее прочностью и легкостью
монтажа. Сопротивления R\ и R3 выполняются
в виде натянутой нити, спирали и биспирали.
Иногда им придают U-образную форму. Для
прямых или спиральных элементов обычно
применяют проволоку диаметром от 0,025 до
0,125 мм. Термисторы имеют преимущества
перед нитями: меньшие размеры, значительно
большие сопротивления и температурный
коэффициент сопротивления. Однако
инерционность термистора больше, чем
металлической нити, что отрицательно сказывается
на анализе, так как время реакции детектора
на изменение состава смеси является важным
условием эффективности проведения анализа.
Для уменьшения инерционности такого
элемента принято применять шарики очень
малого размера (до 0,5 мм).
Камеры бывают проточными,
диффузионными и проточно-диффузионными (рис. 11.12).
В проточной камере весь газовый поток
соприкасается с чувствительным элементом.
Детекторы с проточными камерами имеют
большую чувствительность и малую
инерционность, но они наиболее чувствительны к
колебаниям потока газа-носителя. В камерах
диффузионного типа газовый поток проходит
мимо чувствительного элемента; через
специальный канал происходит диффузия
газовой смеси к элементу. Эти детекторы
отличаются небольшой чувствительностью к
колебаниям потока газа-носителя, но имеют
значительную инерционность. Постоянная
времени здесь зависит от длины и диаметра
диффузионного пути, от коэффициента
диффузии газовой смеси при температуре и
давлении в камере и от объема системы от конца
♦ t ♦
а) 6) В)
Рис. 11.12. Камеры катарометров:
а — проточная; б — диффузионная; в — проточно-
диффузионная
колонки до диффузионного отверстия.
Проточно-диффузионная камера является
промежуточной между проточной и
диффузионной.
В качестве газа-носителя в
приборах, оснащенных катарометрами,
можно использовать различные
газы — Не, А г, N2, Нг и др.
Наибольшую чувствительность можно
получить, применив газы с большой
теплопроводностью (Н2 и Не). Кроме
большого сигнала за счет различия
в теплопроводности газа-носителя и
анализируемых компонентов эти газы
для поддержания заданной
температуры чувствительных элементов
требуют увеличения тока накала, что
также способствует увеличению
чувствительности прибора. В
зависимости от соотношения теплопровод-
ностей газа-носителя и
определяемого компонента пики могут
располагаться по обе стороны от нулевой
линии. На рис. 11.13 показана
зависимость теплопроводности
некоторых газов от температуры, из
которой видно, что при работе с Не
в качестве газа-носителя Н2 дает
отрицательный пик, так как его
теплопроводность выше, чем Не,
и вследствие более интенсивного
охлаждения чувствительного
элемента его температура понижается.
Все остальные газы дадут
положительный пик. При использовании
в качестве газа-носителя Аг
отрицательные пики будут у Нг,
СН4, 02, Не и др.
Катарометры могут применяться
для анализа газообразного топлива
и для определения в продуктах
281
Л,Вт/(м-К)|
400
о 200 400 воо t;c
Рис. 11.13. Теплопроводность газов
горения негорючих газов — Ог, СОг,
N2. Горючие компоненты в
продуктах горения при использовании ка-
тарометра не могут быть определены
с требуемой чувствительностью. Так,
пороговая чувствительность
отечественного хроматографа ХТ-8,
оснащенного катарометром Г-26, по СО и
СН4 составляет только 0,1 %.
Термохимический детектор
основан на измерении теплового эффекта
каталитического сжигания горючих
компонентов анализируемой смеси на
поверхности чувствительного
элемента и является промежуточным
между концентрационным и
потоковым; как концентрационный он
работает лишь при сравнительно
высоких скоростях потока и позволяет
определять содержание горючих
компонентов в смеси в пределах 10_3—
10%.
Конструктивно термохимические
детекторы выполняются аналогично катарометрам.
В качестве чувствительного элемента
применяется платиновая нить диаметром 0,05 мм
(хроматографы ГСТ-Л, XT-2M, ХПГС-4 и
др.), которая одновременно выполняет две
функции — катализатора реакции окисления и
термометра сопротивления, передающего
сигнал изменения температуры элемента
вследствие химической реакции окисления. Элемент
из платиновой проволоки обычно
изготовляется в виде спирали сопротивлением 0,6—
1 Ом и нагревается до рабочей
температуры 700—800 °С. Газом-носителем служит
воздух. Негорючие газы, содержащиеся в
анализируемой смеси, также могут быть
определены с помощью термохимического
детектора — в этом случае детектор работает как
катарометр. Сигнал термохимического
детектора зависит в основном от теплового эффекта
сгорания и полноты горения компонента.
Если компонент смеси сгорает на платиновой
нити полностью, то чувствительность и
воспроизводимость показаний будут выше, чем
для случая неполного горения.
Соответственно и требования к стабильности
температурного режима могут быть снижены. После
некоторого периода работы платиновые
элементы теряют свою активность, что вызывает
необходимость частых калибровок прибора
и периодической замены чувствительных
элементов. Для восстановления каталитической
активности производят активацию, пропуская
через рабочую камеру детектора воздух (или
кислород) в течение 20—30 мин при
температуре элемента, превышающей рабочую.
Иногда активацию проводят путем сжигания на
платиновой нити паров этилового спирта или
четырехпроцентной смеси метана с воздухом.
Нестабильность показаний является основным
и серьезным недостатком термохимических
детекторов с платиновыми нитями. Однако их
простота, высокая чувствительность по
горючим компонентам и возможность
использования воздуха в качестве газа-носителя
являются важными преимуществами, благодаря
которым термохимические детекторы часто
применяются в хроматографах переносного
типа.
Низкотемпературный термохимический
детектор не имеет недостатков детекторов с
платиновой нитью, этот детектор получает
широкое распространение в хроматографах,
разрабатываемых специально для анализа
продуктов горения. Достоинства
низкотемпературных чувствительных элементов
каталитического горения заключаются в том, что
функции катализатора и
термопреобразователя сопротивления в них полностью
разделены и выполняются разными устройствами.
Термопреобразователем сопротивления яв-
ляется^ платиновая спираль, «замурованная»
в слой твердого носителя, выполненного в
виде шарика (рис. 11.14). Снижение темпера-
л4°з
Рис. 11.14.
Низкотемпературный
чувствительный элемент
282
туры рабочего элемента достигается
несоизмеримым увеличением контактирующей
поверхности элемента путем нанесения пла-
тинопалладиевого катализатора на широко
разветвленную поверхность шарообразного
носителя из оксида алюминия. Реакция
горения на таком катализаторе идет полностью
при более низких температурах, чем в
детекторах с платиновой нитью, что
обеспечивает стабильную работу хроматографа при
высокой чувствительности и полностью
исключает возможность перегорания
чувствительных элементов. Низкотемпературные
чувствительные элементы использованы в
комбинированном детекторе хроматографа «Газо-
хром-3101» [125]. Детектор содержит
рабочий и сравнительный элементы, помещенные
в самостоятельные ячейки, через которые
независимо друг от друга протекают два
потока газа-носителя. Оба элемента включены в
неравновесный мост постоянного тока,
питаемый стабилизированным напряжением, и
нагреваются до заданной температуры. При
определении в анализируемой смеси
углеводородов начальная температура нагрева элементов
составляет 450—500 °С.
11.4. ПРОБА ГАЗА
И ВВЕДЕНИЕ ЕЕ В КОЛОНКУ
Эффект разделения смеси и
количественного определения
компонентов в значительной степени зависит
от объема пробы, вводимой в
разделительную колонку. Нижний
предел объема пробы ограничивается
только чувствительностью прибора:
количество вводимого вещества
должно быть достаточным для
получения необходимого сигнала
детектора. Верхний предел объема пробы
ограничивается условиями
разделения в колонке. Увеличение "объема
пробы приводит к возрастанию не
только высоты, но и ширины пиков,
что вызывает их взаимное
перекрытие (перегрузку колонки). Поэтому
максимальный объем пробы
выбирают так, чтобы сохранялась
четкость разделения смеси. Для
каждой колонки существует свой
максимальный объем пробы, при котором
еще достигается необходимый
эффект разделения. В большинстве
хроматографов, применяемых для
анализа газовых смесей, оптимальный
объем пробы находится в пределах
до 20 ем3.
Введение пробы в колонку
(дозирование) осуществляют
специальным устройством — дозатором, при
этом должно обеспечиваться
выполнение следующих требований:
пробу следует вводить без
прекращения потока газа-носителя; в
противном случае нарушаются условия
теплового равновесия в системе,
созданного перед началом анализа,
что влечет за собой смещение
нулевой линии в процессе самого анализа;
образец следует вводить в колонку
как можно быстрее для
предупреждения ухудшения разделения смеси на
компоненты за счет разбавления ее
газом-носителем. Если пробу в
колонку ввести неодновременно, то
полученная хроматограмма будет
представлять собой результат
наложения ряда отдельных хромато-
грамм. Идеальным считается такое
введение пробы, при котором она
занимает минимальный объем на
начальном участке колонки;
условия введения пробы должны
обеспечивать хорошую
воспроизводимость при повторных анализах
одной и той же смеси;
материал дозатора не должен
сорбировать анализируемые вещества
или химически с ними реагировать.
Для различных видов проб часто
имеется несколько возможностей
дозирования, из которых следует
выбрать наиболее подходящую. В
хроматографах лабораторного типа в
качестве дозаторов чаще всего
используют шприцы. Можно
использовать медицинский или
специальный шприц, снабженный
устройством, позволяющим с помощью
микровинта регулировать ход
поршня, а следовательно, и отмеряемой
пробы. Для введения пробы
шприцем (рис. 11.15) используют
резиновую мембрану 2, которая
специальным уплотнительным устройством
соединена с разделительной
колонкой 4. В качестве мембраны часто
применяют пробки от флаконов с
пенициллином. Эти устройства для
введения пробы необходимо
устанавливать как можно ближе к раздели-
283
Рис. П. 15. Дозирующее устройство для
введения пробы шприцем:
/ — крышка с направляющим отверстием; 2 —
резиновая мембрана; 3 — соединительная
трубка; 4 — разделительная колонка
тельной колонке, с тем чтобы проба
мгновенно попадала на сорбент.
Резиновые мембраны можно
использовать до 50—100 раз, после чего
они обычно теряют герметичность.
Если используют толстые иглы,
герметичность дозирующего
устройства нарушается значительно
быстрее.
Метод введения пробы шприцем
дает хорошо воспроизводимые
результаты (до d= 1,5 %), при этом
необходимо пробу, отобранную в
полость шприца, обязательно
приводить к атмосферному давлению,
для чего следует отбирать немного
более положенного объема, а затем
медленным продвижением поршня
выталкивать избыток газа в
атмосферу. Газ, находящийся в
аспираторе, из которого шприцем отбирают
пробу, должен иметь некоторое
избыточное давление. Если это условие
не соблюдается и пробу отбирают
из пространства, находящегося под
разрежением, то происходит
мгновенное ее разбавление воздухом в
момент, когда иглу шприца
извлекают из пробоотборного устройства.
Необходимо также соблюдать
осторожность в тот момент, когда иглу
шприца вводят в пространство перед
разделительной колонкой. Если
колонка работает под давлением, в этот
момент может произойти
выталкивание поршня, что вызовет увеличение
объема пробы вследствие
разбавления ее газом-носителем. Во
избежание изменения объема пробы из-за
влияния температуры следует шприц
держать не за корпус, а за верхнюю
часть, находящуюся выше
отмеряемого объема. Не допускается
применение поршня, взятого от другого
шприца, так как при этом
нарушаются условия герметичности в
пришлифованной поверхности между
поршнем и стенками корпуса.
Внутренняя поверхность корпуса должна
быть смазана вакуумной смазкой.
Шприц со стеклянным поршнем
дольше сохраняет герметичность в
пришлифованной поверхности, чем
шприц, имеющий металлический
поршень. Перед началом работы со
шприцем следует обязательно
проверить его герметичность. Хорошую
воспроизводимость результатов
обеспечивает работа со шприцем,
снабженным специальной
втулкой-ограничителем, которая размещается в
корпусе шприца между поршнем и
торцевой крышкой, ограничивающей
ход поршня в обратном направлении.
Широко распространены методы
введения газообразных проб
вытеснением потоком газа-носителя пробы
газа из дозирующего объема.
Довольно простое устройство показано
на рис. 11.16, в котором
используется шестиходовой кран, а
дозирующим объемом является сменная
трубка /. На рис. 11.17 показан
четырехходовой кран-дозатор, где
дозирующим объемом является
канал в муфте крана.
Для введения малых количеств
газа используют дозатор с движу-
Газ-
2 носитель
Рис. 11.16. Дозатор с шестиходовым краном:
/ — дозируемый объем; 2 — корпус; 3 —
вращающаяся муфта крана
284
Рис. 11.17. Кран-дозатор:
/ — дозируемый объем; 2 — корпус; 3 —
вращающаяся муфта крана
Рис. 11.18. Дозатор с движущимся штоком:
/ — уплотнение из фторопласта; 2 — отверстие
для прохода газа-носителя; 3 — дозировочное
отверстие; 4 — корпус; 5 — уплотняющая
перегородка; 6 — шток
щимся штоком (рис. 11.18). Объем
пробы определяется здесь размером
калибровочного отверстия,
высверленного в штоке 6. При положении
штока, показанном на рисунке,
анализируемый газ заполняет
дозирующий объем. Затем шток
перемещается, и газ через дозировочное
отверстие 3 попадает в камеру
газа-носителя, откуда потоком этого
газа выносится в разделительную
колонку. Аналогично выполняют
дозаторы с перемещающейся стальной
пластиной, зажатой между двумя
фторопластовыми колодками.
Пластинка выполняет роль штока, но
позволяет значительно уменьшить
дозируемые объемы.
Начал находить применение
микродозатор с вращающимся
диском, в котором высверлено несколько
отверстий разного диаметра. При
повороте диска одно из отверстий
попадает в камеру, через которую
проходит поток газа-носителя, при этом
доза из отверстия выносится в
колонку, а остальные отверстия
заполняются анализируемым газом.
Прокручиванием диска поочередно
направляют в разделительную
колонку дозы разного объема, что
представляет практический интерес при
проведении калибровок прибора по
чистым газам.
11.5. ГАЗ-НОСИТЕЛЬ
Выбор газа-носителя связан как
с условиями разделения
компонентов, так и с условиями их
определения (детектирования).
Газ-носитель должен быть доступным в
сравнительно большом количестве,
химически инертным по отношению к
разделяемым веществам и сорбенту,
очищенным от механических
примесей и влаги, взрывобезопасным, не
должен содержать в себе ни одного
из компонентов, подлежащих
определению, и должен обеспечить работу
детектора с высокой
чувствительностью. Вязкость газа-носителя
должна быть минимальной в целях
снижения перепада давлений в
колонке. Газ-носитель должен
поглощаться сорбентом существенно хуже
любого из анализируемых веществ.
Поскольку газа-носителя,
удовлетворяющего всем перечисленным
выше требованиям, не существует, в
зависимости от обстоятельств
приходится выбирать среди нескольких
желательных характеристик газа-
носителя наиболее важные для
решения конкретной задачи. Часто в
качестве газа-носителя применяют
воздух, N2, He, Аг, Н2, С02 и др.
При работе на хроматографах с
термохимическими детекторами
наиболее пригодным газом-носителем
является воздух. Его доступность
позволяет выполнять установку для
анализа переносной. К недостаткам
воздуха как газа-носителя относится
его низкая теплопроводность, что
не позволяет добиться высокой
чувствительности при использовании
детектора по теплопроводности,
особенно при анализе легких газов, кроме
того, воздух непригоден в случаях,
285
когда имеется необходимость
определять в анализируемой смеси
содержание N2, Ог и Аг. Азот и аргон в
качестве газа-носителя применяют
довольно часто, однако эти газы
также обладают низким коэффициентом
теплопроводности. Из рис. 11.13
видно, что наибольшую
чувствительность анализа при использовании
детекторов по теплопроводности
можно получить, применив в
качестве газа-носителя Н2 или Не.
Водород имеет малую вязкость, позволяет
использовать его при работе с
длинными колонками. Однако
взрывоопасность Нг создает
дополнительные трудности при конструировании
аппаратуры и ограничивает его
применение в производственных
условиях. Кроме того, Нг не может быть
использован в случае применения в
качестве чувствительных элементов
термисторов (с оксидами металлов)
вследствие его восстанавливающих
свойств, а также в случае, когда
одним из анализируемых
компонентов является Н2. Гелий вполне
безопасен и удовлетворяет большинству
требований,, кроме его сравнительно
высокой стоимости. Если в приборе
используют ионизационный детектор,
к чистоте гелия предъявляют очень
жесткие требования. Вследствие
близких значений коэффициента
теплопроводности гелия и водорода
последний может быть определен в
анализируемой смеси с невысокой
чувствительностью. Кроме того,
применение Не может привести к
уменьшению эффективности
разделительной колонки из-за большого
коэффициента диффузии. Снижение
разделительной способности колонки
особенно заметно при малом расходе
газа-носителя A0—30 см3/мин) и
практически не сказывается на
результатах разделения при более
высоких расходах.
Для каждой конкретной задачи
существует свое оптимальное
значение расхода газа-носителя (обычно в
пределах от 10 до 100 см3/мин). При
уменьшении расхода газа-носителя
наблюдается растягивание кривой
разделения, ухудшение четкости
выхода компонентов и увеличение
длительности анализа. Чрезмерное
увеличение расхода приводит к
недостаточно четкому разделению
компонентов. Поэтому, исходя из
конкретных условий и целей
анализа, для каждой установки
выбирают оптимальное значение расхода,
которое при проведении анализов
должно поддерживаться постоянным.
Хроматографический анализ не
требует точного определения
абсолютного значения расхода газа-
носителя, однако для получения
сравнимых результатов необходимо
как можно точнее поддерживать
постоянство расхода при анализах и
калибровках-. Если расход газа-
носителя постоянен, при прочих
равных условиях время выхода
отдельных компонентов из
разделительной колонки также постоянно и
по нему можно судить о составе
анализируемой смеси (счет ведут от
начала выпуска газа-носителя в
колонку). Отсутствие пика в
соответствующий момент
свидетельствует о том, что в смеси нет того
компонента, который должен
появиться на выходе из колонки в
данное время. Оптимальный расход
газа-носителя для каждой
конкретной задачи рекомендуется
определять экспериментально, не полагаясь
на рекомендации, данные в
инструкциях к прибору.
Постоянство расхода
газа-носителя обычно контролируют
жидкостными реометрами, ротаметрами или
мыльно-пленочными расходомерами.
Реометры обычно устанавливают на
выходе из прибора. Принцип их
действия основан на измерении
перепада давлений газового потока до и
после капилляра (или диафрагмы).
Предварительно шкалу реометра
градуируют, пропуская через него
газ-носитель. Показания реометра
зависят от природы газа, и при
смене газа-носителя должен быть
сделан пересчет шкалы или
проведена новая градуировка. Удобен
реометр со специальной ловушкой,
286
Поток /
газа -носителя у
Рис. 11.19. Реометр с ловушкой:
/ — приемник ловушки; 2 — двухходовой кран;
3 — манометрическая трубка; 4 — диафрагма или
капилляр
Рис. 11.20. Мыльно-пленочный расходомер
с расширением измерительной трубки для
увеличения диапазона измерения расхода
потока
соединенной непосредственно с
манометрической трубкой (рис. 11.19).
В случае выбрасывания жидкость
попадает в приемник ловушки У,
откуда с помощью крана 2 она снова
может быть возвращена в
манометрическую трубку 3. Уровень
жидкости в ловушке должен быть
несколько выше, чем в
манометрической трубке, что позволяет
устанавливать нуль без перемещения
шкалы и без добавления жидкости.
Для периодической проверки
расхода газа-носителя используют
мыльно-пленочные расходомеры
(рис. 11.20). Газ-носитель из
прибора поступает в нижнюю часть
трехсекционной комбинированной
измерительной трубки /, куда путем
сжатия резинового баллончика 2
вводят мыльную пленку. Замечают
время, необходимое для
перемещения пленки между двумя
калибровочными метками, и рассчитывают
расход газа. Трехходовой запорный
кран 3 предназначен для выпуска
газа-носителя после окончания
измерения. В качестве калиброванной
трубки можно использовать
градуированные бюретки и микропипетки.
Секционная калибровка трубки 1
позволяет расширить диапазон
измерения расхода.
Важным вопросом в подготовке
газа-носителя является его осушка и
очистка от нежелательных примесей.
Водяные пары, содержащиеся в газе-
носителе, практически необратимо
адсорбируются на большинстве
сорбентов при невысоких температурах,
вызывая ухудшение разделительной
способности колонки и изменение
времен удерживания. В качестве
осушителей наиболее часто
применяют хлористый кальций,
молекулярные сита, силикагели. Однако
наиболее эффективными
осушителями являются перхлорат магния,
оксид бария, алюмогель и пятиоксид
фосфора. Если газом-носителем
служит воздух, забираемый
непосредственно из производственного
помещения, следует тщательно проводить
его очистку от возможных примесей,
особенно если они относятся к числу
определяемых компонентов.
Выпускаемые в баллонах газы-носители
также могут иметь нежелательные
примеси. Так, гелий, как правило,
содержит следы углеводородов, глав-
287
Таблица 11.1. Поглотители паров органических веществ и некоторых газов
Поглощаемые вещества
Поглотитель
Пары различных органических веществ
Нормальные углеводороды
Вода
Непредельные углеводороды
Тонкопористые силикагели, активированные
угли, цеолиты NaX, A3Х) и СаХ A0Х)
Цеолит СаА EА) *
Цеолит NaA DA) **
Раствор HgS04 — H2SO4, адсорбент А12Оз +
+ СиС12
Цеолиты NaX A3Х) и СаХ A0Х)
Купрамит — активированный уголь (КАД),
пропитанный раствором сульфата меди
Уголь, пропитанный K2S2O8, КВгОз и KJO4
Аскарит (90 % NaOH) и поглотитель типа
ХП-И [гидрат оксида кальция (96 %) и NaOH
D%)]
* Поглощаются только нормальные углеводороды; ароматические и разветвленные углеводороды
в полости цеолита СаА не проникают.
** Поглощаются только вода, СОг и другие молекулы малых размеров; свободно проходят
остальные вещества.
H2S,
H2S
02
со2
NHa,
и NH.
N20,
j
NO*,
S02,
CS2,
CoS
ным образом СН4; Аг и N2 могут
содержать следы Н2. Наличие в
газах-носителях СОг и воздуха носит
непостоянный характер и зависит от
способа получения данного газа и его
очистки. В табл. 11.1 приведен
перечень поглотителей для
различных веществ, которые могут быть
использованы для очистки газов-
носителей.
11.6. ОСОБЕННОСТИ
ХРОМАТОГРАФИЧЕСКОГО
АНАЛИЗА
ПРОДУКТОВ ГОРЕНИЯ
Продукты горения представляют
собой сложную многокомпонентную
систему, состоящую из газов с
различными физико-химическими
свойствами. В продуктах неполного
горения могут одновременно
присутствовать диаметрально
противоположные по своим свойствам газы,
такие, например, как сильно
диффундирующий горячий Н2 и
высоковязкий негорючий СОг (время
удерживания С02 на активированном
угле в 20—30 раз превышает время
удерживания Н2). В то же время
сорбционные свойства по отношению
к целому ряду сорбентов таких газов,
как СО, N2, Аг и 02, очень
близки друг к другу, что затрудняет
разделение этих газов и
количественное их определение. Кроме того,
процентное содержание отдельных
компонентов в продуктах горения
настолько различно, что это создает
дополнительные трудности при
анализе. Так, если концентрация С02 и
N2 измеряется десятками процентов,
то концентрация горючих
компонентов измеряется 10~2 % и менее.
Соответственно и требования к
точности определения столь разных
концентраций различны [126].В связи с
этим в практике газового анализа
получил распространение
комбинированный метод: определение С02 и
02 на газоанализаторах Орса или
ВТИ, горючих компонентов — на
хроматографах с термохимическими
детекторами. Иногда для полного
анализа продуктов горения
используют два или три хроматографа:
для определения горючих
компонентов — с термохимическим
детектором, для определения 02 и С02 —
с детектором по теплопроводности.
Разделение 02 и С02 требует
использования различных сорбентов,
так как молекулярные сита, хорошо
разделяющие 02 и N2, необратимо
сорбируют С02 и для его
определения непригодны. В литературе
иногда встречаются рекомендации
определять 02 по совместному пику
N2 + 02 при газе-носителе воздухе,
288
но такой метод неточен и при работе
котла с низкими избытками воздуха
неприменим.
При использовании в качестве
газа-носителя Н2 или Не с
детектированием по теплопроводности нельзя
обеспечить проведение анализа в
целом: Н2 относится к числу
определяемых компонентов, применение
Не не обеспечит высокой
чувствительности по водороду вследствие
близких значений их
теплопроводности. Кроме того, использование в
качестве газа-носителя Не
затрудняет определение и 02, так как
последний при обычно применяемых
методиках газового анализа не
разделяется с Аг. В воздухе, как
известно, содержится около одного
процента Аг. В продуктах горения
концентрация Аг больше, чем в воздухе
(она зависит от коэффициента
избытка воздуха и от вида сжигаемого
топлива). На сигнал детектора,
получаемый при прохождении Аг через
рабочую камеру, при газе-носителе
Не будет накладываться сигнал,
возникающий от присутствия в
анализируемой смеси 02. В связи с этим
погрешность из-за наличия в пробе
Аг при определении малых
количеств О2 в продуктах горения
(до 1—2 %) будет соизмерима с
определяемым количеством 02. По
этой же причине нецелесообразно в
качестве газа-носителя использовать
и N2. Здесь сигнал от Аг
вследствие его меньшей, чем у N2,
теплопроводности будет другой
полярности, чем сигнал от 02, и
относительная погрешность еще более
возрастет. К тому же технический
N2 в баллонах, как правило,
содержит значительное количество 02
(до 0,5%), что снижает
чувствительность и точность определения 02.
Поэтому для определения 02
наиболее рационально использовать в
качестве газа-носителя Аг;
последний, однако, не может обеспечить
требуемую чувствительность в
определении горючих компонентов.
Для наиболее горючих газов в
продуктах неполного горения обычно
используют термохимические
детекторы с газом-носителем воздухом.
Возникновение тока в измерительной
диагонали моста наблюдается также
и тогда, когда в рабочую камеру
детектора попадает негорючий газ,
теплопроводность которого
отличается от теплопроводности газа-
носителя. При использовании
детектора с платиновой нитью
температура чувствительного элемента
поддерживается в пределах 700—800 °С.
Как показывают зависимости,
приведенные на рис. 11.13, при этой
температуре к02 больше Я,В03д, в то
время как aN) меньше лВОзд. В связи
с этим в тех случаях, когда в
анализируемой пробе имеются N2 и 02 в
том же объемном отношении, что в
газе-носителе (воздухе), т. е.
N2/C>2 = 3,76, прибор никак не
реагирует на их присутствие. Если же
указанное соотношение меняется в
сторону преобладания N2, что
практически и имеет место в продуктах
горения, т. е. N2/02>> 3,76, то на
хроматограмме появляется
положительный пик N2. Если в
искусственной смеси газов создать отношение
N2/02<3,76, то на хроматограмме
будет фиксироваться отрицательный
пик, свидетельствующий о
преобладании в пробе 02. Различием в
теплопроводности газов объясняется
также регистрация на хроматограмме
пиков при прохождении С02 через
рабочую камеру детектора. В тех
случаях, когда температура рабочего
элемента превышает 600 °С, пики
С02 получаются отрицательными,
так как ХСо2> АВОзд. Если же в схеме
газоанализатора применен
низкотемпературный термохимический
детектор, в котором температура
рабочего элемента поддерживается
ниже 600 °С, пики С02 на
хроматограмме получаются
положительными. Следует при этом иметь в
виду, что выход С02 из
разделительной колонки, заполненной
активированным углем, по времени не
совпадает с выходом Н2, СО и СН4 и
не мешает их определению. Что же
касается времени выхода из разде-
10 В. И. Трембовля и др.
289
лительной колонки О2, N2 и СО, то
они почти совпадают, вследствие
чего пики этих газов на хроматограм-
ме сливаются, в одних случаях
усиливая друг друга (при
преобладании в пробе N2), в других ослабляя
(при преобладании Ог), а это в
конечном счете в значительной
степени сказывается на точности
определения СО.
11.7. ХРОМАТОГРАФ
«ГАЗОХРОМ-3101»
Хроматограф «Газохром-3101»
(«Союз») [124] —лабораторный
переносный прибор, серийно
выпускаемый московским заводом
«Хроматограф», отличается
следующими конструктивными
особенностями:
комбинированный детектор имеет
два рабочих элемента: первый для
определения горючих компонентов по
тепловому эффекту сгорания, второй
для определения негорючих газов по
эффекту теплопроводности;
хроматограф может работать
одновременно на двух различных
газах-носителях;
газовая схема выполнена двух-
поточной с параллельным и
последовательным включением
разделительных колонок, заполненных
различными сорбентами;
пробы вводятся в каждую колонку
раздельно, что обеспечивает
возможность выбора оптимальной дозы
при определении микроконцентраций
одних и больших количеств других
компонентов.
Принципиальная схема
хроматографа показана на рис. 11.21.
Газ-носитель (воздух) подается в
хроматограф микропроцессором
мембранного типа, проходит через
разделительную колонку / и попадает в
рабочую камеру детектора 7 с
расположенным в ней чувствительным
элементом. Другой газ-носитель (при
анализе продуктов горения им может
служить только Аг) омывает
соединенные последовательно
разделительные колонки 2 и 3 и попадает
в рабочую камеру детектора <9, в
которой также расположен
чувствительный элемент. Расход газов-
носителей, поступающих в прибор
одновременно, контролируют
реометрами 9. Чувствительные элементы
детектора включены в схему
измерительного моста, питаемую от
стабилизатора постоянного тока.
Хроматограф выполнен в виде одного
корпуса, который по функциональ-
//
Газ- «Z П<
Рис. 11.21. Принципиальная схема хроматографа «Газохром-3101» («Союз»):
/—3 — разделительные колонки; 4—6 — дозаторы; 7, 8 — чувствительные элементы; 9 — реометры;
10 — микрокомпрессор; // — фильтры-осушители
290
ному назначению разделен на три
секции: блок питания (задняя
секция); газовоздушная (хроматогра-
фическая) секция, расположенная
в передней части прибора слева;
панель регулировки режима (правая
передняя часть прибора). Реометры
смонтированы на крышке
хроматографа. Газовоздушная секция
прикрыта легкой подвижной крышкой,
что облегчает ее периодический
осмотр.
Техническая характеристика
хроматографа:
определяемые компоненты: Ог,
С02, N2, H2, СО, СН4 и другие
углеводороды до С4 включительно;
пороговая чувствительность, %: по
Н2 5-Ю, по СО и СН4 КГ*, по
02 и N2 10~2, по С02 10"';
относительная погрешность
±5%;
продолжительность одного
полного цикла анализа 10—15 мин;
максимальный объем пробы 10 ем3;
питание прибора — переменный
ток 220 В ±10% частотой 50 Гц;
потребляемая мощность 25 Вт;
габариты 360Х360ХЮ0 мм,
масса 8 кг.
В качестве вторичного прибора
используют самопищуший
потенциометр КСП-4 со шкалой 1 мВ.
Температурный режим колонок —
комнатный. Хроматограф должен
устанавливаться в помещениях с
температурой воздуха 5—50 °С при
относительной влажности не
более 80 %.
В зависимости от поставленной
задачи хроматограф можно
использовать в следующих вариантах.
Определение Н2, СО, СН4, 02, N2
и С02 при использовании двух газов-
носителей — воздуха и аргона. Для
этой цели газовую* схему прибора
собирают в соответствии с
рис. 11.22, а. Потоки воздуха и
аргона одновременно при одинаковом
расходе (80 см3/мин) подают в обе
линии прибора. При анализе пробу
поочередно вводят в различные
точки газовой схемы. При введении
пробы дозатором А в линию воздуха
перед разделительной колонкой /,
заполненной активированным углем
АГ-3, в смеси определяют горючие
компоненты Н2, СО и СН4. С02
из пробы предварительно удаляют
путем пропускания его через фильтр
с аскаритом. Затем пробу дозатором
Б вводят в линию аргона перед
колонкой 2, заполненной
молекулярными ситами 10Х или 13Х, для
определения 02 и N2. Третий ввод пробы
осуществляют дозатором В также в
Воздух Аргон
Ф
0 1 2 3 4-56789 W
Время\ мин
Рис. 11.22. Схема проведения анализа на хроматографе «Газохром-3101» при определении Н2,
СО, СН4, Ог, N2 и СОг (первый вариант использования):
а — схема прибора; б — примерный вид хроматограммы
10* 291
Общий
N2+Oz ПШ*N
воздух
I I ■ ■ I I L_
/ 2 3 4 5 6
время, мин
ч
Рис. 11.23. Схема проведения анализа на
хроматографе «Газохром-3101» при
определении Н2, СО, СН4 и СОг (второй вариант
использования)
линию аргона перед колонкой 3 с
углем АГ-3. Здесь происходит
отделение СО2 от суммы всех остальных
газов, присутствующих в смеси.
Примерный вид получаемой хромато-
граммы показан на рис. 11.23,6.
Длительность полного анализа
составляет 10 мин.
Определение Нг, СО, СН4 и СОг
при использовании одного газа-
носителя— воздуха. В тех случаях,
когда нет необходимости определять
О2 и N2 или когда отсутствует Аг в
баллоне, хроматограф позволяет на
газе-носителе воздухе определять
горючие компоненты и СОг-
Разделительные колонки 1 и 2 (рис. 11.23, а)
заполнены углем АГ-3. При введении
пробы через дозатор А эффективной
длиной является суммарная длина
обеих колонок. Для ускорения
анализа СОг из пробы удаляют. При
введении пробы, содержащей СОг, через
дозатор Б в процессе разделения
участвует только колонка 2. Пример
получаемой при этом хроматограм-
мы приведен на рис. 11.23,6.
Длительность анализа 7 мин.
Определение Н2, СО, С02,
предельных и непредельных углеводородов
до С4 включительно при
использовании одного газа-носителя —
воздуха. Такая задача может
возникнуть при необходимости анализа
проб из зоны деструкции топлива, а
также при анализе газообразного
топлива. В этом случае собирается
N2+02
Общий
пин
0 1 2 3 4 5 в 7 В 9 10 11 12 13 /4
а) Время, мин
*)
Рис. 11.24. Схема проведения анализа на хроматографе «Газохром-3101» при определении Н2,
СО, С02 и углеводородов до С4 (третий вариант использования)
292
параллельная схема (рис. 11.24, а),
состоящая из трех разделительных
колонок /—3. Газ-носитель от
микрокомпрессора через тройник подается
в обе линии потока. Одна из линий
с дозаторами А и Б работает по
предыдущему варианту, другая
линия с дозатором В и колонкой 3,
заполненной силикагелем ШСК,
служит для разделения предельных и
непредельных углеводородов до
С4 включительно. Время анализа
15 мин.
Определение Нг, СО, СЩ и СОг
в воздухе производственных
помещений. При необходимости определять
примеси в загазованных помещениях
чувствительность хроматографа
может быть на порядок увеличена путем
замены чувствительных элементов.
В этом случае газовую схему
собирают в соответствии с рис. 11.23, а.
Разделительные колонки / и 2
также заполнены углем АГ-3, но имеют
другие геометрические размеры.
Определение влажности
газообразных сред. Для определения
влажности газообразных сред
хроматограф может быть использован в
комплекте с реакционной приставкой.
Пороговая чувствительность
определения влаги в газах равна 0,02 г/м3
[124].
11.8. МЕТОДЫ КАЛИБРОВКИ
ХРОМАТОГРАФОВ
Калибровка хроматографа
заключается в нахождении для каждого
компонента анализируемой смеси
зависимости определяющего
параметра пика (высоты или площади)
от концентрации данного компонента
в смеси. Эту зависимость выражают
либо графически, либо в виде
калибровочных коэффициентов. Удобнее
всего обрабатывать хроматограммы
по высотам пик, при этом
нестабильность нулевой линии и
неравномерность движения диаграммной ленты
оказывают значительно меньшее
влияние, чем при обработке хрома-
тограмм по площадям пик. Для
калибровки хроматографов применяют
методы внутреннего стандарта,
внутренней нормализации, абсолютной
калибровки и по чистым газам.
Метод внутреннего стандарта
основан на введении в анализируемую
смесь определенного количества
стандартного вещества.
Калибровочный график представляет собой
зависимость между процентным
содержанием компонента и отношением
высот (или площадей) пиков этого
компонента и стандартного
вещества. При калибровке постоянное
количество стандартного вещества
добавляют к определенному объему
различных искусственных смесей,
содержащих переменные, но
известные количества анализируемых
компонентов. Составленные таким
образом смеси анализируются на
хроматографе.
Метод внутренней нормализации
основан на определении соотношений
между реакцией детектора на
определенные компоненты смеси.
Необходимым условием для применения
этого метода является регистрация всех
компонентов, входящих в
анализируемую смесь.
Метод абсолютной калибровки
основан на экспериментальном
определении зависимости высоты (или
площади) пика от количества
соответствующего компонента и получил
наибольшее распространение в
практике газового-анализа. Точность
этого метода в значительной
степени определяется постоянством
режима работы прибора во время
проведения калибровок и выполнения
анализов.
Метод абсолютной
калибровки можно реализовать двумя
способами:
введением в хроматограф
одинаковых количеств смесей разного
состава (калибровка по искусственно
приготовленным контрольным
смесям) . В этом случае результаты
количественного анализа в основном
зависят от точности приготовления
контрольных смесей,
воспроизводимости объема пробы, а также от
293
условий ее ввода при калибровке и
анализе;
введением в хроматограф
неравных количеств одной и той же смеси,
в качестве которой можно
использовать чистые вещества (калибровка
по чистым газам). Основным
условием применения такого способа
является отсутствие перегрузки
разделительной колонки, т. е.
обеспечение наиболее полного разделения
определяемых компонентов.
В обычном варианте метод
абсолютной калибровки (применительно к анализу
газов) заключается в следующем.
Микродозатором со строго определенным объемом
дозы Кмд в хроматограф вводят «чистый»
газ А с концентрацией основного компонента
Сд в процентах (объемная доля). Из
полученной хроматограммы замеряют
определяющий параметр полученного пика /гмд. При
проведении анализа смеси, содержащей
компонент А в неизвестном количестве С%
рабочим дозатором вводят объем пробы Vpa
и соответственно замеряют высоту пика
определяемого компонента Лрд. При условии
линейности сигнала детектора и отсутствии
перегрузки разделительной колонки высота
пика прямо пропорциональна количеству
вещества, вводимого в колонку. Следовательно,
откуда концентрация компонента А, %, в
анализируемой пробе
ЛмдИрд
Если при калибровке применяется чистый
газ (С,4 = 100 %), формула A1.2) примет вид
СхА=НрлУмл 100. A1.3)
ЛмдКрд
В случае, когда сигнал детектора
имеет нелинейную зависимость от
концентрации вводимого компонента, при калибровке
последовательно вводят разные, но точно
измеренные объемы чистого газа, и на основании
измеренных при этом высот пиков строят
калибровочный график в координатах h — VMa.
Для удобства его использования при
проведении массовых анализов шкалу абсцисс
можно отградуировать непосредственно в
процентах концентрации определяемого
компонента для различных объемов применяемых
при анализе рабочих дозаторов. Пересчет
шкалы проводят по формуле
С=Кмд/Крд. A1.4)
где С — концентрация компонента в
анализируемой смеси при объеме рабочей дозы
Крд, соответствующая тому же количеству
чистого компонента, вводимого
микродозатором с объемом КМд, %.
Такой пересчет шкалы справедлив, если
при калибровке применяется газ с
концентрацией 0,4 = 100 %. В противном случае
результат анализа, полученный при использовании
калибровочного графика, должен быть
умножен на коэффициент
k = CA/\00. A1.5)
Этот метод калибровки прост, однако
точность получаемых результатов зависит от
точности измерения объемов вводимых микро-
доз и рабочей дозы. Не располагая
специальным прецизионным оборудованием, обеспечить
точное измерение объемов микродоз не
представляется возможным.
Для проведения калибровки
предназначенного для анализа продуктов горения
хроматографа по горючим компонентам в
пределах от 0,001 до 0,1 % при объеме рабочей
дозы 5 ем3 следует иметь возможность
вводить в прибор дозы чистых газов объемом
от 5'10 до 5*10-3 ем3, при этом
погрешность, допущенная при измерении столь
малых объемов, целиком отразится на
результатах анализа и не обеспечит требуемой
точности в определении химической неполноты
горения.
При методе калибровки по чистым
газам, при котором исключается
необходимость непосредственного
определения объемов вводимых микро-
доз и рабочего дозатора, можно
использовать любой микродозатор,
который обеспечивает
воспроизводимость вводимого объема пробы при
постоянных режимных условиях
работы прибора (например,
микрошприц с ограничителем обратного
хода поршня или микродозаторы с
движущимся штоком); градуировка,
а также определение объемов микро-
доз и рабочей дозы не требуются.
Предварительно путем
последовательного введения в прибор микродозатором и
рабочим дозатором любой смеси с
неизвестной концентрацией какого-либо компонента
определяют соотношение высот пиков этого
компонента:
/С = Л'рд/Л'мд, (Ц.б)
где ЛрД — высота пика какого-то компонента
при введении смеси рабочим дозатором;
/*мД — высота пика того же компонента при
введении смеси микродозатором.
Из формулы A1.1) видно, что, поскольку
при этом использована одна и та же смесь
(Сд — С/й, коэффициент К представляет собой
294
отношение рабочей дозы и микродозы:
К=прл/пмл=Ура/Умл. A1.7)
Подставляя в формулу A1.2) вместо
отношения объемов доз коэффициент /С,
получаем формулу для расчета концентрации
компонента А в неизвестной анализируемой
смеси:
ЛЛМд
Процесс калибровки хроматографа по
компоненту А теперь сводится к введению в
хроматограф с помощью микродозатора, для
которого предварительно определен
коэффициент /С, «чистого» газа, содержащего
компонент А в количестве СА, и измерению
высоты полученного пика Лмд. В линейном
диапазоне сигнала детектора от концентрации
расчет количества компонента А в
анализируемой смеси ведут по формуле A1.8). При
отсутствии линейности аналогично
описанному выше строится калибровочный график.
Метод калибровки по чистым газам прост
в осуществлении, не требует специального
оборудования и обеспечивает высокую ее
точность (относительная погрешность ±1 %).
Коэффициент /С, определяемый для каждого
используемого в работе микродозатора
применительно к рабочему дозатору
хроматографа, имеет постоянное значение. Однако
периодически его следует проверять, вводя в
прибор любую доступную смесь (например,
воздух или N2).
Ниже приведен пример количественного
определения СН4 в анализируемой смеси на
хроматографе «Союз» согласно
рассмотренному методу.
Предварительные операции.
Микродозатором введена в прибор проба воздуха и
замерена высота пика 02: ЛмД = 50 мм
(масштаб измерения 1:1). Затем рабочим
дозатором также введен воздух. Высота пика
ЛрД = 212 мм (масштаб измерения 1:25). По
формуле A1.7) для данной пары дозаторов
К = п'рй/п'иА = 212-25/50=106.
Этот коэффициент использован при
последующих калибровках прибора по другим
компонентам.
Калибровка и анализ. Микродозатором в
прибор введен «чистый» метан (CCHi =
= 99,8 %), при этом получен пик СН4 высотой
Лмд=165 мм (масштаб измерения 1:1).
Затем рабочим дозатором введена в прибор
анализируемая смесь; на хроматограмме
зафиксирован пик СН4 Лрд=150 мм (масштаб
измерения 1:1). Поскольку хроматограф
«Союз» имеет линейный сигнал детектора,
расчет концентрации метана в
анализируемой пробе проведен по формуле A1.8):
Си=СснЛд = ">8'15° =0357 о/0.
СН4 /СЛмд 106-165 /0
При отсутствии линейности сигнала
следует аналогично снять несколько точек при
использовании различных микродоз и
построить калибровочный график.
11,9, ПРИГОТОВЛЕНИЕ
КОНТРОЛЬНЫХ СМЕСЕЙ ДЛЯ
КАЛИБРОВКИ ХРОМАТОГРАФОВ
Существуют различные методы
составления из чистых газов
контрольных смесей: расходов, парциальных
давлений и объемный.
Метод расходов заключается в
том, что чистые газы поступают в
смесительную камеру в
необходимом соотношении; количество
каждого компонента отмеряют
реометром, который предварительно
тщательно тарируют. Этот метод не
получил широкого распространения из-
за его невысокой точности. Кроме
того, для приготовления смеси
требуется сравнительно большое
количество чистых газов.
Приготовление смеси по методу
парциальных давлений, основанному
на использовании закона Дальтона,
осуществляется следующим образом.
В стальном баллоне предварительно
создают вакуум. Затем в баллон
поочередно направляют газы, из
которых составляется контрольная
смесь. Учет количества каждого газа,
поступающего в баллон, ведут по
манометру. Точность приготовления
такой смеси может быть достаточно
высокой и зависит от точности
применяемого манометра и процентного
состава заданной смеси. При
приготовлении контрольных смесей с
небольшим содержанием отдельных
компонентов (до 1 %) этот метод
не обеспечивает требуемой точности,
в связи с чем его несколько
видоизменяют: в баллон, освобожденный
от содержащего в нем газа,
поочередно вводят точно отмеренные
количества тех компонентов, которые
должны содержатся в смеси в
небольшом количестве (для продуктов
горения — Н2, СО, СН4 и 02). Учет
количества введенных в баллон
газов при этом ведут по тарирован-
295
ным аспираторам или мерным
пипеткам. Учет остальных газов, вводимых
в баллон в значительном количестве
(например, С02, N2), ведут по
приросту давления. При таком методе
точность расчета газовой смеси
существенно зависит от точности
определения емкости баллона
(номинальная емкость в паспортных данных на
баллоны указывается с
погрешностью примерно ±10%). Метод
связан с применением специальной
аппаратуры (вакуумный насос,
образцовые манометры с разными
пределами шкал и др.) и отличается
большой длительностью. Поэтому его
применяют лишь в специальных,
хорошо оборудованных лабораториях.
Наибольшее распространение при
калибровках хроматографов получил
объемный метод приготовления
контрольных смесей. При его
применении отмеряемые газовыми
бюретками объемы чистых газов вводят в
аспиратор, где разбавляют их до
атмосферного давления воздухом или
N2. Точность этого метода возрастает
при увеличении объема аспиратора
(кратность разбавления), а также
при увеличении объема отмеряемого
чистого газа до значения, близкого
к максимальному объему
применяемой измерительной бюретки. При
необходимости приготовления смеси с
малым содержанием входящих в нее
компонентов эти два условия
противоречат друг другу. Поэтому в
практике газового анализа получил
распространение объемный метод
приготовления смеси с последующим
ее разбавлением. В этом случае для
измерения переводимого в аспиратор
количества газа применяют
измерительные бюретки объемом 100 ем3 с
ценой деления 0,05 ем3. Поскольку
относительная ошибка в измерении
отсчета снижается по мере
увеличения отмеряемого объема, объем
аспиратора и первоначальную
концентрацию смеси подбирают таким
образом, чтобы количество чистого
газа было близким к 100 ем3.
Относительная точность отсчета
составляет при этом 0,05 %. Последующим
разбавлением (также с
использованием максимально возможного
объема измерительной бюретки)
получают смесь требуемой концентрации.
Так, например, для калибровки прибора
требуется приготовить смесь, содержащую
0,5 % СО и 0,95 % воздуха.
Первоначально в газовом аспираторе объемом 1800 ем3
готовят 5 %-ную смесь, для чего в
аспиратор вводят 90 ем3 СО и добавляют воздух
(до атмосферного давления). Затем отмеряют
100 ем3 приготовленной смеси и переводят
ее в другой аспиратор объемом 1000 ем3,
также разбавляя воздухом. Полученная
смесь будет иметь концентрацию СО,
равную 0,5%.
Объемный метод с разбавлением
богатой смеси позволяет получить
высокую точность при составлении
контрольных смесей, однако наличие
контакта газов с запирающей
жидкостью и существенная
растворимость в ней некоторых газов
ограничивают применение этого метода.
Для газов, которые имеют
значительную растворимость, объемный метод
приготовления контрольных смесей
исключается полностью.
За основу метода приготовления
контрольных смесей, исключающей
погрешности, связанные с
растворимостью компонентов в
запирающей жидкости [124], принят метод
парциальных давлений. Установка
(рис. 11.25, а) для приготовления
контрольных смесей по указанному
методу состоит из стеклянного
газометра, в качестве которого
используют бутыль 2 с нижним тубусом
любого размера B—5 дм3). Внутри
газометра помещена лопаточная
мешалка /. К одному из верхних
отводов присоединен U-образный
манометр 7 длиной 1000 мм, заполняемый
водой. Два других отвода (верхний
и нижний) служат для заполнения
газометра газом, продувки и отбора
пробы. Отсутствие в схеме
громоздкого оборудования (баллонов и
вакуумного насоса) делает ее более
доступной для использования.
Контрольную смесь подготавливают
следующим образом: при открытых
кранах 4 и 8 и отключенном манометре
газометр предварительно в течение
296
15 мин продувают воздухом (или
тем газом, который должен
преобладать в контрольной смеси). Для
ускорения продувки периодически
включают мешалку. Затем трехходовым
краном сбрасывают избыток газа и
устанавливают в газометре
атмосферное давление. После этого через
свободный отросток крана 4 в
газометр поочередно вводят
определенное количество каждого газа,
входящего в состав смеси, с контролем
его по манометру. Концентрацию
того или иного компонента
рассчитывают на основании закона Дальтона,
по которому каждому компоненту
соответствует давление, которое
имело бы место, если бы этот компонент
один занимал весь объем.
Это парциальное давление относится к
суммарному давлению так же, как доля
объема, %, занимаемого компонентом,
относится к общему объему:
Cf-
Др/
Б + bpi
T-Ch
(Н.9)
где Cf — концентрация введенного в
газометр компонента, % (объемная доля);
Б — барометрическое давление, Па; Др,—
приращение давления в газометре после
введения компонента, Па; С, — содержание
рассматриваемого компонента в газе,
используемом для приготовления смеси, %
(объемная доля); в случае использования
чистого газа С, = 100 %.
Аналогично ведут расчет при
составлении смеси из нескольких компонентов. В
знаменателе выражения A1.9) будет суммарное
абсолютное давление после введения всех
компонентов £-f £ Др,, а в числителе —
приращение давления Др, в результате введения
/-го компонента:
Cf=-
Ар/
Б+Zbpi
Ci.
A1.10)
Если основой смеси служит технический
N2 из баллона, а Ог является одним из
заданных компонентов, то содержание Ог в
смеси, %,
% =
Ароа+0,01£С'
-о2»
A1.11)
£+£Др/
где С — содержание О2 в техническом N2, %.
После приготовления смеси
манометр отключают и мешалкой
выравнивают концентрации газов в объеме
газометра. Для отбора пробы из
газометра используют любой из двух
кранов D или S), который соединяют
с дозирующим устройством
хроматографа. Манометр при отборе пробы
должен быть включен для контроля
избыточного давления в газометре.
Для получения контрольной смеси с
меньшей концентрацией отдельных
компонентов оставшуюся при
атмосферном давлении в газометре смесь
можно разбавить основным газом.
V
ъ>кгс
'1
")
3 ^п-^
J^ff 8 9^2_
4
Рис. 1J.25. Установка для приготовления контрольных смесей методом парциальных давлений:
а — со стеклянным газометром; б — с сильфонным газометром; / — лопаточная мешалка; 2 — газометр;
3 — резиновая пробка; 4 — трехходовой кран; 5 — рукоятка; 6, 8 — одноходовые краны; 7 — U-образ-
ный манометр; 9 — штатив
297
Вместо стеклянного газометра
можно использовать устройство,
показанное на рис. 11.25,6. Здесь
газометром является металлический
сильфон 2 диаметром 100 мм, сверху
и снизу закрытый приваренными к
нему крышками. Верхнюю крышку
жестко закрепляют в штативе 9,
нижнюю можно перемещать вверх и
вниз, изменяя тем самым объем
газометра. Перед приготовлением смеси
нижнюю крышку опускают до
предельного положения и закрепляют в
штативе. Этим обеспечивается
постоянство объема газометра,
необходимое для приготовления смеси.
Перемешивание смеси осуществляют
периодическим сжатием и
расширением газометра. В остальном
процесс приготовления смеси и расчет
концентрации соответствуют
описанному выше.
При частичном
использовании смеси избыточное давление в
газометре поддерживают сжатием
сильфона. В этом отношении схема с
сильфонным газометром
предпочтительнее, так как позволяет увеличить
полезный объем смеси.
Поскольку изменение температуры
окружающей среды может стать
источником погрешностей, смесь
следует приготавливать быстро.
Газометр, в котором готовят смесь, и
газометры с исходными газами
необходимо держать в одном и том же
помещении вдали от нагревательных
приборов. При соблюдении этих
условий необходимость в контроле
температуры и введении температурных
поправок отпадает. Если предел
измерения манометра окажется
недостаточным, приготовление более
богатой смеси можно начинать не при
атмосферном давлении в газометре,
а при некотором разрежении (в
пределах шкалы манометра). При
соблюдении постоянства объема
газометра и температуры окружающей
среды в момент приготовления смеси
точность этого метода зависит от
точности измерения давления и
составляет ±0,1 % (по отношению к
смеси).
11.10. ПОГРЕШНОСТЬ
ИЗМЕРЕНИЯ И КРИТЕРИИ
ОЦЕНКИ
ХРОМАТОГРАФИЧЕСКОЙ
АППАРАТУРЫ
Параметры хроматографа в
значительной степени зависят от режимных условий
(например, от стабильности поддержания
расхода газа-носителя или температуры
колонки), чистоты газа-носителя, условий
подготовки сорбента, качества сборки тех или
иных узлов, подбора чувствительных
элементов и т. п. В связи с этим при настройке
хроматографа, а также периодически в
процессе работы необходимо проверять
параметры прибора. Это позволяет оценить
погрешность измерения и контролировать работу
отдельных узлов хроматографа в целях
своевременного принятия мер по устранению
ошибок. Основные параметры, определяющие
метрологические и эксплуатационные
характеристики хроматографа, следующие.
Время выхода прибора на режим — время
от момента включения прибора до момента,
начиная с которого характеристики прибора
удовлетворяют требованиям технических
условий. Обычно это время составляет 1—2 ч.
Уровень флуктуационных шумов
определяется как максимальный размах (двойная
амплитуда) короткопериодных колебаний
нулевой линии в процентах шкалы
регистратора. Флуктуационные шумы — это
кратковременная нестабильность нулевой линии,
которая ограничивает надежность слабых
сигналов и не позволяет применять их усиление.
Причинами шумов часто могут быть
колебания рабочих параметров (температуры,
расходов газов-носителей, напряжения питания,
атмосферного давления и др.). При
определении флуктуационных шумов обрабатывают
участок диаграммной ленты за 1 ч с момента
выхода прибора на режим при установке
наиболее чувствительного предела измерения.
Уровень флуктуационных шумов, %,
Ах
Ф=—100, A1.12)
где Ах—максимальный размах
короткопериодных колебаний нулевой линии, мм;
/ — ширина диаграммной ленты, мм.
К современным хроматограммам обычно
предъявляется требование, чтобы уровень
флуктуационных шумов не превышал 1 %.
Дрейф нулевой линии или длительная
нестабильность определяется как
максимальное смещение среднего положения нулевой
линии в течение 1 ч после выхода прибора
на режим и выражается в процентах шкалы
регистраторов. Дрейф нулевой линии, %,
проверяют при рабочем режиме прибора на самом
чувствительном пределе измерения
Д=-^-100, A1.13)
где Л/ —смещение нулевой линии, мм/ч.
298
Дрейф нулевой линии представляет менее
серьезную опасность, чем флуктуационные
шумы, и поэтому для различных
хроматографов обычно нормируется в пределах до
2—6 %. Однако наличие дрейфа
ограничивает практическую эффективность анализа,
требующего длительного времени, и,
безусловно, сказывается на точности. Причинами
дрейфа нулевой линии могут быть
нестабильность расхода газа-носителя,
отсутствие герметичности системы, влияние
температуры и др.
Чувствительность прибора обычно
определяется отношением выходного сигнала к
входному. Выходной сигнал лучше всего
выражать в единицах измерения физических
величин, определивших принцип действия
детектора. Например, для детектора по
теплопроводности, если обработка ведется по
высоте пика, выходной сигнал измеряется в
милливольтах. Входной сигнал представляет
собой количество введенного в колонку
вещества. Сигнал детектора, а
следовательно, и его чувствительность можно
увеличить путем использования электронных
усилителей. Однако увеличение чувствительности
не всегда приводит к снижению
минимальной концентрации вещества, на которую
детектор может реагировать с определенной
степенью надежности. В связи с этим
вводится еще один критерий, характеризующий
пороговую чувствительность.
Порог чувствительности — это
минимальная концентрация примеси контрольного
вещества в газе-носителе, которая при
прохождении через детектор вызывает отклонение
пера регистратора, вдвое превышающее
уровень флуктуационных шумов. При
анализе газов порог чувствительности удобнее
всего выражать в процентах (объемная
доля). Следует иметь в виду, что
концентрации, равные или близкие к порогу
чувствительности, обычно измеряют с большой
ошибкой. Несмотря на это, порог
чувствительности — наиболее важная техническая
характеристика прибора, позволяющая оценить его
возможности. Так, например, определение
концентрации порядка 10~2 % с точностью
±5 % не может быть осуществлено на
приборе, имеющем порог чувствительности
10~3 %. Для таких измерений необходим
порог, равный 10~5 %. При определении
порога чувствительности проводят не менее
пяти последовательных анализов контрольной
смеси при рабочем режиме прибора на шкале
максимальной чувствительности.
Контрольную смесь аттестуют по содержанию
контрольного вещества с погрешностью не выше
±5 %. Если хроматограммы обрабатывают
по площадям пиков, порог чувствительности,
о/
ль
CoW2A*
с™—q/5~' (ПЛ4)
где Со — концентрация контрольного
вещества в смеси, %; V — объем дозы
контрольной смеси, ем3; b — скорость диаграммной
ленты, мм/мин; Q — расход газа-носителя
через детектор, см3/мин; h — среднее
значение (из пяти измерений) высоты пика
контрольного вещества; мм; \л — среднее
значение (из пяти измерений) ширины пика
контрольного вещества на половине
высоты, мм.
При наличии сильно растянутых во
времени пиков расчет по формуле A1.14) не
характеризует действительную пороговую
чувствительность прибора. В случае же очень
узких пиков на результат расчета будет
оказывать сильное влияние неравномерность
движения диаграммной ленты. В связи с
этим целесообразнее обрабатывать
хроматограммы, выбирая за определяющий
параметр высоту пика. В этом случае формула
для подсчета Смин имеет вид
Сми„ = Со2Д*//1. A1.15)
Пороговую чувствительность
хроматографов, предназначенных для анализа продуктов
горения, следует проверять для тех
компонентов, при определении которых по условиям
поставленной задачи требуется высокая
чувствительность. Обычно это Ог, СО, Н2 и СН4.
Основным компонентом в контрольной смеси
при этом должен быть N2.
Воспроизводимость абсолютных значений
высот пиков определяется для каждого
компонента как относительное среднее квадрати-
ческое отклонение измеренных
индивидуальных значений абсолютных высот пиков и
выражается в процентах среднего значения
высоты пика этого компонента.
Воспроизводимость абсолютных значений высот пиков
характеризует собой точность работы
дозирующих устройств. При проверке проводят
не менее 10 последовательных анализов при
рабочем режиме прибора. Расчет погрешности,
%, ведут по формуле
1
л
где п — число измерений; £ hi — сумма ин-
1
п
дивидуальных высот пиков, мм; ]Г (Д/i/J —
1
сумма квадратов отклонений
индивидуальных измерений высот пиков от среднего
значения.
Воспроизводимость относительных
значений в.ысот пиков определяется как среднее
квадратическое отклонение отношения
измеренных индивидуальных значений высот
пиков от среднего значения, измеряется в
процентах и характеризует основную
погрешность прибора. При проверке проводят не
менее 10 последовательных анализов смеси,
299
содержащей все компоненты, подлежащие
определению. Расчет погрешности ведут по
формулам
<Тотн=Ю0
N
bclm = \cim\ —YsCim/N;
1
п
\Cim\ ^him/Y.him,
1
A1.17)
A1.18)
A1.19)
где i — номер компонента; т — номер опыта;
N — число опытов; cim — относительное
значение высоты пика /-го компонента т-го
опыта; him — индивидуальное значение
высоты пика /-го компонента, мм, в m-м опыте;
п — число компонентов в контрольной смеси.
Для лабораторных хроматографов оа6с и
do™ обычно допускаются равными не более
1,5 %, для промышленных — не более 2,5 %.
Воспроизводимость времен удерживания
определяется как относительное среднее квад-
ратическое отклонение измеренных
индивидуальных значений времени удерживания
анализируемых веществ от среднего значения
и измеряется в процентах. При проверке
проводят не менее 10 последовательных
анализов многокомпонентной смеси при рабочем
режиме прибора. Расчет погрешности ведут
по формуле
i
1ь
A1.20)
где п — число измерений; £ /, — сумма времен
1 п
удерживания компонента, с;£ (А//J — сумма
квадратов отклонений индивидуальных
измерений времен удерживания компонента от
среднего значения.
Для аналитических хроматографов а, не
должно превышать 1 —1,5 %. Превышение
а/ сверх допустимых значений свидетельствует
о неполадках в приборе (отсутствие
герметичности, непостоянство расхода
газа-носителя, непостоянство условий окружающей
среды или температуры в термостате и др.).
Степень разделения компонентов.
Критерием качества разделения смеси двух
веществ может служить отношение расстояния
между максимумами пиков к сумме их
полуширин:
Ка,в—'
Л/
1М + Н<я
A1.21)
где Ка, в — степень разделения
компонентов А и В\ Д/ — расстояние между
максимумами пиков А и В, мм; [iA, \хв — ширина
соответственно пиков А и В на половине
их высоты (полуширина пиков)г мм.
Следует иметь в виду, что при неполном
разделении компонентов бывают случаи,
когда определить ширину пика на половине
высоты не представляется возможным
вследствие взаимного перекрывания зон соседних
компонентов. Поэтому целесообразнее
использовать графический способ определения
степени разделения. При этом способе через
вершины А и В двух смежных пиков
проводят прямую (рис. 11.26), из которой Haf
нулевую линию хроматограммы через точку С,
соответствующую промежуточному минимуму,
опускают перпендикуляр. Далее измеряют
отрезки DE = H и CD = h. Их отношение, %,
принимают за степень разделения:
°л.в—ЮО.
A1.22)
Достижение наиболее полного разделения
является основной задачей, определяющей
выбор условий хроматографического процесса.
Полнота разделения во многом определяет
точность и чувствительность анализа. Это
особенно важно в тех случаях, когда прибор
калибруют по чистым газам, а не по
искусственным контрольным смесям. Однако в
некоторых случаях приходится умышленно идти
на ухудшение разделения, удовлетворяя
другие требования, которые часто приобретают
первостепенное значение. Так, для
промышленного контроля определяющим фактором
может быть время, затрачиваемое на анализ.
Иногда на неполное разделение идут ради
снижения гидравлического сопротивления
разделительной колонки.
Влияние изменения температуры
окружающей среды — важный показатель,
особенно для хроматографов переносного типа,
в которых, как правило, разделительная
колонка работает при комнатной температуре.
Эту проверку лучше всего проводить в
термостате при температуре окружающей среды
Рис. 11.26. Графическое определение степени
разделения двух компонентов
300
10, 20 и 35 °С. При каждом значении
температуры необходимо сделать не менее пяти
анализов смеси, содержащей анализируемые
компоненты. Если зависимость высоты пика
от температуры окружающей среды
получится линейной, во время проведения
анализов можно пользоваться поправочным
коэффициентом, который определяют отдельно для
каждого компонента. Если эта зависимость
нелинейна, при изменении температуры
окружающей среды требуется проведение
повторной калибровки прибора.
Нефункциональные характеристики
хроматографа. Выше были рассмотрены
критерии оценки хроматографов, которые
необходимы для выполнения его технических
функций. Однако при выборе хроматографа
приходится считаться и с такими
характеристиками, как стоимость, доступность,
простота, надежность, масса прибора и
возможность его использования в переносных
условиях. Существенное значение имеют выбор
доступного газа-носителя, методы и частота
проведения калибровок прибора, возможность
легкого текущего ремонта, устойчивость к
вибрациям, безопасность и др. Простота
прибора является желательной
характеристикой, однако она не должна достигаться за
счет ухудшения более важных
функциональных характеристик.
Глава двенадцатая
12.1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Среди основных токсичных
веществ (твердые частицы, оксиды
серы, углерода и азота, канцерогены и
др.), выбрасываемых в атмосферу
котлами, особое место занимают оксида
азота. Азот с кислородом может
образовать шесть соединений: закись
азота «веселящий газ» N20,
монооксид азота NO, азотистый
ангидрид N2O3, диоксид азота в двух
состояниях (в виде собственно
диоксида NO2 и четырехокисного азота
N204) и азотный ангидрид N2Os.
В окружающую атмосферу с продук-
В практике хроматографического анализа
для регистрации сигнала детектора обычно
применяют самопишущие электронные
потенциометры ЭПП (шкала на 2,5 или ДО мВ)
или КСП-4 (шкала на 1 мВ). Это надежные
регистраторы с широкой диаграммной лентой.
Однако их большие габариты и масса
уменьшают преимущества малогабаритных
переносных хроматографов. В то же время при
наблюдении за хроматограммой по
показывающим приборам, в качестве которых иногда
применяют милливольтметры М-136 и др.,
снижается точность и .чувствительность анализа.
Если все характеристики прибора находятся
в пределах норм, погрешность хроматографа
будет определяться степенью точности, с
которой проведена калибровка прибора.
Следует считать установленным, что при хорошей
воспроизводимости результатов измерений
возможно различие между
воспроизводимостью данного ряда измерений и
действительным содержанием компонента в газе.
Разница между найденным и
действительным содержаниями компонента может быть
значительно больше, чем между отдельными
результатами ряда измерений, и будет
зависеть от той погрешности, которая допущена
при приготовлении и аттестации контрольных
калибровочных смесей, служащих в данном
случае эталонами.
тами горения могут попадать
различные оксиды азота; их принято
обозначать NO*. Оксиды азота
характеризуются цысокой токсичностью, в
связи с чем при работе с этими
газами необходимо тщательно соблюдать
требования безопасности,
основанные на знании свойств оксидов азота.
Монооксид азота — при нормальных
условиях бесцветный, трудно сжижаемый газ,
плохо растворяется в воде: при О °С в одном
объеме воды растворяется 0,07 объема NO,
легко вступает в реакцию с кислородом
воздуха:
2NO + 02 = 2N02+H3 Дж/моль. A2.1)
При 1690 °С NO полностью распадается на
N2 и 02. NO разрушающе действует на нерв-
ИЗМЕРЕНИЕ КОНЦЕНТРАЦИИ ОКСИДОВ АЗОТА
В ПРОДУКТАХ ГОРЕНИЯ
301
ную систему (вызывает параличи и судороги)
и на кровь (возникает кислородное
голодание).
Диоксид азота в диапазоне 21,15—140 °С
при атмосферном давлении представляет собой
желтовато-бурый газ с характерным запахом,
состоящий из молекул NO2 и N204,
находящихся в равновесном состоянии:
N204^=^2N02 —56,94 Дж/моль. A2.2)
При 21,15 °С диоксид азота легко
сгущается в красноватую жидкость, при
охлаждении светлеет и при — 11,2°С замерзает,
образуя кристаллическую массу. При
повышении температуры (около 140 °С) окраска
становится почти черного цвета. При
температуре выше 140 °С он диссоциирует на NO
и 02. Это сильный окислитель, реагирует с
влагой дыхательных путей, образуя азотную
кислоту:
3N02 + H20 = 2HN03 + NO. A2.3)
Этим и объясняется вредное
воздействие диоксида азота на человека,
приводящее к развитию отека легких. Ощущение
запаха и незначительное раздражение во
рту отмечаются при концентрациях N02 =
= 0,0002 мг/дм3. При концентрациях выше
0,054 мг/дм наблюдаются тяжелые
отравления, вплоть до смертельных.
Азотистый ангидрид — при атмосферном
давлении темно-синяя жидкость, кипящая при
3,5 °С и разлагающаяся на NO и N02:
N203*=*NO + N02, A2.4)
из которых при охлаждении вновь образуется
N203 (если отсутствуют 02, при котором NO
переходит в N02). В газообразном
состоянии — это буро-красный газ, образуется из
смеси NO и 02 при —18 °С:
4NO + 02 = 2N203 + 87,92 Дж/моль. A2.5)
Азотный ангидрид — при атмосферных
условиях твердое кристаллическое вещество,
при 33 °С переходит в газообразное
состояние, сильный окислитель; многие
органические вещества при соприкосновении с N205
воспламеняются, в воде легко растворяется
с образованием азотной кислоты.
Закись азота — при нормальных условиях
бесцветный газ со слабым приятным запахом
и сладковатым вкусом, сгущается при 0 °С
под давлением 3 МПа в неокрашенную
подвижную жидкость, хорошо растворяется в
воде: при 0 °С в одном объеме Н20
растворяется 1,3 объема N20, при этом никакого
соединения не образуется, с атмосферным
воздухом не реагирует, а при нагревании до
900 °С разлагается на N2 и 02 с выделением
теплоты:
2N2O = 2N2 + O2 + 81,04 Дж/моль, A2.6)
вследствие чего хорошо поддерживает
горение. Закись азота получается при
восстановлении высших оксидов азота другими
веществами, в частности сероводородом, при малом
содержании является индифферентным
газом, при больших концентрациях в смеси с
02 является наркотиком и обладает
анестезирующим действием.
Образование оксидов азота при
горении происходит вследствие
окисления азота воздуха и топлива. В
зависимости от конструкции топочного
устройства и параметров процесса
горения содержание оксидов азота в
продуктах горения изменяется в
довольно широких пределах (обычно от
0,2 до 2 г/м3). Критерием
санитарной оценки воздушной среды
является предельно допустимая
концентрация вредного вещества в
воздухе [127]. При одновременном
присутствии в атмосферном воздухе
сернистого ангидрида и оксидов азота
допустимую их суммарную
концентрацию подсчитывают по
формуле
с=Щк7+ТЩк7' {Ш)
где А — концентрация сернистого
ангидрида; Б — концентрация
оксидов азота; ПДКл и ПДК£ —
соответственно предельно допустимые
концентрации этих веществ в
атмосферном воздухе. Суммарная
концентрация С должна быть равна или
меньше 1.
Для определения содержания
оксидов азота в смеси газов
существует большое количество приборов,
основанных на различных
принципах, использующих химические и
физические свойства газов.
Предложены способы, использующие
инфракрасную и ультрафиолетовую
спектроскопию, газовую хроматографию,
электрохимические,
оптико-акустические, хемолюминесцентные и
другие методы [128]. Большинство из
этих приборов позволяют определять
оксиды азота в широком диапазоне
концентраций. В отечественной
практике для определения оксидов азота
наибольшее распространение
получили жидкостные
колориметрические и линейно-колористические
методы.
302
12.2. ЖИДКОСТНЫЕ
КОЛОРИМЕТРИЧЕСКИЕ
МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ
ОКСИДОВ АЗОТА
Жидкостные колориметрические
методы основаны на использовании
процессов окисления N0 до NO2,
поглощения NO2 индикаторным
реактивом и последующем измерении
интенсивности образовавшегося
красителя с использованием
искусственной стандартной шкалы или фото-
электроколориметра. Известно много
разновидностей жидкостных
химических методов, отличающихся друг
от друга как в конструктивном
оформлении, так и рецептами
приготовления окислительного раствора
и индикаторного реактива. Наиболее
часто в качестве индикаторного
используют реактивы Грисса — Илос-
вая и Зальцмана, обеспечивающие
высокую чувствительность, хорошую
степень окрашиваемости и
стабильность цвета.
«Эвдиометр-1» — прибор,
специально предназначенный для
определения оксидов азота в продуктах
горения различных видов топлива.
Принцип действия его основан на
поглощении индикаторным
реактивом диоксида азота из пробы
анализируемого газа с последующим
измерением интенсивности окраски
образовавшегося азокрасителя.
Особенностью прибора является
использование в его системе
газа-носителя, который непрерывно
пропускается через прибор для
промывки измерительной системы и
переноса через нее пробы
анализируемого газа [129].
Принципиальная схема «Эвдиометра-1»
представлена на рис. 12.1. В состав прибора
входят окислительный сосуд 2,
поглотительные сосуды 3,
микрокомпрессор /, дозаторы 7 и 5, четырех -
ходовой двухлуночный кран 9,
трехходовой кран 6, реометр 5, ловушка 4У
соединительная линия 10. В качестве
окислительного раствора применяют
2 %-ный раствор перманганата
калия КМп04 в 15 %-ном растворе
ортофосфорной кислоты НзР04. В
качестве индикаторного раствора
используют реактив Грисса — Илос-
вая. Кран 9 позволяет осуществлять
работу прибора в двух вариантах:
по разомкнутой (положение /) и по
замкнутой (положение //) схемах.
При разомкнутой схеме можно
проводить как суммарное, так и
раздельное определение N0 и NO2 в
продуктах горения. Газом-носителем
служит воздух из помещения.
Разомкнутая схема позволяет
производить определение микро- и ультра-
микроконцентраций оксидов азота в
воздухе. Если в качестве газа-
носителя используют воздух из
помещения, загрязненный оксидами
азота, целесообразнее работать по
замкнутой схеме. В этом случае можно
определять лишь суммарную
концентрацию N0 и NO2. Полное
поглощение оксидов азота при работе по
замкнутой схеме обеспечивает один
поглотительный сосуд.
Анализ с помощью этого прибора
проводят следующим образом.
При определении суммарной
концентрации оксидов азота в
продуктах горения кран 9 может быть как
в положении /, так и в положении //.
Так как индикаторный реактив
реагирует только с диоксидом азота, пробу
анализируемого газа вводят в поток
газа-носителя через дозатор 5, что
обеспечивает прохождение ее через
■УГШ
J
//ч£к5 \70
Рис. 12.1. Принципиальная схема «Эвдиомет-
ра-1»:
положения крана 6: I — прибор работает по
разомкнутой схеме; //— прибор работает по
замкнутой схеме
303
сосуд 2, заполненный окислительным
раствором. При прохождении через
окислительный раствор N0,
содержащийся в анализируемом газе,
окисляется до NO2. Затем проба
газа проходит через сосуды 3, где
NO2 реагирует с индикаторным
реактивом, образуя азокраситель. По
интенсивности окраски
индикаторного реактива, измеряемой
фотоколориметром, определяют суммарную
концентрацию оксидов азота. Ввод
пробы производят медицинским
шприцем. Газ-носитель прокачивают
микропроцессором /.
При раздельном определении NO
и NO2 кран 9 должен стоять в
положении /. Пробу анализируемого газа
вводят в поток воздуха через дозатор
7, минуя сосуд 2, при этом
определяют только концентрацию NO2,
содержащегося в анализируемом
газе. Концентрацию NO вычисляют по
разности первого и второго
определений.
При определении микро- и ультра-
микроконцентраций оксидов азота
в воздухе кран 9 должен стоять в
положении /. Воздух пропускают
через измерительную систему в течение
определенного времени со строгим
поддержанием его расхода
C50 см3/мин). Относительная
погрешность при определении
оптической плотности окрашенного
раствора не превышает ± 1 %.
Окрашенный индикаторный реактив может
храниться 4,5—5 ч; сохранять его
следует в темном месте при
температуре помещения.
Техническая характеристика «Эвдиометра-1»
Относительная погрешность
измерения, % ±5
Чувствительность, мг/м3:
при разомкнутой схеме . . 1,2-10~~3
при замкнутой схеме . . 2,5
Верхний предел измерения . . Не ограничен
Температура анализируемого
газа и окружающей среды, °С . 10—40
Длительность анализа, мин . . 10—15
Объем пробы, ем3:
при замкнутой схеме . . До 20
при разомкнутой схеме . . Не ограничен
Габариты, мм 400X265X95
Масса (без фотоэлектроколо-
риметра), кг 2
Напряжение в сети питания
прибора, В 220
Потребляемая мощность, Вт:
микропроцессора ... 7
ФЭК 500
Допустимо присутствие в
анализируемом газе Нг, СО, СН4 до 10%,
С02 до 20 %, оксидов серы до 1 %.
Известны также другие
разновидности жидкостных
колориметрических методов, однако из-за
большой трудоемкости и длительности
анализа они находят применение
лишь в качестве контрольных.
Сущность одного из них заключается в
поглощении N02 раствором
йодистого калия, последующем добавлении
индикаторного реактива и колори-
метрировании на фотоэлектроколо-
риметре. При аспирационном методе
отбора прокачивают через два
последовательно соединенных
поглотительных прибора Зайцева (с 10 ем3
раствора йодистого калия в каждом)
воздух со скоростью 5 дм3/ч. Для
анализа достаточно отобрать 0,5—
1 дм3 воздуха. При вакуумном
методе отбора в бутыль вводят 10 ем3
йодистого калия и откачивают из нее
воздух до остаточного давления
2,66—5,66 кПа B0—50 мм рт. ст.).
После отбора пробы бутыль
оставляют на 2 ч, периодически
взбалтывают раствор и омывают их стенки
бутыли. Далее 1 и 5 ем3 пробы из
каждого поглотительного прибора
или из бутыли вносят в
колориметрические пробирки. Объем
жидкости с 1 ем3 пробы доводят до
5 ем3 8 %-ным раствором йодистого
калия. Затем добавляют по 1 ем3
реактива Грисса — Илосвая и
взбалтывают. Через 20 мин добавляют
по 0,5 ем3 0,01 нормального раствора
сернисто-кислого натрия,
взбалтывают и сравнивают интенсивность
окраски пробы со стандартной
шкалой или измеряют оптическую
плотность раствора на фотокалориметре.
Известен также метод быстрого
определения содержания N02 в
воздухе. По этому методу в отличие от
304
предыдущего поглощение и
проявление NO2 происходят в одном растворе
реактива Грисса — Илосвая. В
газовую пипетку с притертыми кранами
вводят 3 ем3 реактива Грисса —
Илосвая, откачивая из нее воздух.
В месте отбора пробы открывают
кран, и исследуемый воздух
поступает в пипетку, после чего кран
закрывают и пипетку встряхивают в
течение 3 мин. После этого
окрашенную жидкость переносят в
колориметрическую пробирку, сравнивают
интенсивность окраски с
искусственной стандартной шкалой или
определяют оптическую плотность
раствора на фотоколориметре.
Чувствительность метода 1 мг/м .
Определению мешают окислители.
Метод с суточным доокислением
основан на окислении N0 в NO2
кислородом воздуха, поглощении
NO2 8 %-ным раствором йодистого
калия и колориметрическом
определении нитрит-иона по реакции
Грисса — Илосвая. В колбу емкостью
1000 ем3 вводят 50 ем3 8 %-ного
раствора йодистого калия. Колбу
плотно закрывают и вакуумируют.
Затем вводят в колбу
определенный объем анализируемого газа и
добавляют воздух до атмосферного
давления. Оставляют колбу на 24 ч
в темном месте, периодически
взбалтывают раствор и омывают им стенки
колбы. Затем жидкость сливают в
мерную колбу емкостью 200 ем3,
доводят ее объем дистиллированной
водой до метки и перемешивают.
Отбирают 5 ем3 этого раствора,
смешивают с 5 ем3 реактива Грисса —
Илосвая и измеряют оптическую
плотность раствора на
фотоколориметре. Определению мешают
сернистые соединения и нитросоеди-
нения. Длительность и трудоемкость
этого метода вызвали попытки
разработки его модификаций без
указанных недостатков. Одна из таких
модификаций разработана ВТИ.
Исследовано влияние на точность
анализа следующих факторов:
продолжительности реакции, количества
добавляемого воздуха, присутствия
сопутствующих компонентов дымовых
газов. В результате длительность
анализа сокращена с 24 до 3 ч. Кроме
того, была изменена методика отбора
пробы, что позволило исключить
операции по вакуумированию колб и
введению пробы газа в колбы.
СредАзНИИгаз также предложена
методика определения суммы
оксидов азота в дымовых газах. Сущность
метода состоит в том, что
поглощение и проявление NO2 совмещены в
одном растворе — реактиве
Грисса — Илосвая. Исследуемую пробу
газа пропускают через окислитель
для доокисления NO в N02. В
качестве окислителей используют
кристаллический перманганат калия,
помещенный в стеклянную трубку,
или раствор ортофосфорной либо
серной кислоты с перманганатом
калия, помещенный в сосуд Петри.
Отбор пробы в газовую пипетку
проводят аспирационным или
вакуумным методом. Поглотительно-про-
явительный раствор вводят в пипетку
медицинским шприцем через
резиновое уплотнение в количестве 10—
40 ем3. Длительность анализа 10—
12 мин. Оптическую плотность
раствора определяют на фотоэлектро-
колориметре.
Стандартный метод анализа
предназначен для определения микро-
и ультрамикроконцентраций оксидов
азота (NO и NO2) в газах (в N2,
Нг, Аг, Не, воздухе и их смесях)
в пределах 10_/—5-10~3 %.
Погрешность метода: ±20 % для
концентраций оксидов азота Ю-7 —
Ю-6 %; ±11% для
концентраций Ю—10~5%; ±5% для
концентраций 10~5 —5.10%.
Температура анализируемого газа и
окружающей среды должна быть от
10 до 30 °С. Допускается присутствие
в анализируемом газе S02 и H2S
в количестве, не превышающем
пятикратные концентрации оксидов
азота. Принцип метода —
колориметрический, основанный на измерении
интенсивности окраски азокрасителя,
образовавшегося при
непосредственном поглощении индикаторным реак-
305
Источник
газа
Рис. 12.2. Схема установки для определения оксидов азота:
/ — окислительный сосуд; 2 — ловушка; 3 — соединительный кран; 4 — поглотительные сосуды; 5 —
реометр; 6 — газовый барабанный счетчик; 7 — винтовой зажим; 8 — ротационный побудитель расхода
тивом NO2 из пробы анализируемого
газа. При анализе N0 он
предварительно переводится в NO2
окислением 2 %-ным раствором КМпС>4
в 15 %-ном растворе Н3Р04.
Интенсивность окраски азокрасителя,
зависящую от концентрации NO2,
определяют на фотоколориметре.
Схема установки для определения
оксидов азота показана на рис. 12.2.
При приготовлении индикаторного
реактива 10 г 2,5-дисульфокислоты анилина,
0,5 г а-нафтилэтилендиамина дихлоргидрата
и 10 г лимонной кислоты переносят в мерную
колбу вместимостью 1000 ем3, растворяют в
небольшом количестве дистиллированной воды
и доводят объем раствора
дистиллированной водой до метки. Затем раствор
пропускают через бумажный фильтр в сосуд из
светозащитного стекла. Срок хранения
индикаторного реактива — не более трех дней
при 20±5°С и не более десяти дней при
2—5 °С.
При приготовлении окислительного
раствора 4 г КМп04 переносят в мерную колбу
вместимостью 200 ем3, заполняют колбу на
2/3 объема дистиллированной водой. После
растворения КМп04 добавляют 21,2 см3
Н3Р04 (плотностью 1,725 при 20 °С) и доводят
объем раствора дистиллированной водой до
метки. Окислительный раствор хранят в
темноте при 20±5°С не более семи дней.
При приготовлении стандартного
раствора № 1 0,1935 г нитрита натрия переносят
в мерную колбу вместимостью 1000 ем3,
доводят объем раствора дистиллированной
водой до метки. 1 ем3 стандартного раствора
№ 1 эквивалентен 0,1 ем3 газообразных
NO или N02, измеренных при 20 °С и
давлений 101 кПа G60 мм рт. ст.). Срок
хранения раствора — не более одного месяца при
20±5°С.
При приготовлении стандартного
раствора № 2 10 ем3 стандартного раствора
№ 1 переносят в мерную колбу вместимостью
200 см3^ и доводят объем раствора
дистиллированной водой до метки. 1 ем3 стандартного
раствора № 2 эквивалентен 0,005 ем3
газообразных NO или NO2, измеренных при
20 °С и давлении 101 кПа. Раствор хранят при
20±5°С не более трех дней.
Построение калибровочного графика
проводят перед анализом пробы. Для этого в
стеклянных пробирках готовят калибровочные
растворы, смешивая стандартный раствор
№ 2, индикаторный реактив и
дистиллированную воду в соотношениях, указанных в
табл. 12.1. Индикаторный реактив отбирают
пипеткой или с помощью медицинского
шприца, предохраняя его от воздействия света
черной светонепроницаемой бумагой.
Калибровочные растворы перемешивают путем
трехкратного опрокидывания пробирок сразу же
после приготовления и по истечении 10 мин.
Затем переносят их в кювету с толщиной
поглощающего слоя 3 ем и определяют
плотность с помощью фотоколориметра.
Устанавливают нуль фотоколориметра по нулевому
калибровочному раствору, наливаемому в
равных количествах в две колориметрические
кюветы. Колориметрирование проводят с
зеленым светофильтром. Оптическую
плотность калибровочных растворов определяют
3 раза, каждый раз с вновь
приготовленными растворами. По полученным средним
значениям оптических плотностей строят
калибровочный график. На оси абсцисс
откладывают содержание NO (NO2),
выраженное в кубических сантиметрах, а на оси
ординат — соответствующее значение оптической
плотности калибровочного раствора.
Установку собирают по схеме,
приведенной на рис. 12.2. Все части
установки до реометра 5 соединяют
полиэтиленовыми трубками, а после
реометра — резиновыми. Кран 3
306
Таблица 12.1. Калибровочные растворы
э*
со
О. CQ
алиб
твор
*S
а. а.
§2
►2 о
X х
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Количество,
CN
о «Э
2*
О
X
н ее
о. о.
СО О
X Н
н со
и о.
_
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
X
со
о
а.
s 21
ч о
х со
о »х
X О
е( х
2,0
0,9
0,8
0,7
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
—
ем3
о
о
X
о.
О со
2 «
5 *
х а>
X Q.
18
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
Содержание NO
(NO2) в пробе,
эквивалентное
приливаемому
объему
стандартного
раствора № 2, ем3
0,0000
0,0005
0,0010
0,0015
0,0020
0,0025
0,0030
0,0035
0,0040
0,0045
0,0050
смазывают вакуумной смазкой и
тщательно очищают проходное
отверстие от возможного попадания
смазки. Затем систему проверяют на
герметичность, для чего
присоединяют мановакуумметр с
соединительной трубкой к выходному отверстию
реометра. Входное отверстие
окислительного сосуда плотно закрывают
и создают разрежение 69 ±0,2 Па,
после чего кран закрывают.
Установку считают герметичной, если
падение разрежения в ней не превышает
0,2 Па в течение 10 мин.
Окислительный сосуд / и поглотительные
сосуды 4 отсоединяют от установки и в
первый из них наливают 200 ем3
окислительного раствора, а в
последние — по 10 ем3 индикаторного
реактива, после чего сосуды включают в
схему установки. Перед отбором проб
установку продувают
анализируемым газом, для чего открывают кран
3, включают побудитель расхода 8
и зажимом 7 устанавливают расход
газа, равный 0,35±0,5 дм3/мин.
Продувку установки в зависимости от
определяемой концентрации оксидов
азота ведут в течение времени,
указанного в табл. 12.2. По окончании
продувки закрывают кран 3 и
просасывают анализируемый газ через
установку с тем же расходом. Объем
пробы газа на один анализ отбирают
в соответствии с табл. 12.3, измеряя
ее счетчиком 6. Одновременно
измеряют температуру и давление газа,
прошедшего через счетчик, и
атмосферное давление. Если
анализируемый газ находится под избыточным
давлением, обеспечивающим
заданный расход, пробу отбирают без
использования побудителя расхода 8.
При определении в газе только NO2
отбор проб проводят без
окислительного сосуда / и ловушек 2. При
раздельном определении NO и NO2 перед
сосудом / ставят дополнительно
еще два поглотительных сосуда 4,
в каждый из которых наливают по
10 ем3 индикаторного реактива.
Перед отбором проб газа с
неизвестными концентрациями оксидов азота
для установления объема пробы и
длительности отбора пробы следует
проводить предварительное
определение. Для этого в сосуд 4 наливают
10 ем3 индикаторного реактива и от-
Таблица 12.2. Продувка установки
Концентрация
монооксида азота, %
Длительность
продувки,
мин
Расход
газа на
продувку, дм3
10—10
Менее 10~4—10
Менее 10~5—10~6
Менее 10~6—10~7
10
20
30
60
3,5
7,0
10,5
21,0
Таблица 12.3. Объем пробы газа
Концентрация оксидов азота, % Объем газа на один анализ, дм3
Длительность отбора
ю-7—ю-в
10—Ю
ю-5—ю-4
Ю-4 —5-10~4
5-10—10
Ю-3-2.10
2- Ю-3 —5-10-3
100,0—25,0
Менее 25,0—10,0
Менее 10,0—2,0
Менее 2,0—0,5
Менее 0,5—0,2
Менее 0,2—0,1
Менее 0,1
5,0—1,5 ч
Менее 1,5—0,5 ч
Менее 30,0—6,0 мин
Менее 6,0—3,0 мин
Менее 3,0—1,5 мин
Менее 1,5—1,0 мин
Менее 1,0—0,5 мин
307
бирают газ в таком количестве,
чтобы было заметно изменение
окраски реактива. После определения
оптической плотности, исходя из
полученных предварительных данных о
концентрации оксидов азота,
устанавливают объем и время отбора
пробы анализируемого газа. При
использовании этого метода для
анализа продуктов горения, естественно,
требуется многократное разбавление
пробы. После окончания отбора
пробы отсоединяют сосуды 4 от
установки. По истечении 10 мин
содержимое каждого сосуда 4 переливают в
колориметрические кюветы с
толщиной поглощающего слоя 3 см.
Оптическую плотность пробы определяют
на фотоколориметре. В качестве
нулевых растворов применяют
индикаторный реактив. По полученным
значениям оптических плотностей на
калибровочном графике находят
количество NO или NO2 в пробе из
каждого сосуда 4, а затем
рассчитывают концентрацию N0 или NO2.
12.3. ЛИНЕЙНО-
КОЛОРИСТИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ
ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОКСИДОВ
АЗОТА
Линейно-колористические методы
основаны на реакции между NO2
и реактивом индикаторного порошка
с образованием продукта реакции,
имеющего окраску, отличную от
окраски порошка. При этом длина
изменившего окраску столбика
индикаторной трубки пропорциональна
концентрации NO2. Поскольку
индикаторный порошок реагирует только
на NO2, при определении в пробе
N0 газ пропускают через
последовательно соединенные трубки —
окислительную и индикаторную.
Отечественная промышленность выпускает
переносные экспресс-анализаторы
УГ-2, ГХ-4 и др.
Универсальный газоанализатор
УГ-2. Прибор выпускается для
определения шестнадцати различных
газов и паров. Он состоит из
газозаборного устройства, общего для
всех определяемых газов,
измерительных шкал, набора реактивов и
принадлежностей для приготовления
индикаторных, окислительных и
поглотительных трубок. Исследуемый
газ протягивают через систему с
помощью газозаборного устройства,
представляющего собой резиновый
сильфон с пружиной, размещенной
внутри сильфона в металлическом
стакане. Сильфон предварительно
сжимают посредством растяжения
пружины штоком. Для определения
каждого вещества подобраны
оптимальные объем и скорость просасы-
вания исследуемого газа через
индикаторную трубку с таким расчетом,
чтобы при концентрации газа в
воздухе, близкой к предельно
допустимой, в течение наименьшей
продолжительности просасывания получить
наибольшую длину окрашенного
слоя с четкой границей раздела.
В качестве индикаторного порошка
используют силикагель, пропитанный
спиртовым раствором о-дианизиди-
на, подкисленным уксусной кислотой.
Окислительным порошком служит
силикагель, обработанный 5 %-ным
раствором КМп04, подкисленным
Н3РО4. N02, сумму NO + N02 или
N0 в виде NO2 определяют в
диапазоне концентраций 0—0,2 г/м3.
Продолжительность определения в
пределах от 0 до 0,05 г/м3
составляет 7 мин при объеме пробы 325 ем3,
от 0 до 0,2 г/м3 — 5 мин при объеме
пробы 150 ем3. Габариты
газозаборного устройства 95Х95Х.200 мм,
масса 1,5 кг. По паспортным данным
УГ-2 имеет погрешность ±10%
верхнего предела каждой шкалы
газоанализатора при колебаниях
температуры исследуемого воздуха
10—30 °С и давлении 98,64—
103,57 кПа G40—780 мм рт. ст.).
При определении оксидов азота в
продуктах горения относительная
погрешность измерения значительно
возрастает и достигает ± C0—
35) %. Наличие в пробе газа
сернистых соединений исключает
получения достоверных результатов.
308
Газоопределитель ГХ-4. Прибор
предназначен для быстрого
количественного определения в воздухе СО,
S02, H2S, NO и N02. Принцип его
действия основан на цветной
реакции, происходящей между
анализируемым газом и соответствующим
реактивом, нанесенным на силика-
гель. Длина окрашенного слоя
пропорциональна значению
определяемой концентрации. Применяя
соответствующие индикаторные трубки,
можно определять следующие газы:
Анализируемый газ СО H2S
Пределы измерений,
мг/дм3 0—0,25 0—0,1
Анализируемый газ SO2 NO + NO2
Пределы измерений,
мг/дм3 0—0,2 0—0,16
Пробу воздуха отбирают меховым
аспиратором АМ-3. Основной его
частью являются резиновые мехи,
внутри которых расположены
пружины, удерживающие его в
растянутом положении. При сжатии мехов
воздух выходит через выпускной
клапан. Дистанционные ремешки
ограничивают ход мехов. Время полного
раскрытия мехов при индикаторной
трубке, имеющей . сопротивление
16,56 кПа A25 мм рт. ст.),
составляет 8—9 с. Объем просасываемого
воздуха за полный ход аспиратора
100 ем3. Аспиратор приводят в
действие одной рукой. Масса прибора
300 г. Индикаторные трубки
изготовлены из стекла и имеют длину
125 мм, наружный диаметр 7 мм.
Они заполняются в заводских
условиях индикаторным порошком и
запаиваются с двух сторон. Перед
отбором пробы концы индикаторной
трубки отламывают. На поверхности
трубок нанесены формула
определяемого вещества, маркировочного
кольца с указанием концентрации ц
стрелка, указывающая направление
движения воздуха через трубку. Срок
годности индикаторных трубок 15 мес
со дня изготовления.
Метод определения оксидов азота
основан на окислении NO до NO2
и последующей ее реакции с иодидом
калия. В верхней части трубки
находится окрашенный в
темно-фиолетовый цвет слой окислителя — сили-
кагеля, обработанного раствором
КМгЮ4 в кислой среде. Другая
часть трубки заполнена
индикаторным порошком, обработанным
смесью раствора иодида калия и
крахмала; выделившийся в
результате реакции иод окрашивает в
присутствии крахмала индикаторный
порошок в синий цвет. В
соответствии с паспортными данными на
газоопределитель ГХ-4 погрешность
измерения оксидов азота в воздухе
составляет ±25 %. При
использовании прибора для анализа продуктов
горения погрешность возрастает
вследствие необходимости
многократного разбавления пробы
воздухом. Уменьшить погрешность
измерения можно, применив такое
разбавление пробы воздухом, при
котором показание концентрации по
шкале трубок лежит в пределах 0,0010—
0,0013 % при объеме пробы 500 ем3
(пять прокачиваний).
12.4. ХРОМАТОГРАФИЧЕСКИЕ
МЕТОДЫ
Преимуществами хроматографи-
ческих методов перед
колориметрическими являются более быстрый
анализ, меньший объем пробы и
непосредственное определение как NO,
так и NO2. Надежное измерение
оксидов азота обеспечивается при
их концентрации в анализируемой
смеси порядка нескольких процентов.
При использовании газовой
хроматографии для определения оксидов
азота в продуктах горения возникают
трудности, которые сводятся в
основном к плохой воспроизводимости
результатов и отсутствию
подходящих детекторов для надежного
количественного определения. Отсутствие
воспроизводимости при анализе
малых (до 0,1 %) концентраций NO*
объясняется высокой химической
активностью оксидов азота,
вызывающей потери NO2 и NO в
разделительной колонке вследствие их
309
необратимого поглощения сорбентом
и материалом колонки,
взаимодействия NO2 с водяными парами,
взаимодействия N0 с 02. Вызывает
также трудности подбор единого
сорбента, способного проводить
разделение N0 и ЫОг с другими газами,
входящими в состав продуктов
горения. Для преодоления указанных
трудностей иногда применяют в
качестве сорбента пористый
полиароматический материал «Пора-
пак-Q» и гелиевый ионизационный
детектор.
Несмотря на указанные трудности,
хроматографические методы
оказались весьма ценными при решении
задач, связанных с калибровкой
приборов для определения оксидов
азота. Для приготовления контрольных
смесей обычно применяют N0.
Существует несколько методов его
лабораторного получения, однако ни один из
них не дает чистого N0. Наиболее
распространенным методом получе-
200 V
0 12 340123456763012
Время, мин
Рис. 12.3. Примеры хроматограмм,
полученных при аттестации оксида азота:
а — определение примеси N2 в N0: хроматограф
«Газохром-3101», масштаб измерения 1:2, объем
пробы 1 ем3; б — определение примеси N2O в
N0: хроматограф УХ-2, масштаб измерения 1:1,
объем пробы 1 ем3; в — определение примеси О2
и N2 в медицинской закиси азота: хроматограф
«Газохром-3101», масштаб измерения 1:2, объем
пробы 1 ем3
ния в лабораторных условиях N0
является взаимодействие азотной
кислоты с медью по реакции
3Cu+8HN03 = 3Cu(N03J +
+ 2NOf+4H20. A2.8)
Эта реакция отражает лишь
основное направление процесса.
Практически же одновременно протекают
и побочные реакции, в результате
которых к N0 могут быть
примешаны NO2, N2O, N2 и другие газы.
Аттестацию получаемого газа проводят
методом хроматографического
определения концентраций примесей в
газе [124] в два этапа:
на хроматографе «Газохром-3101»
определяют концентрацию N2,
содержащегося в газе. Условия
проведения анализа: колонка длиной 3,5 м,
изготовленная из фторопласта,
внутренним диаметром 3 мм; в
качестве неподвижной фазы используют
молекулярные сита 13Х;
газом-носителем служит аргон при расходе
80 см3/мин; температурный режим
колонок — комнатный, детектирова-
. ние — по теплопроводности. При
этих условиях пороговая
чувствительность определения N2 составляет
0,01 %. Следует отметить, что на
хроматографе можно осуществлять
прямое определение N0, при этом
выходу N0 из колонки не мешают
другие компоненты, могущие
содержаться в газе. Вместе с тем точность
такого определения значительно
ниже, чем по содержанию примесей.
Определенные трудности также
вызывает калибровка прибора по N0;
хроматографически определяют
концентрацию N20 и N02.
Присутствие N02 в получаемом газе
свидетельствует о недостаточной промывке
системы или попадании в нее
воздуха. Условия анализа: колонка из
нержавеющей стали, заполненная
углем СКТ, обработанным 10 %-ным
сернокислым никелем и
высушенным в струе N2 при 190 °С; длина
колонки 3,5 м, внутренний диаметр
4 мм, газ-носитель — Аг при расходе
40 см3/мин; температуру колонки
поддерживают в пределах 140—
310
100
90
80
I 70
!
$ 30
^ 20
10
О
НО
r
N20
Л
N2
A
\*
^
2 J 4 5 £
Pwc. /2.4. Измерение состава газа при
получении ЫОг
145 °С; детектирование — по
теплопроводности.
Калибровку хроматографа по N2O
производят с помощью медицинской
N2O, в которой предварительно
определяют концентрации О2 и NO2 на
хроматографе «Союз». Примеры
получаемых хроматограмм приведены
на рис. 12.3.
На рис. 12.4 в качестве примера
представлены типичные результаты аттестации газа,
полученного действием азотной кислоты на
медь. Реакцию вели так, чтобы расход газа
поддерживался равным 10 см3/мин. После
тщательной промывки установки газ
непрерывно в течение 5—6 ч отбирали в пипетки
емкостью 250—300 ем3. Затем газ из каждой
пипетки, представляющий собой среднюю
порцию пробы за 0,5 ч, подвергали аттестации.
Анализ данных, полученных при аттестации
нескольких партий газа, позволил сделать
следующие выводы [124]:
получаемый газ представляет собой NO
с примесью N2 и N2O;
отмечается нестабильный состав газа в
течение 5—6 ч опыта;
концентрация NO в опытах изменялась
без какой-либо закономерности в пределах
от 72 до 97%;
концентрация N2O колебалась также без
видимой закономерности от 1,5 до 21 %.
Несоблюдение условий проведения реакции
влекло за собой резкое увеличение содержания
N2O. Так, при использовании азотной
кислоты с плотностью 1,35 г/см3 концентрация N2O
возрастала до 42 %;
концентрация N2 с течением времени
снижалась с 7 до 1,5 %. Рост концентрации азота
свидетельствует о попадании в систему
воздуха, при этом обычно фиксируется наличие
в пробе диоксида азота;
концентрацию NO в «чистом» газе можно
повысить, применив очистку получаемого газа
от примесей. Наиболее эффективным
способом очистки является пропускание газа через
насыщенный раствор сернокислого железа,
который поглощает NO. При последующем
нагревании NO выделяется и собирается в
аспиратор. Содержание примесей при этом
значительно уменьшается (до 3—6%),
однако нестабильность состава газа
сохраняется, хотя и в меньших пределах.
Опыты показали, что тщательная
аттестация газа, используемого для
приготовления контрольных смесей,
методами газовой хроматографии
является непременным условием при
проведении работ, связанных с
оценкой точности измерения оксидов
азота.
Глава тринадцатая
СПЕЦИАЛЬНЫЕ ИЗМЕРЕНИЯ И OTSOP ПРОБ
ИЗ ТОПОЧНЫХ КАМЕР
13.1. ИЗМЕРЕНИЕ ПОТЕРЬ
ТЕПЛОТЫ ОГРАЖДАЮЩИМИ
ПОВЕРХНОСТЯМИ КОТЛОВ
Измерение потерь теплоты в
окружающую среду через внешние
ограждающие поверхности котла q$ [130,
131] осуществляют с
использованием малоинерционных тепломеров
ИТП-2 или ИТП-3 (двушкальный)
конструкции ОРГРЭС (рис. 13.1),
основанных на уравнивании
тепловых потоков, поступающих к датчику
прибора от ограждающих стенок
котла и от нагревательного элемента
датчика. Указанный метод
измерения позволяет определять потери
теплоты при постоянных и
переменных режимах работы котла. Датчик
тепломера (плоский для плоских
поверхностей или с небольшим радиу-
0-500
100
Рис. 13.1. Электрическая схема тепломера
ИТП-2:
/ — корпус датчика; 2 — нагреватель; 3 —
термоэлектрический преобразователь; 4 —
теплопроводная пластина; 5 — теплоизоляционная
прокладка; 6 — штекерный разъем; 7 — источник питания;
8 — нуль-прибор; 9, 13 — переключатели; 10 —
реостаты; // — шунт; 12 — дополнительное
сопротивление; 14—миллиамперметр
сом кривизны для цилиндрических
поверхностей) имеет алюминиевый
корпус, в котором заключены
электрический нагреватель и батарея
дифференциальных ПТ. Влияние на
нагревательный элемент теплового
потока от испытываемой
поверхности устраняют отводом теплоты
корпусом датчика и наличием
теплоизоляционной прокладки под
нагревательным элементом, В результате
действия теплового потока от
нагревательного элемента появляется
общая изотермическая поверхность,
включающая испытываемую
поверхность, наружную поверхность
корпуса, датчика и поверхность
пластины (нагревательного элемента).
Питание нагревателя
осуществляется элементами 373 или от
электросети.
Для пределов измерения 0—
116,3; 0—581,5 и 0—1163 Вт/м2,
площади нагреваемого элемента 6 ем2
и сопротивления нагревателя 25 Ом
пределы измерения
миллиамперметра соответственно равны: для
первого предела 52,9, для остальных
118.2 мА. Допускаемая погрешность
измерения тепломером ИТП-2 не
превышает ±12% в диапазоне 0—
116.3 Вт/м2 и ±7% в диапазоне
0—581,5 Вт/м2, погрешность ИТП-3
составляет ±A0—12) % во всем
диапазоне измерения @—1163 Вт/м2).
Продолжительность каждого
очередного измерения, обусловленная
инерционностью приборов серии ИТП,
составляет 3—8 для плоских и 20—
30 мин для цилиндрических
поверхностей.
При измерении теплового потока
датчик тепломера при помощи
рукоятки прижимают основанием
(плоской частью корпуса) к проверяемой
поверхности, включают питание
нагревательного элемента и, изменяя
312
реостатом ток, устанавливают
стрелку индикатора на нулевую отметку
шкалы. После этого отсчитывают
показания вторичного прибора. По
найденному удельному тепловому потоку
qT определяют общую потерю
теплоты, кДж/ч, наружной поверхностью
ограждения котла
Q'b = q\fi + qlh + qlh + • • • + qlfn,
A3.1)
или, %,
rt=W100' A3.2)
где q]t ql, ql, ..., q\ — значения
удельных тепловых потоков по показанию
тепломера на поверхности
ограждения котла в центре участков 1, 2,
3, ..., л, Вт/м2; Qp — располагаемая
рабочая теплота, кДж/кг (кДж/м3)
топлива; /|, /2, /з, • •, fn — площади
соответствующих участков
ограждения котла, м2; q'b — относительная
потеря теплоты через ограждения
котла, %; В — расход рабочего
топлива, кг/ч (кг/м3).
Для измерения потерь теплоты наружную
поверхность котла разбивают на участки
площадью 2—4 м2 для котлов паропроизводи-
тельностью до 420 т/ч и 6—12 м2 для более
крупных котлов, в центре которых
устанавливают тепломер и осуществляют измерение,
при этом необходимо включать в объем
измерений потери теплоты воздушными коробами,
трубопроводами, газоходами рециркуляции
и системы пылеприготовления. Измерение
теплового потока с окрашенных
металлических и неметаллических поверхностей
осуществляют тепломерами с окрашенными
датчиками, а с неокрашенных металлических
поверхностей — с неокрашенными.
По данным ПО «Союзтехэнерго» доля q5,
например, на собственно котел ТПП-110 паро-
производительностью 1000 т/ч с РВП
составляет 47,5, на его воздуховоды 15,7, на систему
пылеприготовления 15,3 и трубопроводы
21,5%.
Электронный цифровой тепломер
ЭНИН имеет пределы измерения
плотности теплового потока 0—
1000 Вт/м2, дискретность отсчета
1 Вт/м2, погрешность измерения 1 %,
диапазон рабочих температур 20—
100 °С, время установления
показаний 30 с. Питание осуществляется
от элементов 373 B шт.).
При отсутствии тепломера q5
можно определить по данным измерений
средней температуры поверхности
ограждения котла и окружающего
воздуха. В этом случае
относительное значение q$, %, равно:
qs=^£r(t*-t») loo, Aз.з)
где ап — результативный
коэффициент теплоотдачи (конвекцией и
излучением) наружной поверхности
ограждения котла в окружающую
среду, обычно равный 14—26 Вт/
(м2 • К); /п, tB — средняя температура
соответственно поверхности
ограждения котла и окружающего
воздуха, °С; F — суммарная площадь
наружной поверхности ограждения
котла, м2.
Для вычисления а„, Вт/(м2-К),
применяются формулы:
при свободном движении воздуха
со скоростью до 0,3 м/с
a„ = l,43ty(/„ —*в) +
или
// -/ \0'25
ап = 5,62Л,(^^) , A3.5)
при вынужденном движении
воздуха со скоростью более 0,3 м/с
0 8
ап = 0,032-^(^) ' , A3.6)
где к — теплопроводность воздуха,
Вт/(м2-К); h — высота участка
ограждения, мм; w — скорость
движения воздуха (по показанию
анемометра), м/с; v — кинематическая
вязкость воздуха, м2/с; А( —
коэффициент, зависящий от температуры
воздуха (равный 1,19—1,17 в
диапазоне 0—100°С).
Погрешность определения q$ по
формуле A3.3) может достигать
±A5—20)%, что определяется
частными погрешностями:
определения площади ограждения
котла ±E—10) %;
313
определейия результативного
коэффициента теплоотдачи поверхности
ограждения котла ±B—3) %;
измерения средней температуры
поверхности ограждения ±E—8) %;
измерения средней температуры
окружающего воздуха в связи с
неточным учетом излучения
расположенных вблизи предметов ± E—
Ю) %.
Для определения средней
температуры наружной поверхности
ограждения котла последнюю разбивают
на ряд участков с указанными выше
размерами, в центре которых
измеряют температуру поверхности.
Измерение ведут термощупом (рис. 13.2),
состоящим из измерительного жезла
(датчика) и переносного или
встроенного в рукоятку жезла вторичного
прибора. По данным этих измерений
подсчитывают среднюю температуру
ограждения, °С:
tn =
flfl+tif2+... + t'nfn
A3.7)
где t'u /2, ..., t'n—температура
поверхности ограждения в центре
соответствующего участка, °С; /1, /2, ...
..., fn — площадь соответствующего
участка ограждения, м2.
Температуру окружающего
воздуха измеряют термометром с ценой
деления не более 0,5 °С или
термощупом с бескаркасным ТС на рас-
Таблица 13.1. Основные характеристики
термощупов из хромель-копеля с ленточными
преобразователями термоэлектрическими
Диапазон измерений,°С
Длина ПТ, мм
0—400
0—600
0—350
0—600
100
174
335, 610
5000
стоянии 0,8—1,5 м от каждой точки
измерения температуры
перпендикулярно поверхности ограждения
котла. Среднюю температуру
окружающего воздуха определяют как
среднее арифметическое.
Термощуп с чувствительным
элементом в виде ленточного ПТ
промышленного изготовления показан
на рис. 13.2, а (табл. 13.1). Схема
подключения термощупа к
измерительному прибору и обработка
данных измерений описаны в гл. 6. В
качестве измерительного прибора
целесообразно применять переносной
потенциометр типа ПП (класса
исполнения 2), обеспечивающий точность
определения 1 — 1,5 °С независимо
от температуры окружающего
воздуха и сопротивления ПТ. При
измерении температуры термощупом
чувствительный элемент его плотно
прижимают к проверяемой
поверхности и через 2 мин после нагрева
устройства отсчитывают показания
вторичного прибора. Температуру
окружающего воздуха измеряют че-
Рис. 13.2. Схемы термощупов:
а — конструктивная схема термощупа с ленточным ПТ: / — лента термоэлектрода; 2 — ролик из
изоляционного материала; 3 — провода; 4 — ручка; б — электрическая схема термощупа ОРГРЭС
с бескаркасным медным ТС
314
рез 2 мин после ввода датчика в зону
измерений.
Чувствительный элемент Rt
термощупа OP ГРЭС (рис. 13.2,6)
выполняется в двух модификациях:
ленточный, наклеенный на полотняную
ленту, растягиваемую стальной
полоской, и плоский бескаркасный,
наклеенный на полоску сукна,
закрепленную на концах дугообразной
пружины. Первый применяют для
измерения температуры круглых и
выпуклых поверхностей, второй —
плоских. Закрепленный на жезле ТС
вызывает в месте его
соприкосновения с проверяемой поверхностью
частичное искажение температурного
поля. Ввиду этого к показанию
прибора следует вводить поправку,
значение которой зависит от разности
температур исследуемой поверхности
и окружающего воздуха, а также от
скорости движения. Для термощупа
с плоским ТС эта поправка
составляет около 2—3 % при измерениях
в неподвижном воздухе и около 5 %
при скорости воздуха 1—2 м/с.
Поправка для термощупа с ленточным
ТС обычно невелика.
Вторичный прибор термощупа
ОРГРЭС с плоским ТС (рис. 13.2, б)
с пределами шкалы 0—50 и 50—
100 °С собран по схеме
уравновешенного измерительного моста
постоянного тока. Активным плечом моста
является ТС /?/. На панели
вторичного прибора размещены шкала
реохорда Rp моста (градуированная в
градусах Цельсия), нулевой
гальванометр (индикатор моста) НГ,
переключатель пределов измерения П и
выключатель В питания моста.
Питание измерительной схемы прибора
осуществляется от сухого элемента
Б 1KC-V-3. Погрешность измерения
температуры термощупом равна
±р,5°С.
Электронный цифровой термощуп
ИТП-5, разработанный в ЭНИН,
предназначен для измерения
температуры поверхности тепловой
изоляции в диапазоне 0—100°С, имеет
дискретность отсчета 1 °С,
погрешность измерения 1 %,
чувствительность 0,1 °С, время установления
показаний термоприемника 10 с.
Питание осуществляется от элементов
332 B шт.), габариты 0,1 X 1 Х0,15 м,
масса 1 кг. Для градуировки и
метрологического обеспечения ИТП-5 в
ЭНИН разработан прибор,
позволяющий вести градуировку с
погрешностью 1 %.
Термопреобразователь
сопротивления ЭТП-М, построенный по схеме
одинарного неуравновешенного
моста постоянного тока, имеет класс
точности 2,5.
13,2, ИЗМЕРЕНИЕ ВЛАЖНОСТИ
ГАЗОВ (ВОЗДУХА)
К наиболее известным методам
определения влажности газов
относятся абсорбционно-массовый,
конденсационный, электрический, по
точке росы и психрометрический
(табл. 13.2). Последний применяют
наиболее широко вследствие его
простоты и достаточной точности
измерений.
Метод наблюдения точки росы не
обеспечивает требующейся точности
измерения при испытаниях. Однако
определение точки росы имеет
самостоятельное значение, не связанное
с расчетом влажности (см. § 13.3).
Влажность воздуха (или смеси
воздуха с продуктами сгорания
топлива) при испытании котлов,
мельниц, сушилок, мельничных
вентиляторов и золоулавливающих устройств
обычно измеряют при помощи
психрометра (рис. 13.3, а), состоящего
Таблица 13.2. Сравнительная характеристика
различных методов измерения влажности
газов (при относительной влажности 50 %
и температуре 20 °С)
Метод измерения
Погрешность
измерения, %
жительность
измерения
Абсорбционно-массо- 0,6—0,8 Часы
вый
Конденсационный 1,0—1,2 »
Психрометрический 1,3—1,7 Минуты
Наблюдения точки ро- 2,2—2,5 »
сы
Электрический 1,1 — 1,2 Секунды
315
О 5 10 15 20 25 30 35 40 45 tc
Температура. Воздуха (газа)па сухому термометру, °С
д)
Рис. 13.3. Психрометры различных
конструкций, схема их присоединения, график
относительной влажности воздуха (газа):
а — без принудительной циркуляции воздуха и
экранной защиты термометров; б — с аспирацион-
ным механизмом и двойной экранной защитой
термометров; в, г — отсосный в модификациях
ВТИ и Гинцветмета; д — график относительной
влажности воздуха (газа); / — корпус; 2 — сухой
термометр; 3 — мокрый термометр; 4 — резиновый
шланг; 5 — напорный сосуд; 6 — экран; е — схема
измерения влажности газов психрометром: / —
фильтр; 2 — газоход; 3 — газозаборная трубка;
4 — резиновые шланги; 5 — психрометр; 6 —
реометр; 7 — зажим; 8 — эжектор
6 7 8
316
из двух одинаковых жидкостных
термометров — сухого и мокрого.
Резервуар одного из термометров
обмотан мокрой кисеей (батистом,
марлей), опущенной в сосуд с
дистиллированной водой. Расстояние между
резервуаром термометра и уровнем
воды в сосуде должно быть в
пределах 15—30 мм. Воздух,
просасываемый через психрометр, должен
омывать вначале кончик сухого, а затем
мокрого термометра. Батист на
мокром термометре должен быть всегда
чистым, и не должно допускаться
его загрязнение во время работы,
так как в этом случае он будет плохо
всасывать воду и прибор будет
давать неправильные показания.
Загрязненный батист необходимо
еженедельно заменять.
Поскольку в качестве сухого и
мокрого термометров в психрометре
установлены лабораторные
(образцовые) термометры, к их показаниям
следует по формуле F.25) вводить
поправку на выступающий из
психрометра столбик ртути термометра.
Для измерения влажности
наружного воздуха применяют
психрометры двух типов: без принудительной
циркуляции воздуха и экранной
защиты термометров (рис. 13.3, а);
с аспирационным механизмом и
двойной экранной защитой термометров
(рис. 13.3,6). Наиболее
желательным является использование аспи-
рационного психрометра с
термометрами, заключенными в
металлические трубки, через которые
небольшим вентилятором с пружинным или
электроприводом просасывается
воздух со скоростью 2—2,5 м/с.
Пределы измерения относительной
влажности этим прибором составляют
0—100%. Класс точности равен 1.
Для измерения влажности газа
в закрытых каналах и
трубопроводах (например, дымовых газов перед
золоулавливающим устройством или
сушильного агента пылеприготови-
тельной установки) применяют
отсосные психрометры в модификациях
конструкций ВТИ и Гинцветмета
(рис. 13.3, в, г). В этих приборах
вода для смачивания фитиля,
навернутого на шарик мокрого
термометра 3, поступает через нижний
отросток одного из колен U- или и-об-
разной трубки 4. Убыль воды в
психрометре поддерживается
перемещением по высоте напорного сосуда 5.
При работе прибора следует
тщательно наблюдать за тем, чтобы
уровень воды в баллоне мокрого
термометра не омывался потоком газа,
прокачиваемого через психрометр.
В противном случае вследствие
испарения воды с уровня газ приобретает
повышенную влажность, что
приводит к занижению показаний мокрого
термометра. Длину фитиля
подбирают опытным путем. Корпус
психрометра должен быть покрыт слоем
изоляции или же помещен в
специальную коробку и засыпан крошкой
асбеста для сведения к минимуму
тепловых потерь.
Перед началом работы прибор
должен быть проверен на герметичность.
Проверяемый газ просасывается
через фильтр в психрометр при помощи
эжектора (или другого
приспособления) со скоростью 4—4,5 м/с, что
эквивалентно расходу газа 15—
20 дм3/мин. Скорость отсасываемого
газа должна быть измерена по
показанию СУ на линии отсоса. На
основании показаний обоих
термометров относительную влажность
газа определяют по графику (рис. 13.3,
д).
Различают два показателя
влажности воздуха (продуктов горения) —
абсолютную и относительную. Под
абсолютной влажностью
подразумевается масса водяного пара, г/м3,
заключающаяся в 1 м3 воздуха.
Приближенно' абсолютную влажность
определяют по давлению водяных
паров, кПа, находящихся в воздухе:
при измерении влажности
наружного воздуха
pw = fA-C'B(tc-tM); A3.8)
при измерении влажности
продуктов горения (воздуха) отсосным
психрометром в закрытых каналах
(коробах, трубопроводах)
317
Таблица 13.3. Парциальное давление водяного пара и влажность газа при насыщении
Температура
*н, °С
-20
-10
-5
0
5
10
15
20
25
30
35
40
_ W-
Парциальное
давление
водяных паров рн
кПа
0,1027
0,2600
0,4013
0,6106
0,8666
1,2265
1,7065
2,3331
3,1730
4,2396
5,6261
7,3726
С (tc — t
мм
рт. ст.
0,77
1,95
3,01
4,58
6,54
9,21
12,8
17,54
23,8
31,8
42,2
55,3
P'w =
Влажность, г/м3 1
влажного
газа dH
при
ствительных
условиях
0,88
2,14
3,24
4,84
6,8
9,4
12,8
17,3
23,0
30,3
39,6
51,1
сухого газа
d",
приведенного к
0°С и
101,325 кПа
0,81
2,10
3,20
4,8
7,0
9,8
13,7
18,9
26,0
35,1
47,3
63,1
м) (В±рпс)] (В±рг)
Температура
tH, °C
45
50
55
60
65
70
75
80
90
100
НО
120
Парциал
ьное
давление
водяных паров р„
кПа
9,5857
12,3454
15,7318
19,9180
24,9975
31,1569
38,5428
47,3419
70,0997
101,3232
143,3190
198,5135
за) равны:
Pw
-100
мм
рт. ст.
71,9
92,6
118,0
149,4
187,5
233,7
289,1
355,1
525,8
760,0
1075
1489
Влажность, г/м3
влажного
газа dH
при
ствительных
условиях
65,4
83,0
104,3
130
161,1
197,9
241,6
293
423
597
—
—
сухого газа
dS,
приведенного к
0°С и
101,325 кПа
84,0
111,4
148
196
265
361
499
716
1877
—
—
—
A3.10)
A3.9)
где р„ — парциальное давление
насыщенного водяного пара при
температуре мокрого термометра, кПа; /с,
/м — температура соответственно
сухого и мокрого термометра
психрометра, °С; В — барометрическое
давление воздуха, кПа; рпс —
статическое давление газов (воздуха) в
психрометре (на расходомере), кПа;
рт — статическое давление газов в
газоходе (коробе, воздуховоде), кПа;
С — константа психрометра. Для
психрометра без принудительной
циркуляции воздуха (рис. 13.3, а)
при установке прибора в метеобудке
С = 0,0008 — 0,0013. Для аспираци-
онного психрометра М-34 или МВ-4М
(рис. 13.3,6) при продувании
воздуха (газа) вентилятором С' =
= 0,000621 -т-0,000662. Значения С
для отсосных психрометров ВТИ и
Гинцветмета (рис. 13.3, в, г) в
зависимости от скорости обдувания
мокрого термометра следующие:
w, м/с 2 4 5
С 0,00068 0,00067 0,00066
Относительная ер, %, и
абсолютная влажность dy г/м3, воздуха (га-
318
d = dH(py
A3.11)
где рн — парциальное давление
насыщенного водяного пара при
температуре сухого термометра, кПа;
dH — влажность воздуха,
насыщенного водяным паром, при
температуре сухого термометра, г/м3.
Значения парциального давления
водяных паров рн при температуре
мокрого (рн) и сухого (pS) термометра
и dH находят по табл. 13.3.
Влажность воздуха, поступающего
в воздухоподогреватель и топку
котла, г/кг,
di=.
1,293A+£//804)
A3.12)
13.3. ИЗМЕРЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ
ТОЧКИ РОСЫ ПРОДУКТОВ
ГОРЕНИЯ ТОПЛИВА
Определение температуры точки
росы необходимо для выявления кор-
розионно-опасных зон и режимов
работы низкотемпературных
конвективных поверхностей нагрева.
Температура точки росы продуктов горения
Выход
Воды
Рис. 13.4. Датчик прибора для измерения температуры точки росы дымовых газов:
/ _ кожух; 2 — ПТ; 3 — защитная сетка; 4 — стеклянный конденсирующий колпачок; 5 — кольцо
крепления колпачка и термоэлектродов; 6 — термоэлектроды; 7 — труба охлаждения колпачка
топлива при испытаниях должна
определяться только опытным путем.
Для этого датчик прибора
устанавливают в газоходе котла в зоне
низких температур газов, например в
котлах большой и средней паро-
производительности — перед первой
ступенью воздушного подогревателя
(по движению воздуха), в котлах
малой производительности — перед
водяным экономайзером (при
низкой температуре питательной воды)
и перед теплофикационным
экономайзером.
Наиболее простым, надежным и в
то же время достаточно точным
[± F—8) °С] для практических
целей измерений является прибор,
основанный на принципе Джонстона
конструкции ВТИ (рис. 13.4).
Действие прибора для определения
температуры точки росы основано на
измерении ПТ температуры
конденсации содержащихся в дымовых газах
водяных паров, смешанных с
диоксидом серы, диоксидом углерода и
кислородом. Показания вторичного
показывающего прибора
отсчитывают в момент резкого уменьшения
сопротивления пленки конденсата
между двумя электродами,
впаянными в наружную поверхность
стеклянного конденсирующего колпачка
(рис. 13.5). Применяемое в приборе
водяное охлаждение уменьшает
потребный расход охлаждающего
воздуха и обеспечивает сравнительно
постоянную температуру последнего.
Конденсирующие колпачки
изготавливают двух типов из жаропрочного
молибденового стекла «Пирекс».
Закрепленный на конденсирующем
колпачке платинородий-платиновый ПТ
соединен с переносным
потенциометром для измерения небольших
термо-ЭДС и при помощи
специальной приставки (рис. 13.6) —с
ламповым или резисторным
вольтметром. Сопротивление пленки
конденсата между электродами
определяют по падению напряжения на
переменном резисторе #п,
включенном последовательно с электродами.
Суммарное падение напряжения на
участке пленки конденсата и
резистора поддерживается постоянным
и равным 5 В. Охлаждающий
воздух подают в конденсирующий
колпачок датчика от переносного
компрессора или баллона (с давлением
до 0,15 МПа) через редуктор. Расход
воздуха регулируют игольчатым
вентилем, закрепленным для удобства
на столе около вторичных приборов.
При измерении температуры точки
росы скорость продуктов горения,
омывающих датчик, должна быть
не меньше 1 м/с.
При измерении прибором
температуры точки росы последовательно
производят следующие операции:
присоединяют к ПТ датчика удли-
319
А-А
26
4><\
^—
ЧлГ l^ei
N1 I
|
0*2
[
т 1
1 1
\h
У i '
Б-Б
.7.
А1-А1 Б'-Б1
Спай ПТ
1 г ч)
Рис. 13.5. Стеклянные конденсирующие колпачки:
а — с одним платинородий-платиновым ПТ и двумя электродами; б — с двумя платинородий-платино-
выми ПТ; / — ПТ; 2, 3 — электроды
Конденсирующий
колпачок датчика
Рис. 13.6. Электрическая схема
приставки и конденсирующего колпачка
прибора для измерения точки росы
няющие термоэлектродные провода
от зажимов переносного
потенциометра;
присоединяют к приставке провода
от электродов датчика и подключают
ее при помощи штекерного разъема
к вольтметру; вольтметр и приставку
тщательно заземляют;
включают вольтметр в сеть
поворотом тумблера в сторону с надписью
«Включено» и прогревают прибор
в течение 10 мин;
тщательно очищают наружную
поверхность конденсирующего
колпачка от загрязнения; степень чистоты
проверяют по значению
электрического сопротивления между
электродами. Если это сопротивление
значительно (приближается к
бесконечности), то колпачок считается
чистым, т. е. пригодным для измерений;
производят регулировку
«электрического нуля» прибора, для чего
устанавливают переключатель пределов
измерения вольтметра на отметку
10 В и поворотом рукоятки реостата
Rn при нажатой кнопке К
перемещают стрелку вольтметра на отметку
5 В. По окончании регулировки
кнопку отпускают;
устанавливают датчик прибора в
газоходе котла и уплотняют
шнуровым асбестом зазор между корпусом
датчика и ограждающей стенкой
(во избежание присоса в газоход
воздуха);
подают в датчик охлаждающую
воду и в течение 15—20 мин
нагревают колпачок дымовыми газами до
температуры, более высокой, чем
температура их точки росы, измеряют
температуру поверхности колпачка;
320
подают в прибор охлаждающий
воздух путем постепенного открытия
игольчатого вентиля,
расположенного на воздухопроводной линии
(на рис. 13.4 не показан). Давление
воздуха после клапана (на рис. 13.4
не показан) контролируют по
показанию подключенного к линии
микроманометра;
измеряют температуру
поверхности колпачка и падение
напряжения в цепи его электродов перед
каждым очередным увеличением расхода
охлаждающего воздуха. При
измерении падения напряжения постепенно
переключают пределы шкалы
вольтметра, начиная от- большего
значения к меньшему, до тех пор, пока не
будет получен наиболее точный
отсчет показания прибора.
Таким образом, регулируя расход
воздуха, поступающего на
охлаждение конденсирующего колпачка, и
измеряя температуру его
поверхности и падение напряжения в цепи
электродов, получают зависимость
/?к = /(/к), A3.13)
где RK — сопротивление пленки
конденсата между электродами
колпачка; /к — температура поверхности
колпачка.
Значение /?к, Ом, подсчитывают по
формуле
^к=10 200E-Ц)
и
где и — напряжение на переменном
резисторе, соответствующее
сопротивлению пленки конденсата между
электродами конденсирующего
колпачка, В.
Затем строят график (рис. 13.7),
на котором резкий перегиб кривой,
характеризующий момент
образования на поверхности колпачка
значительной толщины пленки конденсата,
соответствует температуре точки
росы продуктов сгорания топлива при
данном содержании в них диоксида
углерода (избытка воздуха).
При измерении температуры точки
росы расход охлаждающего воздуха
должен увеличиваться осторожно.
В противном случае возможно
быстрое образование на поверхности
колпачка пленки конденсата, резкое
уменьшение температуры и
сопротивления его поверхности, что исключает
получение необходимого количества
опытных точек для построения
зависимости A3.13). Поэтому, если в
начале измерения колпачок был
сильно охлажден большим расходом
воздуха, следует прекратить
измерение, выключить подачу воздуха,
извлечь из газохода датчик и
тщательно протереть колпачок. После
этого измерения могут быть
продолжены.
Недостатками рассматриваемого
метода являются субъективность
оценки электрического состояния и
неустойчивость показаний при
измерении точки росы газов, содержащих
золу, так как она, попадая в
конденсат при его испарении, остается
между электродами и тем самым
нарушает работу прибора. К тому же
о
*5
II
со
1
4
ч
1
*
г
-J
Л
xj
J J
u
L ^U
и
Iх
'
xj
*>
/JO ПО 150 WO tK
Температура нолпачка.,°С
Рис. 13.7. Зависимость падения напряжения
в цепи электродов конденсирующего
колпачка от температуры поверхности
11 В И. Трембовля и др
321
прибор требует индивидуальной
тарировки и не принимается для
метрологической поверки. В связи с этим
метод Джонстона может быть
использован лишь как оценочный.
Однако поскольку промышленный
выпуск приборов, основанных на
других принципах, не производится,
метод Джонстона пока остается,
несмотря на названные недостатки,
единственным для работ в
производственных условиях.
13.4. ИЗМЕРЕНИЕ ЧАСТОТЫ
ВРАЩЕНИЯ
В процессе проверки
характеристик вспомогательного оборудования
котлов (вентиляторов, дымососов,
мельниц, питателей, насосов и пр.)
частота вращения их валов должна
поддерживаться постоянной и
измеряться с высокой точностью [ ± @,2—
0,5) %] переносными счетчиками
частоты вращения (механическими,
электрическими) или тахометрами
(хронометрическими,
электрическими, стробоскопическими,
электростробоскопическими). Наиболее
предпочтительно применение
хронометрических (часовых) тахометров
СК-751, 9-чп и ТЧ10-Р,
обеспечивающих высокую точность измерения
[± @,25—1,00) %], которая
сохраняется в течение всего периода
эксплуатации приборов. В
хронометрическом тахометре объединены
механизмы суммарного счетчика частоты
вращения, секундомера и возврата
стрелки. При нажатии кнопки
соединенного с вращающимися валом
тахометра его механизм включается
на строго определенное время
(обычно 3, 6 или 10 с). Так как
продолжительность измерения во всех случаях
остается неизменной, то отклонение
стрелки прибора будет
пропорционально угловой скорости, что
позволяет выразить шкалу тахометра
непосредственно в оборотах в минуту,
их показания не зависят от трения
и температуры.
Хронометрические тахометры
имеют следующие пределы измерений:
1 а) 6)
Рис. 13.8. Схема измерения частоты вращения
стробоскопическим тахометром (а) и внешний
вид диска (б)
9-чп 500—1000; СК-751 1000—10 000;
ТЧ10-Р 50—10 000 мин.
В практике испытаний обычно
применяют ферродинамические и маг-
нитоиндукционные электрические
тахометры общего назначения.
Ферродинамические тахометры
выпускаются промышленностью серийно на
любые частоты вращения со
сравнительно невысокой точностью
[погрешность ±@,5—1,0) % в
зависимости от диапазона шкалы]. Магни-
тоиндукционные тахометры
предназначены для измерения частоты
вращения от 200 до 20 000 мин-1.
Погрешность их не превышает ±0,5 %
в стендовых лабораторных условиях
и ±1,0% при эксплуатации в
диапазоне — 50^-+50°С.
В тех случаях, когда прямое
измерение частоты вращения вала
невозможно, используют тахометры,
основанные на стробоскопическом
эффекте (рис. 13.8). Сущность этого
эффекта состоит в том, что
вращающееся тело (диск), освещенное
пульсирующим источником света,
кажется остановившимся в тот момент,
когда период импульсов освещения
совпадает с периодом вращения тела.
Таким образом, по числу импульсов
освещения в единицу времени
определяют частоту вращения тела.
Стробоскопический диск тахометра 2
получает вращение от приводного
валика /, имеющего механическую или
электрическую связь с двигателем.
Диск заключен в затемненной
камере 3, где освещается
кратковременными вспышками неоновой
лампы МСЩ-15 4, дающей 50 вспышек
в секунду. Работой лампы управляет
322
электровибратор через усилитель.
На диске 2 (рис. 13.8, б) имеются
прорези, расположенные в несколько
рядов. В первом (внутреннем) ряду
3 прорези. При вращении диска
кажущаяся первая «остановка»
прорезей этого ряда произойдет в тот
момент, когда диск будет вращаться
с частотой 1000 мин-1.
Последующие «остановки» будут появляться
при возрастании частоты вращения
на 1000, 2000, 3000 мин и т. д.
Прорези, расположенные во втором ряду,
«останавливаются» при частоте
вращения 200 мин-1 и при возрастании
частоты вращения на 200 мин-1.
В последующих рядах «остановка»
прорезей произойдет через 100 и
50 мин. Таким образом, имеется
возможность по виду и
расположению фигур отмечать частоты
вращения вала, кратные 50 мин-1. С
помощью стробоскопического
тахометра можно измерять частоту
вращения с точностью до ±0,3 %.
Промышленностью выпускаются
стробоскопические тахометры СТ-МЭИ на
пределы измерения 300—30 000 мин-1,
СТ-5 на пределы измерения 250—
32 000 мин-1. Основная погрешность
прибора при номинальном
напряжении сети 220 В, температуре
окружающего воздуха 20 °С и при
условии проверки показаний в
контрольных точках шкалы по вибратору не
превышает ±@,5—0,7)%.
Мощность, потребляемая тахометрами,
не превышает 60 В-А.
Для измерения частоты вращения
при наладочных работах и
испытаниях применяют также широко
известные серийные переносные
центробежные тахометры: ИО-10 на
пределы измерения частоты вращения
250—10 000 мин-1 в пяти
диапазонах; ИО-30 на пределы 30—30 000
мин-1 в трех диапазонах. При
измерении тахометром частоты вращения
вала на приводную ось прибора
надевают наконечник с насадкой и
устанавливают перемещением
движка при нажатой кнопке
переключателя диапазонов соответствующий
диапазон. После этого тахометру
при помощи закрепленного на его
корпусе уровня придают
горизонтальное положение и на 15—20 с
прижимают к торцу вращающегося
вала, в течение которых отсчитывают
показания прибора. Основная
допустимая погрешность тахометров
ИО-10 и ИО-30 составляет ±2,5%
диапазона измерений.
Точность отсчетов показаний
центробежных и часовых тахометров в
значительной степени зависит от
правильности установки (центровки)
наконечника прибора, силы
натяжения, состояния соприкасающихся
поверхностей вала и наконечника
и т. п. В некоторых случаях может
быть получено уменьшение
показаний вследствие проскальзывания.
Кроме перечисленных приборов
применяют также различные
переносные счетчики числа оборотов
(роликовые и стрелочные), погрешность
которых составляет один-два
оборота, а погрешность секундомера,
с которым они должны
использоваться,— не более 0,05—0,1 с.
Наряду с ними применяются и тахо-
скопы, объединяющие в себе
стрелочный счетчик оборотов и секундомер,
обладающий основной
погрешностью ±0,5 %. При пользовании
счетчиком числа оборотов или тахоско-
пом частота вращения вала, мин-1,
„ = 60^р-, A3.15)
где п\ и п2—показания счетчика
в начале и конце измерения, мин-1;
т — время измерения, с.
Все переносные тахометры и
счетчики числа оборотов снабжаются
набором съемных наконечников
различной формы (рис. 13.9),
насаживаемых на приводную ось приборов.
Для измерения частоты вращения
вала, имеющего центровое
углубление, при частоте вращения до 300
мин-1 применяют наконечник а с
трехгранной металлической
насадкой, а при частоте вращения выше
300 мин-1 — наконечник б со
сферической резиновой насадкой.
Наконечник в с плоской резиновой насадкой
и*
323
Рис. 13.9. Набор съемных наконечников для
переносных тахометров и счетчиков числа
оборотов
применяют для присоединения
тахометра к валу, не имеющему
центрового углубления. При необходимости
удлинить приводную ось тахометра
используют наконечник с
удлинителем г. Во избежание
проскальзывания наконечника, особенно с
резиновой насадкой, рекомендуется
центровое углубление вала перед
измерением протереть сухой тканью и
покрыть мелом.
Если торец вращающегося вала
недоступен для присоединения
тахометра, то на приводную ось
последнего надевают наконечник с
небольшим шкивом, обтянутым резиновым
ободом, который при измерении
прижимают к поверхности вала. В этом
случае частота вращения вала, мин-1,
п = пт^-у A3.16)
ав
где пт — показание тахометра, мин-1;
^пь dB — диаметр шкива и вала, мм.
Переносные тахометры и счетчики
числа оборотов должны перед
началом измерений поверяться в
лаборатории на специальном поверочном
станке, допускающем изменение
частоты вращения в широких пределах.
Поверку проводят на различных
частотах вращения при их повышении
(при снижении частот вращения
поверку не проводят во избежание
увеличения ее погрешности). По
аттестату поверки строят поправочный
график.
При значительных
инструментальных погрешностях тахометр или счет-
324
чик числа оборотов подвергают
соответствующей регулировке, способ
проведения которой зависит от
конструкции прибора.
Основная относительная
погрешность показаний поверяемого
тахометра, %,
Ап=п2-п1 юо^ A3.17)
Як — Лн
где azi, п2 — соответственно
показание образцового и поверяемого
прибора, мин-1; пн, пк — соответственно
начальное и конечное показание
шкалы прибора или диапазона
измерения, мин-1.
13.5. ИЗМЕРЕНИЕ ПРОМЕЖУТКОВ
ВРЕМЕНИ
Для измерения продолжительности опыта
при испытаниях применяют часы (карманные
«Молния» или хронограф 28-ЧК) и
секундомеры общего назначения с одной или двумя
(основной и добавочной) секундными
стрелками и одной минутной. Секундомеры могут
иметь цену деления в долях секунды @,1 или
0,2 с) или минуты @,01 мин). Последние из
них целесообразно применять при измерении
промежутков времени более 1 мин. Пуск в
ход, останов и возвращение секундной
стрелки в первоначальное (нулевое) положение
производят нажатием на заводную головку
прибора. У двухстрелочных секундомеров
добавочная стрелка останавливается при
нажатии на боковую кнопку. При втором
нажатии на эту кнопку добавочная стрелка
мгновенно догоняет основную, и обе стрелки
движутся вместе.
Секундомеры общего назначения
изготавливаются с балансом без температурной
компенсации и имеют погрешность 11 —16 с/сут
на 1 °С отклонения их температуры от
нормального значения 20 °С. Эту погрешность
следует учитывать при измерении
промежутков времени в пределах 20—30 мин при
температуре, значительно отличающейся от 20 °С.
Секундомеры необходимо периодически
поверять по карманному хроноскопу,
образцовым часам (хронометру) или по образцовому
секундомеру, не допуская погрешности хода
более 1 с за 15 мин.
13.6. ИЗМЕРЕНИЕ
ПОТРЕБЛЯЕМОЙ МОЩНОСТИ
ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЯМИ
Расход электроэнергии на привод
вспомогательных механизмов котла в целях
определения КПД нетто котельной установки и
других показателей энергетической характери-
стики измеряют с достаточной для целей
испытаний точностью переносными ваттметрами
(однофазными Д5004/2 или трехфазными
Т5031/2) класса точности 0,2—0,5 или
электрическими счетчиками САЗУ-И680 класса
точности 0,5—1,0. Допустимые отклонения
при определении потребляемой мощности
±@,5-0,8) %.
Для возможно более точного измерения
расхода электроэнергии на электродвигатели
собственных нужд рекомендуется:
выбирать измерительные трансформаторы
с фактической погрешностью в рабочих
пределах измерений до ± @,2—0,5) %. Во
избежание перегрузки следует проверить
фактическую нагрузку измерительных
трансформаторов, сводя ее к минимуму;
использовать электросчетчик с небольшим
переводным коэффициентом;
применять провода от каждого
трансформатора тока до измерительных приборов с
сопротивлением не выше 0,2 Ом;
использовать одновременно два
независимых способа измерения.
Следует также учитывать, что ваттметр
показывает мгновенное значение мощности,
в связи с чем при значительных частых
колебаниях нагрузки и при редких измерениях ее
среднее за опыт значение может отличаться
от истинной. Возможность такой ошибки при
достаточной частоте замеров (не реже 1 раза
в 3—5 мин) невелика.
Принципиальная схема включения
ваттметров и счетчиков одинакова. Потребляемая
электродвигателями из сети мощность, кВт,
по показаниям электросчетчиков
NM = C (A2 — Ai)/zt A3.18)
где А\, А2— показания электросчетчика
соответственно в начале и конце опыта, обороты;
С—АК/Ку — постоянная счетчика, здесь
&ь Ку — коэффициент трансформации
соответственно трансформаторов тока и
напряжения, кВт-ч на единицу счетчика
(значение С принимают по данным
электролаборатории ТЭС); z — продолжительность опыта, ч.
Ввиду того что при кратковременных
опытах разность показаний электросчетчика точно
измерить трудно, потребляемая мощность
может быть определена по частоте вращения
якоря счетчика за определенный интервал
времени, причем общее время отсчета числа
оборотов якоря не должно быть меньше 30 с.
Зная число оборотов якоря счетчика в этом
случае и время, мощность электродвигателя,
кВт, можно подсчитать по формуле
#*
Та
A3.19)
где п' — число оборотов якоря в интервале
времени т, с; А — постоянная счетчика (число
оборотов якоря на 1 кВт-ч), обозначенная
на счетчике.
При использовании в качестве привода
электродвигателей трехфазного тока
(асинхронных с короткозамкнутым или фазным
ротором либо синхронных) основными
методами измерения потребляемой ими мощности
являются способы двух или трех ваттметров,
при которых учитывается активная мощность
независимо от равномерности нагрузки фаз.
Подсчет мощности потребляемой
электродвигателем из сети при измерении методом двух
ваттметров (схема Арона) (рис. 13.10), кВт,
проводят по формуле
N^ = K,KuCw(Wi±W2)-\0-*- A3.20)
при использовании схемы трех ваттметров
N^ = K,KuCw(Wi-\-W2+W3)^0-\ A3.21)
где W\, W2, Wj—показания ваттметров в
делениях шкалы; Cw = IMaKCUMaKc/n —
постоянные ваттметров, Вт/дел. Здесь /макс, имаКс —
максимально допустимые значения
соответственно тока, А, и напряжения, В; п —
максимальное число делений, соответствующее /маКс
И С/макс-
По показаниям двух ваттметров можно
определить и коэффициент мощности cos ф
по рис. 13.11 или по уравнению
Рис. 13.10. Схемы включения ваттметров для измерения мощности по схеме двух ваттметров:
а— при напряжении до 500 В; б — при напряжении выше 500 В: W — ваттметры; А — амперметры;
V — вольтметр; ТТ — трансформатор тока; ТН — трансформатор напряжения; ДС — добавочное
сопротивление
325
cosy
0,8
0,8
(Л
0,0
0,5
0.*
0,3
0,2
0,1
0
0,8 ~0,h О ОМ Wt/Wz
Рис. 13.11. График для определения
коэффициента мощности двигателя при включении
ваттметров по схеме Арона
cos <р=
1
\ Wx/W2+\)
A3.22)
Если полученные значения cos ер по рис. 13.11
и по уравнению A3.22) при сопоставлении по
формуле
cos <р=
Мэл-ЮОО
A3.23)
Ш-1,73
различаются менее чем на 2 %, то можно
считать, что измерение мощности по схеме двух
ваттметров выполнено достаточно точно. При
установке ваттметров и их поверке
необходимо обратить внимание на направление
отклонения показывающих стрелок прибора.
Следует иметь в виду, что при малых
нагрузках электродвигателя (cos<p<0,5) стрелка
одного из ваттметров может отклоняться
влево, т. е. давать отрицательные показания.
В этом случае следует переключить концы
обмотки напряжения ваттметра и в формулу
A3.20) подставлять не сумму, а разность
показаний ваттметров.
При использовании автоматизированных
систем измерения с преобразователем
мощность, кВт, подсчитывают по формуле
Ы1л = СнпК,КиП.\0-\ A3.24)
где Снп — постоянная нормирующего
преобразователя, Вт/мА (Вт/мВ); Я — показания
вторичного регистрирующего устройства в
условных единицах.
Показанное на рис. 13.10 включение
амперметров и вольтметра для измерения силы и
напряжения тока необязательно, но
желательно для контроля показаний ваттметров. В
сетях переменного тока 380 В и выше
амперметры включают только через
трансформаторы тока класса точности не ниже 1. При
определении фактического значения тока в
измеряемой сети, А, следует применять формулу
1 = К,С( 1а + 1с , A3.25)
где 1А, 1С — показания амперметров в фазах
Л и С в делениях шкалы; С, — постоянные
амперметров, А, на деление.
Включение вольтметра при напряжении,
не превышающем 500 В, допускается
непосредственно в сеть напряжения. Для измерений
напряжения выше 500 В вольтметр включают
через трансформатор напряжения класса
точности 0,2 или 0,5.
Измеренное линейное напряжение, В,
и = КиСииШКу A3.26)
где U — показание вольтметра в делениях
шкалы; си — постоянная вольтметра, В, на
деление.
Если у применяемого электродвигателя нет
паспортных или табличных данных, то
коэффициент мощности и коэффициент полезного
действия электродвигателя определяют% по
приближенным формулам
cos ф= 1 - A -cos <p„) -J^-L ; A3.27)
2х
Л = 1-A-Лэнл)
1+*
2х
A3.28)
где x = N3J}/Nsa — относительная загрузка
электродвигателя; cos фн, Щл, л"л —
соответственно номинальные значения cos ф,
мощности и КПД электродвигателя (нанесены
в табличке на корпусе двигателя).
В случае привода вспомогательного
оборудования котла асинхронным
электродвигателем с фазовым ротором КПД
электродвигателя определяют по его характеристике.
При отсутствии характеристики КПД находят
по универсальной диаграмме И. А. Сыромят-
никова.
При измерении мощности постоянного
тока в применении ваттметров нет
необходимости. Для постоянного тока электрическая
мощность, кВт,
Мэл==/ц.\0-\ A3.29)
Погрешности при измерении мощности.
При измерении мощности электродвигателя
по схеме с двумя ваттметрами имеют
следующие погрешности.
1. Погрешность снятия показаний при
отсчетах по ваттметру, которая может быть
принята равной половине цены деления шкалы
прибора. При большом числе измерений эта
погрешность может быть уменьшена, т. е.
oWl = a w/л/пГ— Т, A3.30)
где ow» — относительная погрешность
единичного измерения; п — число измерений.
Значение oWl может быть принято равным
± @,5-0,7) %'.
2. Погрешность показаний ваттметров ow.
По принятым нормам погрешность ваттметра
зависит от класса точности прибора и
должна составлять не более ±0,2 или ±0,5 %
максимального значения шкалы. Значение
о™ может быть принято равным ± @,25—
0,30) /q.
3. Погрешность, связанная с применением
измерительных трансформаторов тока и
напряжения акт.н в схеме измерения мощности.
326
Значение акт.н оценивается равным ±A,0—
3,0) % в зависимости от класса
применяемых трансформаторов.
Общая погрешность измерения
мощности, %
Оы^^Ы^Т^^+К™)*- A3.31)
При применении ваттметров класса
точности 0,5 и трансформаторов класса точности
0,5 средняя квадратическая погрешность
измерения мощности с доверительной
вероятностью 0,95 составляет ±@,7—1,9) %.
Погрешность при определении мощности по
частоте вращения якоря электросчетчиков класса
точности 0,5—1,5 при времени отсчета не ниже
30 с и погрешности измерения времени по
секундомеру 0,2 с не превышает ±2,2%.
13.7. ОТБОР ПРОБ ПЫЛИ И ГАЗА
ИЗ ТОПОЧНОЙ КАМЕРЫ КОТЛА
Отбор пробы пыли и газа следует
проводить при наладке и освоении
новых топочных устройств, изучении
новых марок и видов топлива,
получении материала для реконструкции
котла.
Установка приборов. Комплект
приборов и материалов, необходимых
для проверки аэродинамики факела
и процессов горения пыли в топке,
определяется конструкцией котла,
топочно-горелочных устройств,
целями и задачами работ.
В практике испытаний для отбора
пробы пыли и газа из топки
применяют различные конструкции трубок
(ОРГРЭС, ВТИ, ЦКТИ, ВНИИМТ,
МЭИ и др.). Они отличаются
оформлением отборного окна, подводом
инертных газов для предотвращения
дожигания пробы в трубке и т. д.
Примером одного из таких
пробоотборников является трубка
конструкции ОРГРЭС (рис. 13.12). Эта
трубка имеет общий охлаждаемый
водой металлический чехол, в
который заключены четыре трубки: две
из них предназначены для
раздельного отсоса газа и пыли, другие две —
для измерения статических давлений
в топке и в отсосном конце отборной
трубки для пыли. При установке про-
боотборной трубки без монорельса
должны быть предусмотрены
съемные транспортиры (рис. 13.13) с
отвесами для определения угла
установки отсасывающего конца пробо-
отборной трубки. Трубка для отбора
пыли рассчитана на отбор проб на
расстоянии от 0 до 5 м от стены
топочной камеры. В связи с тем что
масса трубки может быть довольно
значительной, подъем и перемещение
трубок требуют применения
грузоподъемных устройств (монорельс,
тележка и т. п.) и организации
специальных площадок.
Пример характеристики режима
работы трубки длиной 5 м:
Температура охлаждающей воды
при входе в трубку, °С 30
То же на выходе из трубки, °С . . .70
Расход воды через трубку, м3/ч 6,94
Скорость воды в трубке, м/с . . . До 2,0
Необходимое давление воды, МПа 0,5
Отношение между сечениями
отсосного конца и самой трубки . . . .7,6
Отношение между скоростями газа
в отсосном конце и в трубке при
температуре 1700 °С 0,78
Количество отсасываемой пробы
пыли, г/мин 0,33—2,0
I Выход воды
Рис. 13.12. Трубка для отбора проб
пыли и газа из топки
• Вход Воды
327
Количество газов, отсасываемых
вместе с пылью, дм3/мин .... 20—40
Динамическое давление аэропыли
в топке, Па 2—10
Из топки пробу (рис. 13.14)
охлаждаемой отсосной трубкой /
направляют в три последовательно
соединенные склянки; основная масса
пыли оседает в первой склянке 12
(циклоне) и небольшая часть — во
второй. Третья склянка 9 с
термометром 8 и трубочкой,
присоединенной к U-образному манометру 10,
погружена в сосуд с холодной водой
(или со льдом). Здесь
конденсируется часть влаги из топочных газов
и оседает оставшаяся пыль (в
большинстве случаев ее можно не
принимать во внимание при подсчетах и
последующих определениях).
Пройдя третью склянку, обеспыленный
газ, но еще насыщенный водяными
парами, проходит реометр 7, шланг
Нс зажимом 6 и удаляется наружу
паровым эжектором 5. Этим
эжектором отсасываются также (по
отдельной трубке 13) и продукты горения
для анализа. Газ направляется в
газоанализатор 3 и после определения
RO2 и Ог собирается в пипетку Коро 4
для последующего определения
продуктов химической неполноты
сгорания. Микроманометр 2 служит для
обеспечения изокинетичности отбора.
Рис. 13.13. Транспортир с отвесом для
определения угла установки отсосного конца про-
боотборной трубки
328
Рис. 13.14. Принципиальная схема установки
для отбора и анализа проб пыли и газа
Выбор точек измерений. Точки для
отбора проб пыли и газа выбирают
в соответствии с поставленными
общими целями испытаний и с учетом
особенностей конструкции топочной
камеры. При испытаниях топки, не
имеющей резко выраженных
недостатков, пробы следует отбирать в
плоскости, перпендикулярной
горизонтальным осям горелок на их
уровне, в двух-трех вертикальных
плоскостях (на равных расстояниях между
ними), проходящих через оси
горелок, между двумя соседними
горелками и с краю горелки, ближайшей
к стене топки. Применительно к
конструкции котла с круглыми
горелками требуется, например, лючки
располагать в сечении основных
горелок на расстоянии 0,25D; 0,55D;
2,25£> и 4,25D от устья горелки (D —
диаметр амбразуры горелки). В
каждой плоскости надлежит
исследовать от 18 до 22 точек для котлов
паропроизводительностью выше 420
т/ч. В соответствии с назначением
исследования на чертежах разрезов
топки предварительно намечают
точки для отбора проб и дают эскиз
разводки экранных труб. Отверстия в
обмуровке топки (диаметром 75—
100 мм) пробивают с учетом местных
условий и удобства переноски
трубок. Во избежание присосов воздуха
в эти отверстия устанавливают
уплотняемые штуцера, закрываемые
с внешней стороны топки крышками.
Координаты выполненных отверстий
тщательно измеряют и наносят на
эскизе развертки топки.
Проведение измерений. Перед
началом отбора проб пыли и газа все
приборы должны быть приготовлены
и тщательно проверены. Особенно
это относится к проверке на
плотность применяемых для испытания
отсосной и резиновых трубок, а
также соединений в склянках. Отсосную
трубку проверяют опрессовкой водой
под давлением не ниже 0,6 МПа. На
отсосной трубке предварительно
целесообразно сделать отметки,
указывающие, на какую глубину в топку
вдвинута трубка. Перед установкой
трубки в топку необходимо
полностью открыть охлаждающую воду.
После установки отсосного конца
трубки в намеченную точку в топке
на наружном конце трубки
закрепляют транспортир (см. рис. 13.13) и
к трубке присоединяют
микроманометр (по схеме рис. 13.14).
Для измерения динамического
давления аэропыли и для поворота
отсосного конца отборной трубки / на
надлежащий угол необходимо
закрыть пылевой конец отсосной
трубки резиновой пробкой или винтовым
зажимом на резиновой трубке,
присоединяемой к пылевому концу
отсосной трубки. Надлежащий угол
установки отсосного конца определяют
максимальным динамическим
давлением, отсчитываемым по среднему
арифметическому показателю
колеблющегося столбика у
микроманометра. Отклонение отсосного конца
трубки на угол до ±5—10° от
правильного положения почти" не
отражается на показаниях
микроманометра, но для подсчета надлежащего
угла следует сделать ряд измерений,
превышающих ±10°.
Окончательный угол установки и динамическое
давление записывают в журнал
наблюдений. Затем приступают к
регулировке расхода охлаждающей воды,
исходя из поддержания температуры
60—70 °С на выходе из трубки. При
температуре ниже 60 °С начинается
конденсация паров в пылевой
трубке, забивание ее увлажненной пылью
и прекращение отсоса пыли. При
высоких температурах возможно
парообразование в трубке,
сопровождаемое гидравлическими ударами, и
быстрое отложение в ней накипи.
Склянку для осаждения пыли и
газоанализатор следует помещать ниже
отсосной трубки; резиновые трубки,
соединяющие приборы с отсосной
трубкой, следует располагать таким
образом, чтобы сконденсированная
влага свободно стекала в склянки
осаждения пыли или в U-образный
фильтр газоанализатора.
Микроманометр целесообразно устанавливать
сверху отсосной трубки, и трубка от
микроманометра должна
обеспечивать сток случайно попавшей в нее
жидкости в отсосную трубку. Перед
началом отбора пробы склянки для
осаждения пыли и реометр
соединяют с эжектором.
После окончания установки
приборов отбор пыли начинают
надеванием резиновой трубки на первую
склянку для отделения пыли.
Микроманометр устанавливают на нуль
(или условный нуль) и записывают
время начала отбора z, показания
реометра Д/гр, температуру газа
перед реометром t'v и показания U-об-
разного манометра sp; показания
записывают через каждые 2—5 мин.
Наблюдения за стабильностью нуля
микроманометра и соответствующую
регулировку разрежения производят
непрерывно в течение всего периода
отбора пробы пыли. Непрерывно
ведут также анализ газа
газоанализатором; остаток газа после
определения R02 и (RO2 + O2) собирают
в пипетку Коро. Отбор проб пыли
прекращают с накоплением ее от 5
до 10 г (по глазомерной оценке
содержимого в склянке). В отдельных
случаях, при отборе проб в слабо-
запыленных участках топки, можно
ограничиться меньшим количеством
пробы и длительность отбора в одной
точке должна быть не менее 0,5—1 ч
(в зависимости от задач испытания
и производственных условий).
329
Отсосную трубку перед
перестановкой ее в новую точку следует
тщательно очистить от пыли (проволокой
диаметром 5 мм и сжатым
воздухом). При отборе проб пыли и газа
из топки во время балансовых
испытаний котла необходимо
дополнительно измерять (через каждые 20—
30 мин) температуру в топке /т
оптическим пирометром (через все
отверстия в топке, не занятые трубками
для отбора проб).
В стадионной лаборатории
проводят определение:
массы сухой отобранной пыли zGn
(z — время отбора пробы пыли, мин;
Gn — скорость осаждения
отобранной пробы пыли, г/мин) и ее
влажности Wt\
массы сконденсированной в
склянке влаги zWK\
просевок пыли на ситах с
размерами ячеек 90 и 200 мкм;
содержания в пробах пыли золы Ad
и водорода Н? для топлив с выходом
летучих выше 10 %.
Желательно также получить
фотограммы микроскопической структуры
пыли.
Обработка результатов измерений.
Журналы наблюдений, относящиеся к отборам
проб пыли и газа из топки, для каждой точки
имеют следующий ряд периодических
записей: DK, Гт, R02, R02 + 02, /р, Д/*р, si По этим
измерениям подсчитывают средние
арифметические значения. Количество газа,
протекающего через реометр, дм3/мин,
Ур = У™рл/рр/рп
A3.32)
где Утар, ртар — соответственно расход,
дм3/мин, и плотность, кг/м3, газа при
тарировке реометра; рр — плотность газа,
протекающего через реометр, кг/м3.
Плотность влажных газов отсосанных из
топки [приведенных к 0 °С и 101,325 кПа
G60 мм рт. ст.)], кг/м3,
От
O.OOlKpPpU^K
/__ VT _ V,VJVJlVpi>pWK A3 33)
Р° Vr 0,001 КрУрвл+иГк/0,804 '
где WK = zWK/(z2 — Z\) — количество
сконденсированной влаги (перед реометром), кг/мин;
рвл — плотность влажных продуктов горения,
кг/м3.
Объем продуктов горения отсосанных из
топки и приведенных к 0 °С и 101,325 кПа,
дм3/мин,
1Л0==кррр/рвл + ^к/804. A3.34)
Запыленность газового потока, г/м3,
#5 = 0,001 Gn/П. A3.35)
Объем отсосанных продуктов горения в
рабочих условиях, дм3/мин,
(Д±»J73 {{ЗЩ
1013250
где В — атмосферное давление, кПа; sT —
разрежение в топке (газоходе), кПа; Ф—
температура продуктов горения в топке
(газоходе) в месте отбора пробы, °С.
Скорость газового потока
аэропыли в топке, м/с,
юа = 1/т/(/.60), A3.37)
где / — площадь сечения отсосного
конца трубы, ем2, или по
замеренному динамическому давлению
wa = b^JKhJ^T. A3.38)
Значение b принимают по § 8.8.
Время пребывания аэропыли в
топке, с,
z = L/waj A3.39)
где L — длина факела в топке, м.
Результаты подсчетов удобно
изобразить в виде диаграмм, что дает
наглядное представление о
процессах, происходящих в топке. На схеме
топки векторами в масштабе
показывают значение и направление
скорости у каждой точки измерений. На
этих же схемах в зависимости от
поставленных задач чертят линии
равных масс проб пыли за единицу
времени отбора, зольностей Alt или
содержаний горючих в пробах пыли,
запыленностей топочного газа, коли-
WH
Ч/дйН
Ш(Н1
5 10 15 20 25
Путь (ран ела 6 топ не, м
Рис. J3.15. Характеристики сгорания пыли по
ходу факела
330
честв золы в пробах, пыли,
произведений массы пробы за единицу
времени отбора на зольность GnAcn. На
другой такой же схеме показывают .
линии равных температур, избытков
воздуха и неполноты горения. Далее
строят результирующие кривые
(рис. 13.15), например, 0Т, А1\ ат
в зависимости от развернутого пути
факела, и кривые, связывающие три
плоскости измерения и разные
условия проведения опытов. Следует
попытаться показать скорости горения
в зависимости от /?9о, #т и др.
Полученные результаты анализируют.
13.8. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАДАЮЩИХ
ЛОКАЛЬНЫХ ТЕПЛОВЫХ
ПОТОКОВ В ТОПКЕ
Для измерения лучистых тепловых
потоков применяют термозонды
торцевого типа двустороннего действия
конструкции ВНИИТ, ВТИ, НПО
ЦКТИ, ВНИИМТ [132] или
тепломеры конструкции ВТИ, ВТИ (Сиб-
ВТИ), Таллинского
политехнического института. В практике
наладочных работ наибольшее
распространение получили двусторонние
торцевые термозонды конструкции
ВНИИТ (рис. 13.16). Основными
элементами термозонда являются
водоохлаждаемая головка 2 с
вмонтированными в нее цилиндрическими
теплоприемниками (диаметром 14,5
и высотой 6 мм) из стали 1Х18Н9Т
и две стальные трубы (штанги)
длиной 4,5—5 м, подводящие и
отводящие охлаждающий агент (воду,
воздух) из головки термозонда. В центре
каждого теплоприемника на
расстоянии 1 —1,7 мм от наружной
поверхности основания стального
цилиндра зачеканивают или вваривают
хромель-алюмелевые
термоэлектроды (диаметром 0,15—0,2 мм),
образующие дефференциальный ПТ. До
применения термозондов они должны
быть протарированы на
необходимый (возможный) диапазон
измерений в специализированной
организации (НПО ЦКТИ, ВНИИМТ).
Количество и расположение
лючков для размещения термозондов
зависят от типа топки, паропроизво-
дительности котла, расположения,
количества и типа горелок. Жела:
тельно использовать при этом все
имеющиеся лючки в стенах топки.
Применение термозондов ВНИИТ
ограничено котлами* средней
мощности. На крупных котлах паропроиз-
водительностью более 278 кг/с A000
т/ч) требуется на стадии подготовки
к испытаниям предусмотреть
специальные лючки для ввода
термозондов и подвод охлаждающего их
1±F
Рис. 13.16. Термозонд ВНИИТ двустороннего действия:
/ — корпус; 2 — водоохлаждаемая головка; 3 — датчик; 4 — термоприемники с дифференциальными
ПТ; 5, 6 — подводящий и отводящий патрубки охлаждающей воды (держатели зонда)
331
агента. Показания зондов выводятся
на регистрирующие вторичные
приборы КСП-4.
Термозонд конструкции ВНИИТ
имеет два теплоприемника с
относительным расположением рабочих
поверхностей в противоположных
направлениях, что позволяет
одновременно измерять падающие
лучистые тепловые потоки от факела qn
и лучистые потоки, отражаемые
(обратные) экранированными
поверхностями, q0T. Разность этих потоков
составит действительное поглощение
теплоты экранной поверхностью
топки:
q* = qn — <7от. A3.40)
При испытаниях обычно
представляют интерес не средние значения
qn и <7от, а наибольшие местные
значения, определяемые по эпюре
распределения потоков, зависящих от
конструкции топки, расположения
горелок (U- или L-образный факел,
подовое расположение горелок и др.)
и расположения ядра факела.
Коэффициент тепловой эффективности
топочной лучевоспринимающей
поверхности
V = W?n. A3.41)
Коэффициенты неравномерности
распределения тепловых потоков по
высоте (ширине) экрана, смежных
поверхностей нагрева
К\ =<7мин/<7сР; K2 = qMaKc/Qcp\
Кз = <7мин/*7макс, ( 1 3.42)
где qc? определяют делением
полученной суммы тепловых потоков
(планиметрированием эпюр потоков) на
площадь экрана (экранов),
воспринимающего поток от факела.
Измерения локальных падающих
потоков необходимо выполнять при
нагрузках котла DH0M и 0,85DHOM при
включенном и отключенном
дымососе рециркуляции. Тепловой поток,
воспринимаемый наружной
поверхностью теплоприемников
термозонда, определяют по значению термо-
ЭДС его ПТ. Эту зависимость
находят на стадии тарировки
термозонда.
Для предупреждения
погрешностей измерение падающих локальных
потоков следует осуществлять
одновременно двумя термозондами. По
результатам измерений строят
эпюры распределения падающих
потоков по высоте и ширине топки
(зависимость значений потоков от
геометрических размеров).
Термозонд вводят в топку через
лючки и устанавливают в различных
точках по ширине и высоте экрана с
помощью штанги прибора или
дополнительного роликового
устройства. Термозонд вводят в топку
постепенно для того, чтобы убедиться
в достаточном охлаждении его
водой (воздухом). При нагреве
охлаждающей зонд воды выше 70 °С
пользоваться термозондом не следует во
избежание повреждения головки
зонда.
Рис. 13.17. Устройство для отбора мелкодисперсного углерода:
/ — сменный наконечник для отбора продуктов горения; 2 — асбестовый фильтр; 3 — опорная решетка,
4 — СУ реометра; 5 — штуцера для измерения перепада давления на реометре; 6 — отсос продуктов
горения
332
13.9. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРИ
ТЕПЛОТЫ С МЕХАНИЧЕСКИМ
НЕДОЖОГОМ ПРИ СЖИГАНИИ
МАЗУТА
Сущность методики определения ц\ при
сжигании мазута [54] сводится к пропуску
известного объема отбираемых продуктов
сгорания топлива через пробоотборное
устройство (рис. 13.17) с фильтрующим слоем
предварительно прокаленного асбестового
фильтра 2, на котором происходит
отложение мелкодисперсного углерода. При этом
диаметр сменного наконечника / и расход
отбираемых продуктов сгорания выбирают
из условий обеспечения изокинетичности
отбора. Далее фильтр 2 переносят в
специальную установку [54], в которой в течение 30 мин
Глава четырнадцатая
Обработку материалов испытаний,
выполненных по I классу точности,
ведут по методу, принятому в [8, 25],
при испытаниях по II классу
точности — по методу приведенных
характеристик топлива [133] на основе его
технического состава (Wt% Ar, S£, Qfy
Vdaf). Второй метод позволяет с
достаточной точностью использовать
результаты обработки и для анализа
технико-экономических показателей,
принятых в электроэнергетике.
Применение автоматизированной
системы измерений накладывает
некоторые особенности на первичную
обработку материалов испытаний
по сравнению с испытаниями,
проведенными с помощью переносных
приборов прямого действия, что
вызвано применением первичных
преобразователей с унифицированным
токовым сигналом, а также с
использованием многоканальных
регистрирующих устройств.
при 600—700 °С сжигают находящийся на
фильтре углерод; количество углерода
определяют по образовавшемуся при этом С02
путем поглощения его раствором едкого
бария. Значение q\ подсчитывают по формуле
£ J^l A3.43)
4 106 VQ!
где g — количество углерода *в пробе, мг;
Vgo — объем продуктов горения,
приходящихся на 1 кг сожженного топлива, приведенный
к нормальным условиям, м3/кг; V — объем
отсосанных продуктов горения, м3; Qyc =
= 32 804 кДж/кг — теплота сгорания
горючих веществ в очаговых остатках; Qf —
теплота сгорания топлива, кДж/кг.
Чувствительность настоящего метода при
g = 0,l мг и V=\0 дм3 составляет 0,01 %.
14.1. ПОДГОТОВКА МАТЕРИАЛОВ
ИСПЫТАНИЙ К ОБРАБОТКЕ
Различают две стадии обработки
материалов испытаний:
предварительную, проводимую в ходе или
сразу же по окончании испытаний, и
окончательную, осуществляемую
после завершения их. Предварительная
обработка дает возможность
оценить выполненные режимы (опыты)
с точки зрения соблюдения условий,
определяющих правильное их
проведение, и принять решение о
возможности зачета этих режимов или
необходимости их повторения [134].
В предварительную обработку
входят:
отбор материалов, которые в
достаточной степени характеризуют
работу оборудования и режимы
испытаний;
обработка отобранных материалов
(подсчеты, выборочная расшифров-
ОБРАБОТКА МАТЕРИАЛОВ ИСПЫТАНИЙ
333
ка записей изменения параметров
во времени, учет масштабов и
внесение поправок, составление таблиц,
построение графиков, установление
необходимых зависимостей и пр.).
Предварительную обработку
результатов испытаний следует проводить,
пользуясь упрощенными методами
расчета или эмпирическими
зависимостями.
Окончательная обработка
заключается в следующем:
отбор материалов измерений,
подлежащих обработке и анализу;
расшифровка всех диаграмм
самопишущих СИ с учетом масштабов
и поправок;
установление средних значений
измеренных величин за опыт;
составление тепловых балансов
котла и определение его основных
теплотехнических характеристик;
составление таблиц с
результатами расшифровки записей по
времени и результатами периодических
измерений, построение графиков;
анализ погрешностей измерений и
обработки.
При обработке материалов
испытаний необходимо руководствоваться
соотношениями между единицами
МКГСС, а также тепловыми
единицами, основанными на калории, и
единицами СИ:
Обозначение единицы Значение в единицах
СИ
1 мм вод. ст. = 1 кгс/м2 9,80665 Па
1 мм рт. ст 133,322 Па
1 кгс/см2=10 м вод. ст. 98,0665 кПа
1 ккал/кг 4,1868 кДж/кг
1 ккал/(кг-°С) .... 4,1868 кДж/(кг-К)
1 ккал/(м2.ч.°С) . . . 1,163 Вт/(м2-К)
1 ккал/(м2.°С) . . . .1,163 Вт/(м-К)
14.2. СОСТАВЛЕНИЕ
ХАРАКТЕРИСТИК ОПЫТОВ
Перед предварительной
обработкой все материалы испытаний
(журналы наблюдений, диаграммы и
ленты приборов автоматической
регистрации) приводят в определенный
порядок: нумеруют по принятой
системе, группируют по режимам,
увязывают с записями в журнале общих
наблюдений во времени. Затем их
тщательно просматривают с точки
зрения полноты, достоверности и
возможности обработки.
Устанавливают предварительные границы
каждого режима.
"Не подлежат обработке материалы
опытов, являющихся
неудовлетворительными по каким-либо причинам
(опыты с нарушением режима
вследствие сильных колебаний нагрузки,
имеющие перерывы или упущения
в измерении ответственных величин,
опыты, сопровождающиеся
большими утечками воды или потерей
пара, и т. д.).
Перед подсчетом средних
значений величин необходимо составить
характеристики опытов, имеющие
целью определить размер колебаний
за время опыта отдельных наиболее
характерных и существенных
параметров: паропроизводительности,
давления пара в котле (барабане),
температуры питательной воды,
давления и температуры перегретого
пара (свежего и промежуточного),
расхода топлива (жидкого или
газообразного) на котел, содержание Ог
или С02 в продуктах сгорания,
разрежения и температуры по
газоходам, тонкости пыли, давления
топлива после регулирующего клапана,
давления воздуха за
воздухоподогревателем и перед горелками. Пределы
колебаний параметров режима от
среднего значения за опыт, %,
определяют по формулам
„макс " ч
умакс= . Х 10Q; I
| A4.1)
X )
где амакс, амин — соответственно
максимальное и минимальное_значение
величины в период опыта; х —
среднее арифметическое значение
измеренной за опыт величины.
Если колебания указанных
параметров превышают приведенные в
табл. 2.1 значения, опыт разбивают
на периоды длительностью не менее
334
2 ч, в течение которых соблюдается
требуемая устойчивость режима.
На основании журнала общих
наблюдений (см. табл. 2.8) и
сопоставления колебаний основных
измеренных в опыте величин с данными табл.
2.1 окончательно устанавливают
пределы (время начала и конца)
опытов, подлежащих обработке. Явно
неверные (ошибочные) записи в
журналах наблюдений зачеркивает
руководитель испытаний и исключает из
подсчетов средних значений. Если
в журналы наблюдений во время
опытов были внесены исправления,
то их учитывают лишь при наличии
соответствующего примечания. Если
число характерных параметров,
имеющих недопустимые отклонения,
больше 20 %, то их считают
недействительными и не обрабатывают.
Годными к обработке считаются
показания, зарегистрированные на
диаграммах электронных
самопишущих приборов или на магнитных или
перфорированных лентах
многоканальных регистрирующих устройств
или в журналах наблюдений,
которые во время регистрации находятся
в подлежащих обработке пределах
опыта.
Из числа подлежащих обработке
материалов испытаний исключают
ошибочные измерения — промахи
(см. § 14.11) или измерения,
которые вызывают сомнения. При
решении вопроса об исключении резко
отличающихся результатов
измерения или сохранении их для
дальнейшей обработки необходимо
проанализировать условия, в которых
получаются указанные результаты,
или проверить, не является ли это
отклонение следствием
статистического разброса (см. § 14.11). Для
нахождения грубой погрешности —
промаха по каждой измеренной
величине в опыте — необходимо
провести следующее.
1. Определить (для надежности
дважды) среднее арифметическое
значение ряда измерений,
признанных годными к обработке.
2. Выявить ошибочные
измерения — промахи в соответствии с
[135, 136], для чего подсчитать
критерии Vmbkc и Vmhh для отдельных
измерений (наблюдений),
вызывающих сомнение в достоверности, и
сравнить их с предельным значением
v' критерия:
для отдельных наибольших
измеренных значений
vMaKc= ,-—-- : A4.2)
1=1
для отдельных наименьших
измеренных значений
vMhh= гт=^- , (Н.З)
v!'i>-«.J
1 = 1
где айакс, аТн — наибольшее и
наименьшее значение измеренной
величины в серии из п измерений; х—
среднее арифметическое значение
измеренной величины.
Максимально возможные
значения критерия v' в зависимости от
числа измерений п при заданной
доверительной вероятности Р' = 0,95,
вполне достаточной для режимно-
наладочных и балансовых
испытаний, следующие:
п
4
6
8
10
12
14
1,69 2,00 2,17 2,29 2,39 2,46
п
16
18
20
25
30
50
2,52 2,58 2,62 2,72 2,79 2,99
Если критерий vMaKc, подсчитанный
для резко выделяющегося измерения,
окажется больше определенного
значения v', то данное измерение можно
считать промахом и его следует
исключить из подсчетов среднего
значения. Наоборот, если vMaKc
(vMhh) меньше v', то резко
выделяющееся измерение является
следствием статистического разброса и его
оставляют для подсчета средних
значений.
335
3. Определить погрешность
результата прямых измерений.
После исключения промахов и
определения х и погрешности
отдельных измерений Да, определяют
среднюю квадратическую погрешность:
L^ п (л —
(п-\)
A4.4)
Погрешность прямых измерений
равна:
Aa = tsAS, A4.5)
где ts = f(P\ n) — коэффициент
распределения Стьюдента, который
находят по данным числа измерений
при заданной вероятности Р/ = 0,95:
п
ts
п
2
12,70
8
3
4,3
9
4
3,18
10
5
2,78
20
6
2,54
30
7
2,45
оо
ts 2,36 2,31 2,26 2,09 2,04 1,96
Если погрешность окажется
сравнимой с погрешностью прибора, то в
качестве погрешности прямых
измерений следует принять величину
Aa=V^AS2+(/s°°/3)^, A4.6)
где fa — погрешность прибора; tg=
= ts при n= oo.
Окончательный результат
записывают в виде
а = х±Аа. A4.7)
Относительная погрешность
прямых измерений, %,
£=^-100.
A4.8)
Расчет выявления грубых погрешностей
(промахов) в соответствии с [135] и
оценка погрешностей измерений приведены в
табл. 14.1 на примере результатов анализа
продуктов горения топлива (для уменьшения
объема примера в нем вместо 15
измерений приведены 7).
Проверяют седьмое и четвертое
измерения первого приближения примера:
11,7—10,6
= 2,1;
10,6-10,1 nQR
Vmhh= г—-—=0,95.
У"! .92/7
При п = 7 по прямой экстраполяции
v' = 2,09. Таким образом, vMaKc> v'> vM„H.
Следовательно, седьмое измерение является
промахом, четвертое находится в пределах
статистического разброса.
Проверяют пятое и четвертое измерения
второго приближения примера.
Среднее значение R02 = 62,5 : 6= 10,4;
11,0-10,4 ...
^макс= , —=2,05;
10,4-10,1 lno
vMHH= —r-^—=1,03.
VO.51/6
При я = 6 из приведенных выше данных
видно, что v' = 2. Таким образом, vMaKc>
> v'> vMHH. Следовательно, пятое измерение
также является промахом. Поскольку резко
отличающихся записей больше нет,
дальнейшая проверка не требуется.
Для оценки погрешности измерений
находим ДS = V0,1/5E-— 1) =0,07, чему при
я = 5 соответствует коэффициент
распределения Стьюдента /s = 2,78.
Абсолютная погрешность A(R02)=2,78X
X 0,07 = 0,195. Так как это значение
соизмеримо с погрешностью газоанализатора,
следует применить формулу A4.6):
A (R02) =V2,78r.0,07^-f ХГ,"96/Зр б,22 =0,234.
Таким образом, в данном опыте
содержится трехатомных газов в продуктах
горения
R02= 10,3 ±0,234.
Относительная погрешность измерения
0,234
1=-
10,3
100«2%.
После исключения ошибок,
разбивки опыта на периоды (если это
необходимо) и уточнения общей его
длительности приступают к подсчету
средних значений по диаграммам
самопишущих приборов и журналам
наблюдений. Все подсчеты средних
значений и для составления
характеристик опытов необходимо
проводить 2 раза и двумя разными лицами.
В случае несовпадения полученных
результатов проводят третий,
контрольный подсчет. Средние значения
следует подсчитывать с точностью,
на один знак большей точности
отсчетов. Подсчитанные средние
значения вносят в специальную тетрадь
336
Таблица 14.1. Опытные и расчетные показатели по газовому анализу продуктов горения для
выявления промахов измерений
Приближение
Первое
Второе
Третье
Измерение
1
2
3
4
5
6
7
Сумма
Среднее значение
1
2
3
4
5
6
Сумма
Среднее значение
1
2
3
4
5
Сумма
Среднее значение
(R02),
10,4
10,2
10,3
10,1
11,0
10,5
11J
74,2^
10,6
10,4
10,2
10,3
10,1
11,0
10,5
62,5
10,4
10,4
10,2
10,3
10,1
10,5
51,5
10,3
(R02),-R02
-0,2
-0,4
-0,3
-0,5
+ 0,4
-0,1
+ 1,1
0
—
0
-0,2
-0,1
-0,3
+ 0,6
+ 0,1
+ 0,1
—
+ 0,1
-0,1
0
-0,2
+ 0,2
0
—
[(R02),-R02]2
0,04
0,16
0,09
0,25
0,16
0,01
1,21
1,92
—
0
0,04
0,01
0,09
0,36
0,01
0,51
—
0,01
0,01
0
0,04
0,04
0,10
—
с расположением их согласно
нумерации журналов наблюдений.
При обработке диаграмм
самопишущих приборов, определяют и
записывают их площадь, длину и
среднюю ординату. Обработку диаграмм
самопищущих приборов начинают с
выбора начала отсчета времени и
разметки диаграмм по времени. Как
известно, масштаб времени
регистрации параметров электронными
автоматическими приборами
устанавливается по скорости прот'яжки
диаграммных лент, которая на
различных приборах не всегда
одинакова. Поэтому разметку времени
необходимо проводить с учетом
предварительно установленной для
каждого прибора поправки.
Разметка времени заключается в
нанесении параллельных линий по всей
ширине диаграммы через интервалы,
которые выбирают в зависимости от
скорости протяжки ленты и
характера изменения записанных
параметров.
При обработке диаграмм
нестационарных режимов разметку
времени следует проводить в интервале,
превышающем длительность опыта.
Это дает возможность провести
обработку установившегося режима до и
после опытов.
Диаграммы самопишущих
приборов (одно- и многоточечных) можно
обрабатывать при помощи
планиметра или методом ординат. Площади
ленточных диаграмм удобно
измерять линейным планиметром. При
обработке длинной ленточной
диаграммы во избежание больших
погрешностей измерения ее необходимо
разбить на три-четыре части и
площадь каждой из них определять
отдельно. Полярный планиметр
следует применять только для
определения площадей небольших
диаграмм.
Радиальные планиметры бывают двух
видов: пропорциональные (ПП-Б) и
корневые (ПК-В), различающиеся лишь формой
прорези в пластине (остове) для центра
вращения диаграммы. Пропорциональный
планиметр служит для определения суммарных
или средних значений записей на дисковых
диаграммах с равномерной шкалой, а
корневой — с квадратичной шкалой.
337
Погрешность измерения площадей
планиметром составляет ч= @,2—
0,5) %. Для повышения точности
измерения планиметр следует
периодически поверять при помощи
контрольной линейки или путем
планиметрирования правильных
геометрических фигур (прямоугольника,
круга и т. п.).
При обработке диаграммы
методом ординат ее длину делят на
возможно большее число участков (не
менее 10) и на границе каждого из
них измеряют ординату (линейкой
с точностью до 0,1 мм). Среднюю
ординату диаграммы определяют как
среднее арифметическое.из ряда
измерений. Для нахождения числа
ординат (участков) на одной из
типичных диаграмм измеряют
произвольное число пробных ординат (до 25 и
более в зависимости от степени
равномерности записи показаний) и
подсчитывают среднее
арифметическое значение, а также отклонения
этих ординат от среднего значения.
Необходимое число ординат для
получения заданной точности
обработки диаграммы
п
-,— 1 ПЛ Q\
где £6/2 = 6? + 6i + 6§+... + 62-
сумма квадратов отклонений
пробных ординат от среднего
арифметического значения, мм; \х — среднее
арифметическое значение пробных
ординат, полученное при обработке
стандартной диаграммы, мм; т\ —
заданная относительная погрешность
среднего арифметического значения
измеряемой величины, обычно
принимаемая равной 0,5%; г\ — число
пробных ординат (определяют
подбором до получения z = z\).
Различают два вида записей на
диаграммах электронных
автоматических приборов — непрерывную и
дискретную (прерывистую).
Обработка дискретных записей
заключается в соединении точек,
соответствующих одному параметру,
непрерывной кривой (для наглядности
рекомендуется различные кривые
наносить карандашами или тушью
разного цвета) и последующей
расшифровке записей (перевод
графической регистрации в-цифровую
форму). При построении кривой
изменения параметра по дискретной
записи нельзя допускать пропуска
отдельных точек, поскольку при
значительных и быстрых изменениях
регистрируемого параметра
возможно искажение действительнй
картины.
К подсчитанным средним
значениям вводят поправки:
на неточность прибора по
свидетельству его поверки Ai;
на установку прибора Аг: для
пружинных и жидкостных
манометров — на столб воды или воздуха
в соединительной трубке от места
отбора импульса до прибора; для
ртутных термометров — на столбик
ртути, выступающий из гильзы;
для ПТ — на температуру свободных
концов;
на неравномерность потока Д3,
движущегося по сечению, в котором
устанавливались приборы,— на
основании тарировок.
Результаты подсчетов средних
значений удобнее всего помещать в
сводные таблицы (табл. 14.2—14.4).
Для нахождения влияния
отдельных факторов на работу котла строят
графики основных зависимостей.
Различают два вида графиков. Один
из них связывает изменения той
или иной величины со временем.
Обычно такие графики строят при
снятии динамических характеристик,
испытаниях котлов в режимах
растопки или расхолаживания, а также
для выявления степени стабильности
или самовыравнивания процесса.
Другой вид графиков — изменение
каких-либо величин в зависимости
от изменения какого-либо одного
параметра. Дл^ построения этих
графиков требуется соблюдение
постоянства всех параметров, кроме
испытываемого. Если, например, строят
зависимость потери теплоты с уходя-
338
Сводная таблица
средних значений результатов анализа газов
Последовательность
подсчета
Обозначение
Левая
сторона,
журнал
Номер и дата опыта
(RCWn, %
Правая
сторона,
журнал
№
Среднее
значение
(R02)Sr„., %
Левая
сторона,
журнал
№
Правая
сторона,
журнал
№
Среднее
значение
Сводная таблица
средних значений температуры газов и воздуха
В топке
Газов за
вателем
Газов за
гревателем
Температура, °С
пароперегре-
воздухоподо-
Точка № 1
Точка № 2
Точка № 3
Точка № 4
Точка № 5
и т. д.
Номер ПТ
Видимая /пп,
Видимая /пп,
At зажимов,
мВ
°С
°С
Действительная tnn>
Номер ПТ
Видимая /ВПд, мВ
Видимая /ВПд, °С ,
Д/ зажимов,
°С
Действительная /впд,
°С
°С
Номер и дата опыта
Левая
сторона
Правая
сторона
Среднее
значение
и т. д.
Таблица 14.2. Испытание котельной установки
Сумма цифр 2а<
Число отсчетов п
Среднее значение ~х
Поправка на тариров- Д3а
ку
Истинное значение *±Д3а
и т. д.
Таблица 14.3. Испытание котельной установки
щими газами или с химической
неполнотой сгорания от избытка
воздуха, то для нее используют опыты,
в которых все другие параметры
(£>пп, #90, UPm, tn в и т. д.) были
постоянными. В действительности же
все они могут колебаться из-за
невозможности точного поддержания
постоянства режима работы в
пределах, допускаемых нормами.
Полученные значения величин
рекомендуется изображать условными
точками, присваиваемыми каждому
опыту.
Проведение кривой по опытным
точкам требует от исполнителя
представления о происходящих
физических процессах и о влиянии тех
или иных условий на изменение
измеряемой величины. Вследствие
неизбежных погрешностей измерений
и колебаний режима некоторые точ-
339
Таблица 14.4. Испытание котельной установки
Сводная таблица
средних значений разрежений и давлений
Показатель
Разрежение, Па:
внизу топки
вверху топки
перед пароперегревателем
за пароперегревателем
за водяным экономайзером
за воздухоподогревателем
перед и за золоуловителем
перед дымососом
Давление, Па:
за дутьевым вентилятором
перед воздухоподогревателем
за воздухоподогревателем
шеред горелками №
перед горелками №
перед горелками №
перед горелками №
Обозначение
s"T
sTB
5пп
0В Э
•эвпд
5зу
si
pU
Рвпд
P'U
Р'>
Pi
Р'з
Pi
Номер и дата опыта
Левая
сторона
Правая
сторона
Средняя
сторона
ки могут оказаться вне кривой;
в этих случаях кривую проводят
по направлению, предопределенному
большинством точек, без учета
случайно выпавших. Правильность
проведения кривой должна
подтверждаться 75 % точек, нанесенных на
графике. При построении графиков
следует избегать небольших
масштабов, при которых кривые
получаются плоскими, и избегать очень
крупных масштабов, приводящих к
большому разбросу опытных точек,
что затрудняет определение
закономерности их расположения.
Построение графиков чаще всего удобно
проводить на миллиметровой бумаге,
причем масштаб значений всех
величин должен быть кратным
миллиметровой сетке E или 10 мм).
14.3. ОБРАБОТКА ДАННЫХ
АНАЛИЗОВ ТОПЛИВА
Твердое или жидкое топливо. При
обработке материалов испытаний все
расчеты проводят по рабочей массе
топлива, устанавливаемой
техническим и элементным анализами проб
сжигаемого топлива (табл. 14.5,
14.6). Применительно к жидкому
топливу используется только понятие о
рабочей и горючей массе. Пересчет
состава топлива, а также выхода
летучих Viaf и теплоты сгорания
(в бомбе и высшей) Qrs из одного
состояния в другое, %, проводят
посредством переводных
множителей Xi — 2, приведенных в табл. 14.7:
У2=Г1^,_2, A4.10)
где Y\ и У2 — содержание любого
элемента, входящего в состав
соответственно исходной и искомой
массы топлива, %. Если в составе
топлива содержится выше 3 %
карбонатов, то множитель пересчета с
горючей на рабочую массу имеет
следующий вид:
*й"=
Ю0-Г?-Л^с-(СО2)'м
; Too
,A4.11)
где (СОг)м — количество СОг,
полученное от разложения карбонатов,
340
Таблица 14.5. Объем и методы определения технического и элементного состава топлива
Показатель технического состава
Wt
По ГОСТ
Ат
По ГОСТ
ydaf
По ГОСТ
Q!
По ГОСТ
Окисленность
углей
По ГОСТ
Показатель элементного состава
С, Н,, N,0
По ГОСТ
S и ее
разновидности
По ГОСТ
С02
карбонатов
По ГОСТ
Таблица 14.6. Допуски при определении технического и элементного состава твердого и
жидкого топлива
AQf,
Мазут
Абсолютный допуск
кДж/кг (ккал/кг)
Уголь
Торф
AWb %
Уголь
Торф
АЛ", %
Уголь и торф
Меньше 10
Больше 10
Относительный допуск
bCdoaf, %
Уголь
Торф
6Н/,"",%
Уголь
Торф
AS?0', %
Уголь
и торф
±147-167 ±167-209 ±251—293 ±0,25 ±1,0—1,5 ±0,3 ±0,5 0,20 0,25 2,0 2 5 ±0,2
(±35 — 40) (±40-50) (±60 — 70)
%; Лис — зольность без учета
сульфатов, образовавшихся при
разложении карбонатов, с поправкой на
сгорание серы колчедана, %.
Полученная таким образом
зольность на рабочую массу, %, равна:
АИС = А [2,5 (ЬА SS0J -f-
+ 0,375SjH m-QW' , A4.12)
где SdA — содержание серы на сухую
массу в лабораторной пробе золы, %;
Sso4> ^5 — содержание
соответственно сульфатной и пиритной серы в
сухой массе топлива, %.
Если не имеется лабораторных
данных о содержании сульфатов,
значение [2,5(SJ[ —Sg04) + 0,375Sg]
принимают условно равным для
эстонских и гдовских сланцев 2, каш-
пирских 4,1, савельевских 3,1, озин-
ских 2,4 %. С изменением
влажности и зольности топлива,
например при выявлении состава топлива
после подсушки, пересчет
элементного состава рабочей массы, %,
проводится по формуле
Y\=Yr
\00-Wrti-A\
юо-и^-лг '
A4.13)
где Yr\ — содержание какого-либо
элемента топлива при влажности
Wrtl и зольности А\, %; У —
содержание этого же элемента в рабочем
составе при Wt и А\ %.
При сжигании смеси двух топлив
элементный состав смеси их рабочей
массы, %, определяют по формуле
YrCM = Y\g+Yr2(\-g), A4.14)
где Y\ — содержание какого-либо
элемента в первом топливе,
входящем в рабочий состав смеси, %;
Yo — содержание такого же
элемента во втором топливе, входящем в
состав смеси, %; g — массовая доля
первого рабочего топлива в смеси.
Порядок обработки результатов
анализа топлива следующий. Если
лабораторией дан полный
элементный анализ топлива, то
необходимо его пересчитать с
аналитической или сухой беззольной
(горючей) массы на рабочую массу по
формуле A4.9). Если в анализах
341
Таблица 14.7. Множитель Х\-2 для пересчета состава топлива (А) и низшей теплоты сгора
А
Б
Состояние топлива
Рабочее (г)
Аналитическое (а)
Сухое (d)
Сухое беззольное (daf)
Органическая масса (о)
Рабочее (г)
Аналитическое (а)
100
рабочее г
1
loo-г;
100- Wa
100-№7
100
100-(№7+Лг)
100
100-(№,г+ЛГ)
100
1
— W,
-^-(Qf+vin-
-yWrt
100-
100-
Пересчет в сое
аналитическое а
\00-Wa
100- Wt
1
100— U^°
100
100-(\Г+Ла)
100
юо-(и?а+лп
100
'-^(Q!+yWrt)-yWa
- Wt
1
100- Wa
Примечание. М — минеральное вещество топлива, %; у — теплота конденсации водяных па
топлива, полученных из лаборатории,
отсутствуют отдельные
составляющие элементного состава 0^, Ndaf и,
реже, Sca/ или из-за трудности
определения азота дается сумма (N +
+ 0)daf, тр необходимо выбрать
значение Nda-f из таблиц характеристик
топлива [25], а содержание
кислорода Odaf, %, определить из разности:
Odaf = 100— (Cfa/ + Hlaf + S dcaf +
+ Ndaf); A4.15)
После каждого пересчета всех
перечисленных элементов необходимо
проверять соответствие суммы
составляющих элементного анализа
100 % и в случае неувязки вносить
соответствующие коррективы.
Следует иметь в виду, что сера в
твердом топливе заключена как в
горючей, так и в минеральной ее части.
Поэтому общее содержание серы в
топливе, %,
S / = о0 ~г Ss + oSq4,
или [ A4.16)
S/ = Sc + oSo4,
где So — органическая сера, %;
Sg — сера в сульфидах топлива
(пиритнай или сульфидная), %;
342
Sso< — сульфатная сера (негорючая
часть серы топлива), %; S£ = S0 +
+ S5 — сера горючая, %.
Лаборатория обычно дает общее
содержание S/ в топливе, тогда как
при расчетах следует принимать
лишь содержание S£, относя
сульфатную серу к балласту. При
небольших содержаниях серы (меньше
1 %) разницей между Srt и Src можно
пренебречь, считая условно всю серу
горючей. При сжигании сернистых
(кизеловских, подмосковных,
читинских, донецких ПЖ и Д) углей и
карбонатных топлив необходимо,
чтобы лаборатория определяла
отдельно все три разновидности серы в
топливе.
Для случая, когда во время
испытания котла сжигалось топливо,
содержащее карбонаты (например,
сланцы, ткварчельский, назаровский
уголь и др.) и из лаборатории
получен анализ этого топлива со
всеми, без исключения, элементами, т. е.
Wt\ Ar\ С?; Ш; SJ; Sf; Nr; (У и
(СОг)м (в виДе карбонатов), следует
ввести поправки в элементы Лг,
С/ и (У на искажение результатов
. анализа, полученное вследствие хи-
ния (Б) из одного состояния в другое
тояние топлива
сухое d
100
100-№7
100
100- W
1
100-Л''
100
ЮО-М''
100
100 {Qi + уЩ
100- Wrt
100 (Q?+yWa)
\00-Wa
сухое беззольное daf
100
100-(№/г+Лг)
100
100- (Wa + Aa)
100
100 —Л''
1
100-М''
100-Л"
100 (Qi±yWi)
\00-(W+Ar)
100 (Q?4-Y^°)
\00-(Wa + Aa)
органическая масса о .
100
\00-(Wrt + Mr)
100
100—(U^ + Af)
100
100-М"
100-Л"
100-М''
1
100 (Qi+Wft
100-(W, + Mr)
\00(Q?+yWa)
100-(№°±Ма)
ров водорода и общей влаги топлива: у = 24,62 кДж/кг E,86 ккал/кг).
A4.17)
мических реакции некоторых
компонентов (SCy карбонатов Са и Mg),
и на появление в продуктах горения
дополнительного количества С02.
Поэтому при подсчетах
характеристик процесса горения (Кд; р;
R02aKC и т. д.) необходимо
пользоваться условным элементным
составом топлива. Его расчет, %,
основан на следующих
соотношениях:
Ж=ЛИСп+(С02)^;
С;с = С?+0,273(СО2)гм;
О^ = Ог + 0,727(СО2)^;
^с=^-(С02)^.
Остальные элементы (Wty H/,
Sc и Nr) не пересчитывают, их
условные значения не изменяются.
Газообразное топливо. Природное
газообразное топливо, как правило,
минеральной пыли не содержит, а
влагосодержание его зависит от
способа обезвоживания. Искусственное
газообразное топливо
характеризуется высоким содержанием азота и
повышенным содержанием
минеральной пыли. Так, например,
доменный газ подается потребителю с
содержанием пыли от 0,1 до 4—5 г/м3,
коксовый газ содержит минеральной
пыли, смолы и бензола до 4 г/м3.
Содержание примесей в
газообразном топливе (водяных паров,
твердых частиц золы, смолы и т. д.)
дается обычно в граммах на 1 кг или
на 1 м3 сухого газа. Объем водяных
паров, м3/м3 сухого газа,
Птпл = ^гтлРн/804, A4.18)
где dr тл — влагосодержание
газообразного топлива; г/кг сухого газа;
р„ — плотность сухого обеззоленного
газообразного топлива (при 0 °С и
101,325 кПа), кг/м3 (принимают по
табл. 14.8).
Влажность газообразного топлива,
отнесенная к объему, %,
^г.тлрн
W'r..
804 + </гтлР„
100,
A4.19)
или, если влагосодержание
газообразного топлива dr.™ дано в г/м3,
W'=-
к.
804 +#•
100.
A4.20)
Зольность газообразного топлива,
отнесенная к объему, %,
343
Ar —
** г тл
100,
A4.21)
где атл — содержание минеральной
пыли в газообразном топливе, г/м3.
Масса 1 м3 сухого газообразного
топлива вместе с влагой и
минеральной пылью, кг/м3,
бТл=РнЧ-
"■г тл
1000
Переход от состава сухого
газообразного топлива (без влаги,
сконденсировавшейся в процессе
анализа), например, по показателю СОг,
получаемому в результате газового
анализа, к составу рабочего
газообразного топлива, %, осуществляют
по формуле
(СОт2л)г = СОт2л—°~Г?ТЛ_Л'ТЛ
100
A4.23)
Аналогично определяют СО™, Н™,
СЩЛ и т. д., где (СО™)' —
содержание диоксида углерода
(соответственно и других компонентов) в
рабочем газообразном топливе, %;
СО™ — содержание диоксида
углерода (соответственно и других
компонентов), определенное в
газоанализаторе, %.
Пересчет объемных составляющих
элементного состава газообразного
топлива в массовые (весовые)
составляющие, %, проводят так:
для сухого газообразного топлива
(СО™) ; = СО™
A4.22) (СО™) £ = СО
Рсо2
Рн
Рсо
Рн
A4.24)
и т. д.;
для рабочего газообразного
топлива
Рсо2
(СО™н=со™
(СО™Н = СО™
рв г
Рсо
Рв I
и т. д.,
A4.25)
где рСОз — плотности
соответствующего компонента газообразного
топлива (см. табл. 14.8), кг/м3; рв.г —
плотность влажного газообразного
рабочего топлива, кг/м3.
Таким же образом подсчитывают
все остальные компоненты горючей
и негорючей масс, входящих в
состав газообразного топлива.
Подсчитанный по формулам A4.23),
Таблица 14.8. Характеристика компонентов, входящих
0°С и 101,325 кПа
Газ
Плотность,
кг/м3
в состав газообразного топлива, при
Теплота сгорания низшая
кДж/м3
ккал/м3
Водород Н2
Азота (элементный) N2
Азот воздуха (с примесью аргона)
n£
Кислород 02
Оксид углерода СО
Диоксид углерода С02
Диоксид серы S02
(сернистый газ)
Сероводород H2S
Метан СН4
Этан С2Н6
Пропан СзН8
Бутан С4Ню
Пентан CsH|2
Этилен С2Н4
Пропилен СзН6
Бутилен С4Н8
Бензол СбН6
0,090
1,251
1,257
1,428
1,250
1,964
2,858
1,520
0,716
1,342
1,967
2,593
3,218
1,251
1,877
2,503
3,485
10 798
—
—
12 636
—
—
23 383
35 818
63 748
91 251
118 646
146 077
59 063
86 001
113 508
140 375
2 579
—
—
3018
—
—
5 585
8 555
15 226
21 795
28 338
34 890
14 107
20 541
27 111
33 528
344
A4.24) или A4.25) элементный
состав газообразного топлива должен в
сумме составлять 100 %. Независимо
от того, в каких долях (объемных
или массовых) получен состав
компонентов газообразного топлива,
рекомендуется его элементный состав
пересчитать на твердое топливо
условного состава, %, по массе:
(С?)тл= ^[СОт2л + СОтл + СНт4л +
+ 1я(С„Нт) ТЛ1 »
(Ш)„=-Ь?2- [0,09НТ2Л + 0,18СНТ4Л +
Отл
+ £0,045т(СяН„1)„];
1,43
($ch
(Ог),
Стл
1,00
[SO^ + HzS™]
[0,715СОТЛ +
+ 1,44СОт2л + 1,4290т2л];
1,251
(N'b
•Щл;
(лг\ 0,Ю
(А )тл — Аг тл»
( иР/)тл=—т; ^г тл-
Отл
A4.26)
Это дает возможность в
дальнейшем вести все расчеты для
газообразного топлива или для его смеси
с твердым (жидким) топливом по
формулам, выведенным для твердого
и жидкого топлива.
Точность расчетов, %, проверяют
равенством
(г?)тл + (с;)тл+(н;)тл+E^)тл +
+ (Ог)тл+(^)тл+(^)тл = 100.
A4.27)
Теплота сгорания топлива.
Различают высшую и низшую теплоту
сгорания топлива. Высшей теплоте
сгорания Qs соответствует
количество теплоты, выделившейся в
результате полного сгорания 1 кг
топлива при условии, что продукты
сгорания охлаждены до температуры
конденсации содержащихся в них
водяных паров. Соответственно
низшая теплота сгорания Q1—это то
количество теплоты, которое
выделяется при сгорании 1 кг топлива
при условии, если образовавшиеся
водяные пары не конденсируются, а
охлаждаются от 100 до 20 °С.
Значения Qs и Qf рабочей массы
топлива, кДж/кг, связаны выражением
Q[=Q'S- B26,18Н, + 25,12№/)г;
то же, ккал/кг,
(Qf)// = QI-6(9H/+U7/)r. A4.28)
Так как при сжигании топлива
в топочных устройствах котлов влага
не конденсируется и остается в
продуктах сгорания, в теплотехнических
расчетах используют Q"y которая
принята в СССР за основной
показатель тепловой ценности топлива.
Наиболее точно теплоту сгорания
топлива определяют лабораторным
способом путем сжигания образца
топлива в калориметрической бомбе.
Из всех известных эмпирических
формул наиболее близкие к
действительности значения теплоты сгорания
для твердых и жидких топлив СССР,
кДж/кг, дает формула Д. И.
Менделеева
Q^ =[339,1С/+1 ОЗОН/-
— 108,9@ —Sf)]de/;
то же, ккал/кг \ A4*29)
(Qds°f)'= [81 С/ + 246Н/ -
— 26@ —Sf)]de'.
Точность совпадения для каменных
углей и антрацита малой и средней
зольности ± B,5—3,5), а для мазута
марок 40—100 ±C,8—5,7) %.
Формулами A4.29) можно
пользоваться во всех случаях для проверки
соответствия Qf, определенной в
лаборатории, элементному составу.
Разница в значениях Q* ,
полученных экспериментально и по формуле
Менделеева, не должна превышать
625 кДж/кг A50 ккал/кг) для
топлива с Л*<25% и 837 кДж
B20 ккал/кг) для топлива с Ad >
> 25 %. Для случая, когда имеется
345
теплота сгорания топлива,
определенная калориметрическим способом
или взятая из таблиц [25], для
пересчетов можно пользоваться
следующей формулой, кДж/кг:
QJ= [Qg_94,2Sg —a'Qg —
,nfi/rn vfll lOO-Wf A4.30)
-40,6 (СО,)м]ш=Щ9
где Qg — теплота сгорания топлива,
определяемая в калориметрической
бомбе, кДж/кг; 94,2 — теплота
окисления SO2 в H2SO4 на 0,01 кг серы,
кДж/кг; а' — коэффициент для
расчета теплоты образования и
растворения в воде азотной кислоты,
равный 0,001 для тощих углей и
антрацитов и 0,0015 для остальных углей,
торфа и горючих сланцев; (С02)м —
содержание диоксида углерода в
карбонатах, %; 40,6 — теплота,
расходуемая на разложение карбонатов
(на 0,01 кг диоксида углерода
карбонатов), кДж/кг.
Для определения Qf топлива,
кДж/кг, содержащего карбонаты,
пользуются формулой
IV/Jm- V< [qq ~"
-25f12W7-40f6(CO2)Jl/C?o,.
A4.31)
где Qfaf — низшая теплота
сгорания сухой беззольной массы
топлива, кДж/кг; (СОг) м —
содержание СОг в карбонатах, %; Агис —
зольность с учетом сульфатов,
образовавшихся при разложении
карбонатов, и с поправкой на сгорание
серы колчедана; Ксо2 — поправочный
коэффициент, учитывающий
разложение карбонатов, равный 1 при
камерном сжигании и 0,7 при слоевом.
В случае изменения влажности
рабочего топлива и необходимости
пересчета теплоты сгорания, кДж/кг,
на новую влажность используют
формулу
\00-Wrn
(Qf)'=(Q/'+25,12W7) m_w, -
— 25.12U7;,. A4.32)
В случае сжигания смеси двух
твердых или твердого и жидкого
топлива теплоту сгорания смеси,
кДж/кг, подсчитывают по формуле
(QOc« = Q?i* + Qir,i(l-S), A4.33)
где Q[, и QriU — низшая теплота
сгорания компонентов смеси топлив
(I и II), кДж/кг; g — массовая доля
одного из топлив в смеси.
Низшая теплота сгорания 1 м3
сухого газообразного топлива, кДж/м3,
может быть определена
лабораторным путем с использованием
калориметра или, если известен его
состав, подсчитана по формуле
(Qf) г тл = 0,01 [ QcoCO" + QHiHV +
+ QhjS^S™ + Qch^CH^ + •••
-.-+Z(Qc.H.C„fim)T-], A4.34)
где Qco, Qh2> Qh2s> Qch4 и т. д. —
низшая теплота сгорания
соответственно отдельных компонентов
газообразного топлива (см. табл. 14.7),
кДж/м3; СОтл, НТ2Л; H2STJI; СНГ—
объемная доля отдельных
компонентов в топливе, %.
Расхождение между низшей
теплотой сгорания, определенной по
калориметру и расчетом по формуле
A4.34), не должно превышать
1,5-1,7%.
В элементном анализе
газообразного топлива обычно непредельные
углеводороды даются в общем виде
без расшифровки. При небольшом
(до 3%) содержании их в топливе
их можно принимать, как указано в
гл. 8, состоящими из этилена.
Низшую теплоту сгорания 1 кг
рабочего газообразного топлива
подсчитывают по формуле
(Q0r™=(Qflr™/G™. A4.35)
Следует иметь в виду, что низшую
теплоту сгорания газообразного
топлива, полученную в калориметре,
часто дают для стандартного
состояния (<20г.тл. Пересчет (Qf)r^
к нормальным параметрам 0 °С и
101,325 кПа ведут по формуле
(Q0 г.™ = 1,073 (Q0 ?.тл. A4.36)
В случае сжигания смеси
твердого или жидкого топлива с газо-
346
образным при известных массовых
долях каждого топлива или одного
из них теплоту сгорания смеси
определяют по формуле
(У//см== (У'/г.тл^г тл т
+ (Q0T.™(l-gr™), A4.37)
где £г.тл — массовая доля
газообразного топлива в смеси; (Qf)r.™,
(QDt.™ — теплота сгорания
соответственно газообразного и твердого
(жидкого) топлива.
Если смесь топлив задана в долях
тепловыделения каждого топлива
q\ то практически удобнее перейти
к массовым долям по формуле
т тл
Qr. тл —
<7гтл (<20ттл+A— ?гтл) Qfr
A4.38)
или же вести расчет раздельно на
1 кг твердого (жидкого) топлива и
1 м3 газообразного топлива. Далее
весь расчет следует вести на 1 кг
смеси топлив, а условно — на 1 кг
твердого или жидкого топлива с
учетом количества газообразного
топлива, приходящегося на 1 кг
твердого или жидкого топлива, м3/кг:
Х'=1~Ягтл ,(^)ттл , A4.39)
Я-r тл (Qi) г.тл
где qT тл — доля твердого или
жидкого топлива в суммарном
тепловыделении смеси.
Тогда низшая теплота сгорания
смеси твердого или жидкого топлива
с газообразным, кДж/кг, составит
(Q0cM=(Qf)T™+(Q0r™X'. A4.40)
Характеристики топлива р и
j^QMaKc каждое топливо имеет свою
безразмерную характеристику р,
связывающую его элементный состав
с составом продуктов горения. Для
твердого и жидкого топлива
OQKH?-0,126(r + 0,04N'
р = 2'35 q+ot375S{ * A4*41)
При наличии в топливе карбонатов
Р = 2,35Х
Н?^0,126[Ог + 0,727(СО2)^]+0,04Ыг
Х С?+0,273 (С02) fc + 0,375S rc
A4.42)
Р =
Для газообразного топлива
0,209ЫТ2Л+0,395СОТЛ + 0,396НТ2Л +
СО$Л + 0,994СОТЛ +
+ 1,584СЩЛ
' +0,995СЩЛ +
2,389СпНттл-0,79Ют2л
2,001СпШ
-0,791.
A4.43)
При сжигании газообразного
топлива в смеси с твердым или жидким
топливом рем определяют по
формулам A4.41) или A4.42) с
предварительным пересчетом элементного
состава газообразного топлива по
формулам A4.26). У твердых и
жидких топлив р всегда положительна,
а у газообразных она может быть и
отрицательной. Объясняется это
присутствием в некоторых газообразных
топливах (например, в доменном
газе) значительных количеств СОг
(RO2), полученных в
технологической установке (доменной печи).
Максимально возможное
содержание ROrKC = C02aKC + SOrKC в сухих
продуктах горения, соответствующее
полному сгоранию топлива без
избытка воздуха, зависит от состава
сжигаемого топлива и является
характеристикой его горючей части.
При полном сжигании чистого
углерода в теоретически необходимом
количестве воздуха R02aKC = 21 %.
Следовательно, для топлива,
близкого по составу горючей массы к
углероду, значение R02aKC близко к 21 %.
Значение R02aKC можно определять
двумя расчетными методами. Для
подсчета по первому методу
необходимо располагать данными о
составе сжигаемого топлива. Тогда
R02aKC, %, определяют как
отношение объема RO2 к объему сухих
продуктов горения, образующихся
при теоретически необходимом
количестве воздуха:
1/°
R02aKC= —
1/с°г
-100.
A4.44)
347
Для подсчета R02aKC, %, по
второму методу [10] используют
формулу
К0ГС= 100-4^60, 100' <14'45>
где RO2, Ог — содержание
соответственно (CO2 + SO2) и 02 в
продуктах полного сгорания топлива, %.
Пользуясь формулой A4.45),
значение R02aKC можно подсчитать, не
располагая данными о составе
сжигаемого топлива. При подсчете
RO2aK0 по составу продуктов
неполного горения, содержащих СН4,
СО и Н2, из общего содержания 02
в продуктах горения надо вычесть Ог,
необходимый для дожигания
горючих компонентов, а к объему СОг,
содержащегося в продуктах
горения, прибавить объем СОг,
образующегося в результате
дожигания СО и СН4. В соответствии с
этим формула для подсчета R02aKC,
%, если в продуктах горения есть
составляющие химического
недожога, приобретает вид
С02 + СО +
Продолжение табл. 14.9
ЯОГ
100-4,76 (О2-2СН4-
+ СН4
-100.
A4.46)
-0,5СО-0,5Н2)
Значения |3 и R02aKC для
основных видов топлива приведены в
табл. 14.9.
Топливо
слабоспекающийся 2ССР,
2ССШ
тощий ТР
Кузнецкие каменные угли
(карьерной добычи —
окисленные) :
газовый ГР (ОК)
слабоспекающийся 1СС,
2СС (ОК)
тощий ТР (ОК)
Карагандинские каменные
угли марки К (КР, пром-
продукт)
Экибастузские каменные
угли марки СС (ССР)
Кизеловские каменные угли
ГР, ГСШ
Егоршинский полуантрацит
ПАР
Львовско-волынские
каменные угли марки ГР
Бурые угли:
подмосковный
челябинский
богословский и веселов-
ский
канско-ачинские:
назаровские марки Б2
(Р, СШ)
ирша-бородинский
марки Б2 (Р)
березовские марки Б2
(Р)
Сланцы горючие:
эстонский
гдовский
кашпирский
Торф
Дрова
Мазут
Р
0,106
0,095
0,105
0,103
0,096
0,116
0,112
0,143
0,080
0,117
0,084
0,092
0,059
0,063
0,0726
0,069
0,108
0,078
0,210
0,073
0,035
0,300
ROrKC
19,00
19,17
19,00
18,98
19,15
18,8
18,87
18,30
19,5
18,8
19,3
19,2
19,8
19,7
19,655
19,63
18,95
19,5
17,4
19,6
20,3
16,1
Таблица 14.9. Значения 0 и
основных топлив
ДЛЯ
Топливо
Донецкие антрациты и
каменные угли:
антрацит АШ, АСШ
полуантрацит ПА
тощий Т
газовый ГР, ГМ, ГСШ
длиннопламенный ДР,
ДСШ, ДМСШ
Кузнецкие каменные угли
(шахтной добычи):
длиннопламенный (ДР,
ДСШ)
газовый (ГР, ГСШ)
слабоспекающийся 1ССР,
1ССШ
1ЮГКС
0,043 20,1
0,085 19,35
0,104 19,0
0,127 18,6
0,121 18,7
0,122 18,7
0,136 18,5
0,115 18,82
14.4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ
КОЭФФИЦИЕНТА ИЗБЫТКА
ВОЗДУХА ПРЯМЫМ
ИЗМЕРЕНИЕМ И ПО
РЕЗУЛЬТАТАМ АНАЛИЗА
ПРОДУКТОВ ГОРЕНИЯ 1
Коэффициент избытка воздуха а
есть отношение количества воздуха
1/д, фактически поданного в топку, к
1 При сушке топлива газами по
замкнутому циклу следует учесть дополнительные
указания, изложенные в § 14.9.
348
теоретически необходимому для
горения количеству воздуха К0:
а=Кд/Уо. A4.47)
Среднее значение а зависит от
состава и вида топлива, топочного
режима, степени совершенства
смешения топлива с воздухом и т. п.
В котлах, работающих под
наддувом и имеющих участки,
отвечающие условиям точного измерения
расхода воздуха, избыток воздуха
можно определить по формуле
Qb
а =
VoB '
A4.48)
где QB — общее количество воздуха,
поданного в топочное устройство
котла (по данным непосредственных
измерений), м3/ч; В — расход
топлива, кг/ч.
Однако ввиду отсутствия
достаточного статистического материала
по определению избытка воздуха
по непосредственному измерению,
рекомендуется для надежности
параллельно определять его по
газовому анализу. Наиболее точно этот
коэффициент подсчитывается по
«азотной» формуле, которая для
случая полного сгорания топлива имеет
вид
«=«юГ A4"9)
где N2, 02 — содержание в продуктах
горения соответственно азота и
кислорода, %; 3,76 Ог — количество
азота в пересчете на кислород,
перешедший из избыточного воздуха
в продукты сгорания, %.
При наличии химической
неполноты горения «азотная» формула для
подсчета а приобретает вид
а =
__ N2
""N2-3,76(O2-2CH4-0,5CO-0,5H2) '
A4.50)
где СН4, СО и Нг — содержание в
продуктах горения соответственно
метана, оксида углерода и
водорода, %.
В таком виде «азотная» формула
для подсчета а справедлива для^тех
сжигаемых газов, содержанием N2
в которых можно пренебречь
(менее 3 %). Это относится к твердому,
жидкому и большинству
газообразных топлив.
При сжигании газа, содержащего
значительное количество N2
(например, генераторного или доменного),
необходимо из количества N2,
содержащегося в дымовых газах,
вычесть N2, перешедший в продукты
горения из топлива (N5°), при этом,
естественно, для подсчета а следует
располагать данными не только о
составе продуктов горения, но и о
составе сжигаемого газа. В этих
случаях а при полном сгорании
топлива подсчитывают по формуле
N2-N2yi/cr
a-N2-N27Kcr-3,7602' A4bl)
где Vc г — объем сухих продуктов
горения, полученный при сжигании
1 м3 газа.
Если в составе продуктов
горения содержатся горючие компоненты,
то «азотная» формула для подсчета a
приобретает вид
N2-
a =
N2-NT2V^c r-3,76 @2-2CH4-
-ЩУУс
-0,5CO-0,5H2)
A4.52)
Для ориентировочной оценки
Значения коэффициента избытка
воздуха пользуются «углекислотой»
формулой
a = ROrKC/R02. A4.53)
Однако при сжигании топлива
переменного состава или при
отсутствии уверенности в точном
знании R02aKC пользование формулой
A4.47) приводит к большим
погрешностям. Кроме того, эта формула
действительна только для случая
отсутствия в дымовых газах
компонентов химической неполноты
горения. Поэтому во время опытов
рекомендуется контролировать избыток
воздуха по «кислородной» формуле,
349
в которой принято, что содержание
N2 в сухих продуктах сгорания
равно содержанию N2 в воздухе.
Для случая полного сгорания
«кислородная» формула имеет вид
Таблица 14.10. Значение коэффициента \|/для
различных видов топлив
а =
21
21 -02
A4.54)
При неполном сгорании топлива
«кислородная» формула для
подсчета а приобретает вид
= 2\
21 - (О2-2СН4-0,5СО-0,5Н2) *
A4.55)
Однако при значительном
содержании балласта в сжигаемом
топливе «кислородная» формула дает
недостаточно точные результаты.
Поскольку «кислородная»
формула справедлива не для всех видов
топлив, а подсчет по «азотной»
формуле в ряде случаев
усложняется необходимостью анализа
сжигаемого топлива, представляет
интерес метод подсчета а по анализу
продуктов горения [10]. При полном
сгорании топлива а в этом случае
подсчитывают по формуле
'-*$№■■ <'«•>
где ¥ — коэффициент,
показывающий отношение объема 02,
израсходованного на горение топлива с
образованием RO2 и НгО, к объему
RO2 в продуктах горения, равный:
4,-RQ2+o,5H20 A457)
Значения W для различных видов
топлива приведены в табл. 14.10.
В случае химической неполноты
горения формула A4.50) принимает
вид
_ 02- BСН4 + 0,5СО + 0,5Н2) +
4MR02 + C02 +
+ ^(R02 + C0 + CH4)
+ СН4)
A4.58)
Этот метод, обеспечивающий
подсчет а с точностью, находящейся
350
Топливо
Газообразное топливо
Горючие газы
Метан
Пропан
Бутан
Ацетилен
Оксид углерода
Газы с малым содержанием азота
Коксовый газ очищенный
Коксовый газ неочищенный
Природный газ
Нефтепромысловые газы
Небитдаг
Азнефть
Грознефть
Нефтеза во декой газ
Сжиженный газ
Газы с высоким содержанием азота
Генераторный газ из:
подмосковского угля
газового угля
торфа
древесины
челябинского угля
кокса
антрацита
Доменный газ
Жидкое топливо
Бензин
Керосин
Мазут сернистый
Мазут малосернистый
Твердое топливо
Кокс
Антрацит донецкий
Полуантрацит егоршинский
Каменный уголь:
тощий:
донецкий
кузнецкий
паровичный жирный:
донецкий
карагандинский
кизеловский
ткварчельский
газовый:
донецкий
кузнецкий
уральский
грузинский
длиннопламенный:
донецкий
минусинский
черемховский
Бурый уголь:
подмосковный ,
уральский:
У
2,0
1,67
1,625
1,25
0,5
2,28
2,20
2,00
1,87
1,86
1,82
1,75
1,65
0,75
0,75
0,73
0,73
0,70
0,65
0,64
0,41
1,52
1,48
1,40
1,35
1,05
1,05
1,10
1,13
1,12
1,15
1,15
1,18
1,16
1,15
1,16
1,14
1,16
1,15
1,14
1,15
1,10
Продолжение табл. 14.10
Топливо
богословский
челябинский
читинский:
тарбагатайский
арабогарский
халяртинский
амурский:
кивдинский
райчихинский
приморский:
артемовский
тавричанский
украинский:
александрийский
узбекский:
ангренский
киргизский:
кизыл-кийский
сулюктинский
таджикский:
шурабский
Торф:
кусковой
фрезерный
Дрова
У
1,16
1.11
1,11
1,10
1,06
1,06
1,04
1,13
1,13
1,16
1,06
1,09
1,07
1,05
1,09
1,09
1,03
в пределах погрешности приборов,
используемых при теплотехнических
испытаниях, может быть применен
и в том случае, когда топливо
сжигается в атмосфере воздуха,
обогащенного или обедненного
кислородом. Относительную погрешность
определения а по данным газового
анализа в среднем можно оценить
аа=±3,5%.
14.5. ОБРАБОТКА ДАННЫХ
ОПРЕДЕЛЕНИЯ РАСХОДА
ВОЗДУХА И ОБЪЕМА
ПРОДУКТОВ ГОРЕНИЯ
Твердое и жидкое топливо.
Теоретическое количество сухого воздуха,
м3/кг, необходимое для полного
сгорания 1 кг топлива (<х= 1), при 0 °С
и 101,325 кПа
V<= [0,0889(a + 0,375SJ) +
+ 0,265H?-0,0333Qr], A4.59)
или, кг/кг,
Lg=[0,115(a+0,375S0 +
+ 0,342Ш - 0,04310Г]. A4.60)
Массовый расход влажного
воздуха, кг/кг, необходимый для
сжигания 1 кг топлива,
A4.61)
где dB — влагосодержание воздуха,
г/кг (обычно dB«8-M2 г/кг, что
соответствует влагосодержанию при
температуре 22—25 °С и
относительной влажности воздуха ф«50%);
2= A00 —?4)/100 — поправочный
коэффициент на механическую
неполноту сгорания топлива.
Действительное количество
воздуха, поступившего в топку котла,
м^/кг или м3/м3, при избытке
воздуха в ней ат> 1
VB.A = aTViz. A4.62)
Полный объем продуктов
горения, получаемых при сгорании 1 кг
топлива, м3/кг, состоит из сухих
продуктов горения Vc Г и водяных
паров VB п:
1/г=1/сг+К.„. A4.63)
Объем сухих продуктов горения
при неполном сгорании топлива,
когда в дымовых газах содержатся
СО, Н2, СН4 и С„Нт, м3/кг,
Vc r = 1,866-
(C? + 0,375S£) z
R02 + CO + CH4 + 2CnHm '
A4.64)
При H2 = CH4 = CrtHm = 0 формула
A4.64) принимает вид
(Cf + 0,375SJ) z
Vc r= 1,866-
R02 + CO
A4.65)
Объем водяных паров при
наличии в продуктах горения Нг и СН4,
м3/кг,
1/в.п = 0,0124[9Щг-
X
9(C; + 0,375S£) @,09Щ + 0,18СН4)
0,54(RO2 + CO + CH4)
Xz+W't+№(WB+Wt)]. A4.66)
При Н2 = СН4 — 0 объем водяных
паров
351
VrBn = 0,0124[9Hfe+U^ +
+ 100(WB+W*)], A4.67)
где W\—содержание влаги в
рабочем топливе, %; WB— масса влаги,
вносимой в топку котла с воздухом,
кг/кг, сожженного топлива:
WB = aTLd001ldB, A4.68)
здесь ат — коэффициент избытка
воздуха; dB — влагосодержание
воздуха, г/кг; ИРф — влага парового
дутья или парового распыливания по
данным ОРГРЭС; для парового
дутья в слоевых топках, сжигающих
антрацит, W$ = 0,25 -^0,60 кг
пара/кг топлива, при применении паро-
мазутных форсунок — 0,3—0,4, а па-
ромеханических 0,03—0,04 кг/кг.
Масса продуктов горения 1 кг
твердого или жидкого топлива, кг/кг,
1
100
+ aTL0 A +0,001dB) + WV A4.69)
Плотность продуктов горения при
0°С и 101,325 кПа, кг/м3,
*-тж- (,4J0)
Газообразное топливо. Объем
теоретически необходимого сухого
воздуха для полного сгорания 1 м3
сухого газообразного топлива при
0°С и 101,325 кПа, м3/м3,
И = 0,0476 [0,5СОТЛ + 0,5НТ2Л +
+ 1,5Н25ТЛ + 2СНТ4Л +
+ 2(л + т/4)С„Щ-От2л], A4.71)
где СО™, Щ\ H2S™, СНГ, C„HW,
О2 — концентрация соответственно
отдельных компонентов
газообразного топлива, %.
Теоретически необходимый объем
воздуха для сжигания, м3/м3, с
учетом влаги (йгтл), содержащейся в
газообразном топливе,
(VoV--
l+dr™/80,4
A4.72)
Vcr =
ЯОГ + СОтл + СНТ4Л + H2STJI +
R02+CO+CH4+
+ 2С2НГ + 1дгС,,Нттл
A4.73)
или
v = ROY + СОТЛ+ СШЛ +2С2Нтбл +
СГ R02 + CO+ *
+ ЗС3НТ8Л + 2С2НУ + ЗС3НТ6Л
+ СН4 + С2Нб
, A4.74)
Объем водяных паров в уходящих
газах при неполном сгорании
топлива, м /м3, подсчитывают по
формуле
VB п = НУ + 2СН? + I ^- С„Нттл +
A4.75)
Полный объем продуктов горения
подсчитывают по формуле A4.63).
Подсчет объемов продуктов
полного горения при предварительной
обработке материалов испытаний
(по расчетному или лабораторному
анализу топлива) проводят по
формулам, приведенным в [25].
14.6. ТЕПЛОВОЙ БАЛАНС КОТЛА
Тепловой баланс котла
составляется как для получения представления о
совершенстве использования теплоты
и выяснения распределения потерь,
так и для контроля правильности
проведенных испытаний и увязки
отдельных опытов между собой. При
испытаниях по I и II классам
точности обработку результатов этих
испытаний и составление теплового
баланса котла проводят по схеме,
принятой в [8,9].
14.6.1. СТАНДАРТНЫЙ МЕТОД
СОСТАВЛЕНИЯ ТЕПЛОВОГО БАЛАНСА
КОТЛА
Объем сухих газов при неполном Уравнение теплового баланса для
сгорании топлива, м3/м , котла при установившемся состоя-
352
нии его работы, кДж/кг (кДж/м3),
Qp=Qi + Q2 + Q3 + Q4 + Q5 + Q6,
A4.76)
где Qp — располагаемая теплота
(полное количество теплоты,
вводимой в топку) на 1 кг A м3) топлива;
Q\ —теплота, полезно используемая
в котле на получение пара; Q2 —
потери теплоты с уходящими
продуктами горения (газами); <2з, С?4 —
потери теплоты соответственно от
химической и механической
неполноты горения; Qs — потери теплоты
котельной установкой в
окружающую среду; Q6 — потери с
физической теплотой шлака, золы,
провала, а также на охлаждение
панелей, балок и течек при условии,
если вода на охлаждение панелей,
балок и течек не включена в
циркуляции котла.
Или, %,
? = <71+<72 + <7з + ?4 + <75 + 9б, A4.77)
где <7i = (Qi/QJ)-100; q2 =
= (Q2/Qp> 100; <7з=(<?з/<?р>100;
q4= (Q4/Qp) • 100; 45= (Qs/Q'p) • 100;
?c=(Qg/Qp)-100.
Составление теплового баланса по
Qp дает возможность правильно
оценить КПД котла в тех случаях,
когда подогрев топлива или воздуха
осуществляется посторонним
источником теплоты и т. п. Располагаемая
теплота, кДж/кг,
Qp = Qf + Qb bh + Q™ + Q<p — Q(co2)M»
A4.78)
или, кДж/м3,
Q'? = Q?+ QB BH + QTJ1 + Q<p, A4.79)
где QB bh — теплота, вносимая в
топку с воздухом при его подогреве
в калорифере отборным паром, паром
от РОУ и др., кДж/кг (кДж/м3):
QBBH = W:BA/B; A4.80)
здесь Кд — действительное
количество воздуха, необходимое для
сгорания топлива, при а > 1, м3/кг,
св — средняя объемная теплоемкость
воздуха, кДж/(м3-К); при
температуре воздуха до ЗОО-г-450 °С св =
12 В. И. Трембовля и др.
= 1,33^-1,45 кДж/(м3-К); А/в—
разность температур подогретого и
холодного воздуха, °С; QB вн —
можно определять также по [9]; Q™ —
физическая теплота топлива, кДж/кг
(кДж/м3), наиболее сильно
сказывается на значении Qp в тех
случаях, когда топливо предварительно
подогрето посторонним источником
теплоты, а также при сушке топлива
по разомкнутому циклу, когда
температуру и влажность топлива
принимают по состоянию его перед топкой:
Ятл = <Ытл; A4.81)
здесь /тл — температура топлива при
входе в топку, °С; сгтл —
теплоемкость рабочей массы топлива,
кДж/(кг-К):
здесь Стл, св п — теплоемкость
соответственно сухой массы твердого
топлива и воды, кДж/(кг-К);
с?л=0,921 кДж/(кг-К) для
антрацита, 0,962 для каменных углей, 1,088
для бурых углей, 1,297 для
фрезерного торфа и 1,046 для сланцев.
Теплоемкость мазута, кДж/(кг-К),
Стлм = 1,74 + 0,0025/тл. A4.83)
Теплота, вносимая в топку с
паровым дутьем (форсуночным
паром), кДж/кг (кДж/м3),
Q^^G* (Аф-2510), A4.84)
где G(p, Лф — соответственно
измеренный расход, кг/кг, и энтальпия,
кДж/кг, пара, идущего на распы-
ливание топлива или на дутье при
слоевом сжигании; 2510 —
примерное значение энтальпии водяного
пара в продуктах горения, уходящих
в атмосферу, кДж/кг. Теплота,
затраченная на разложение
карбонатов, учитывается в том случае,
если она не учтена в теплоте
сгорания [см. формулу A4.31)], кДж/кг
(кДж/м3):
^@0^ = 40,6@02)^-, A4.85)
где К" — коэффициент разложения
карбонатов.
353
В том случае, когда в котел подают
смерзшееся топливо, из Qrp вычитают
расход теплоты, затрачиваемый на
размораживание влаги:
AQM-3f36(^-l^^^)f
A4.86)
где W6 — безопасная влажность,
соответствующая равновесной
влажности угля при 20 °С и 100 %-ном
насыщении. Для каменных углей и
антрацита 1*^ = 4,5-^6,1 %, для
бурых углей с приведенной
влажностью 10—16 % №б=19-т-24%,
для бурых углей с большей
приведенной влажностью №б = 28-г-30 %.
Полное количество теплоты,
полезно использованной в котельной
установке, кДж/ч
Ук.у = ^п.п (^п.п — "п.в) "T^H.nV^H.n —
— Лп.в) +£пр(Лк.в — Ап.в) +
+ 2[Я,т.„(й£/т.п-А£т.п)]+0отд±
±AQcoct, A4.87)
где Dn.n, DHn — соответственно
количество выработанного пара
перегретого и насыщенного, кг/ч; Dnp —
расход воды на продувку котла, кг/ч;
£>вт.п — расход пара промежуточного
перегрева, кг/ч; Лп.п, Лн.п, Лвт.п,
Лк.в, h„ в — энтальпия соответственно
перегретого, насыщенного пара и
пара промежуточного перегрева,
котловой и питательной воды, кДж/кг;
Qota — теплота воды или воздуха,
подогретых в котле, отданная на
сторону (посторонним потребителям
для отопления, вентиляции и пр.),
кДж/ч; так при подогреве воды
Qsa=/WA2-Ai); о 4.88)
при подогреве воздуха
QVSi = VnC*(t2-tx); A4.89)
здесь /)ВОд, У в — соответственно
количество нагретых воды, кг/ч, и
воздуха, м3/ч, отдаваемых
посторонним потребителям; Лг, h\ —
энтальпия воды, кДж/кг,
соответственно за подогревателем и до него
при отпуске воды на сторону; св, h,
t\ — соответственно теплоемкость,
кДж/(м3-К), и температура
отдаваемого на сторону воздуха, °С,
после и до нагрева; AQcoct —
поправка на изменение теплового
состояния котла в начале и конце
опыта вследствие разницы
давлений пара и уровня воды в барабане
котла, кДж/ч.
Для современных мощных котлов
с естественной циркуляцией,
имеющих относительно малый объем воды
и работающих с практически
постоянными параметрами пара, эта
поправка по абсолютному значению
мала, вследствие чего ее не
учитывают. Максимальное изменение КПД
котла при учете AQcoct
оценивается в 0,07—0,12 %.
При невозможности учесть расход
продувочной воды непосредственным
измерением его можно
приблизительно определить, зная процент
продувки, исходя из солевого состава
питательной и котловой воды и
насыщенного пара:
р= 5п■'"s" ЮО, A4.90)
•Ьк. в — «Ьп. в
где Sn в — солесодержание
питательной воды, мг/л; SK в —
солесодержание котловой воды
(ограничивается нормами, установленными
для данного типа котла), мг/л;
Sn — солесодержание насыщенного
пара, мг/л.
Расход продувочной воды в этом
случае, кг/ч,
AiP = Dnn.0,01P. A4.91)
Следует иметь в виду, что
расчетное определение значения
непрерывной продувки (по анализам) не дает
надежных результатов вследствие
добавки реагентов (особенно при
фосфатно-щелочном водном
режиме). Поэтому рекомендуется
проводить прямое измерение расхода
продувочной воды.
Выработка теплоты водогрейным
(пиковым) котлом, кДж/ч,
Q^pk = Gb.k(Ab,.k-/Ib.k), A4.92)
где GB. к — расход воды через
котел, кг/ч; Ав. к и h's. к — энтальпия
354
соответственно поступающей и
выходящей из котла воды, кДж/кг.
Теплоту топлива Qi, полезно
используемую в котле, кДж/кг
(кДж/м3), можно определять по
прямому и обратному балансам. По
прямому балансу (при непосредственном
измерении расхода топлива)
Q. = Q£py/fi, A4.93)
или, %,
nSpy = £7i = (Qi/Qp) -100. A4.94)
При подсчете по обратному
балансу
Qi = Q£-(Q2+Q3+Q4 + Q5+Q6),
или, %, A4.95)
ЛкРу = ?1=Ю0-(?2 + ?3 + ?4 + ?5 +
+ ?с). A4.96)
Потери теплоты с уходящими
газами. Эти потери при замкнутой
схеме пылеприготовления и слоевом
сжигании, кДж/кг (кДж/м3),
Q2 = Qyx-QB + AQ5ac, A4.97)
или, %,
<72= (Q2/Q£) 100, A4.98)
где Qyx — теплота уходящих газов,
кДж/кг (кДж/м3):
Qyx=(Kc.rCc.r+KB.nCB.n+i^!^)Oyx;
A4.99)
здесь Vc.r> ^в.п — объем
соответственно сухих газов и водяных паров
в уходящих газах, м3/кг [см.
формулы A4.64) —A4.67)]; сс.г, св.п —
теплоемкость соответственно сухих
газов и водяных паров, кДж/(м3«К),
определяемая по рис. 14.1 или [25];
Агаунсзол/100 — теплота, теряемая с
уносимой золой топлива, кДж/кг,
учитывается при слоевом сжигании
сланцев, в камерных топках эта
теплота учитывается для всех топлив
при приведенной величине уноса
золы из топки 1000 ArayH/Qi^ 1,43;
аун — доля золы, уносимая
продуктами горения из топки, определяют
экспериментальным путем [см.
формулу D.24)] либо принимают по
[25]; Аг — зольность топлива на
рабочую массу, %; с30л — теплоемкость
золы топлива, кДж/(кг-К),
принимают по [25]; 0Ух — температура
уходящих газов, °С; QB — теплота
холодного воздуха, поступившего в
котельную установку, кДж/кг (кДж/м3);
QB=(Cx.B/x.B+0,0016dBAB.n)l/oayx,
A4.100)
100
200 300 400
Температура продуктов горения,0С ,
ккал/(м**С) сс#пкД
* 0,345
1
§ 0,340
1
| 0,330
1 0,325
\
П НС
" 1,44
'1,42
- 1,40
- 1,38
-1,36
_ 1,34
_ 1 .77
ж/(
м3-
К)
' *W
i
fe
~\
Jt®
Г
^
p"*H
^
uyx
Рис. 14.1. Теплоемкость сухих дымовых газов при различных R02 и температурах
12*
355
где сх в, tx в — соответственно
теплоемкость, кДж/(м3-К), и
температура холодного воздуха, °С, в
котельной; dB — влагосодержание сухого
воздуха, определяют отсосным
психрометром (см. § 13.2) или
принимают равным 8—12 г/кг; Лв п=1,97,
/х в — энтальпия водяных паров
воздуха, кДж/кг; осух — коэффициент
избытка воздуха в уходящих газах.
Температуру холодного воздуха,
°С, принимают по эмпирической
формуле
j. ОЬт /// \ | О^впд 0&т 1
*х в ^*д в^в~Г J, *к>
ОС-впд О&впд
A4.101)
где /д в, tK — температура воздуха
соответственно на всасывающей
стороне дутьевого вентилятора до места
присоединения линии рециркуляции
и в котельной, °С; ат, ав'пд —
избыток воздуха соответственно в топке
и за воздухоподогревателем.
Если избыток воздуха в топке
неизвестен, то вместо него принимают
избыток воздуха из газохода,
расположенного возможно ближе к топке.
При отсутствии данных по избыткам
воздуха принимают следующие их
приближенные отношения перед
соответствующими температурами в
формуле A4.101): ат/аВПд= @,65-f-
0,7)/д в и @,30 — 0,35)/к.
К значению Q2 необходимо
прибавлять потери теплоты, связанные
с подачей воды на расшлаковку
поверхностей нагрева (если она
превышает 0,2 % Qp) в зону горения
для подавления оксидов азота и в
связи с испарением воды в шлако-
приемных устройствах, кДж/кг,
AQr=[-^pСвод A00-/.од) +
+ 2260(-^)-
-(-^I,97(<>Ух-100)]. A4.102)
где Gboa, /вод — соответственно
расход, кг/с, и температура, °С, воды
на расшлаковку или в зону горения
(или в шлакоприемное устройство);
Свод — теплоемкость воды, кДж/
(кг-К);
то же, ккал/кг,
(AQr)'=[-^0,47 (tfyx-100) +
+ -%=-<W A00-/™) +540-^-],
A4.103)
где Свод — теплоемкость воды, ккал/
(кг.°С).
При наличии у отдельного котла
теплофикационных экономайзеров
или газовых испарителей С?2
подсчитывают по температуре газов за
последней поверхностью нагрева.
При разомкнутой схеме пылепри-
готовления (независимо от типа
мельниц) потери с уходящими
газами (без учета влаги на впрыск для
подавления NO* [25])
[^отб^отб + ( 1 — /*отб) #ух —
^-ССухЯМ [100 — 1/4)
где г£гб=Уотб/^отб —доля
продуктов сгорания, отобранных на сушку
топлива; КОТб, VT отв —
соответственно измеренное количество
отобранных продуктов сгорания, м^/кг
(м3/м3), и объем их до места отбора
на сушку топлива: Qp —
располагаемая теплота на 1 кг подсушенного
топлива, кДж/кг; Нотб, Нух, Яхв —
энтальпия соответственно продуктов
сгорания в месте их отбора,
уходящих газов и холодного воздуха,
кДж/кг (кДж/м3).
В значении #2 следует учитывать
A^ac==AQr7Qp-100 по формулам
A4.101) или A4.102).
Потери теплоты от химической
неполноты сгорания в общем случае
определяются наличием (в %) в
уходящих газах продуктов неполного
сгорания топлива СО, Н2, СН4, С„Нт,
кДж/кг (кДж/м3):
356
Q3 = Vcr A26,36CO+107,982H2 +
+ 358,18CH4 + ... + 590,63C„Hm),
A4.105)
или, %,
<7з = (Qz/Qp)- ЮО. A4.106)
При отсутствии Н2, СН4, С„Н,„
формулы A4.105) и A4.106)
принимают вид
СО
■Z,
R02 + CO
A4.107)
A4.108)
QS = 237 (C? + 0,375S£)
или, %,
<73=(QS/Qp)-100.
Потери теплоты с механической
неполнотой сгорания определяются
наличием недогоревшего топлива в
шлаке, провале и золе, выпадающей
в бункера из газоходов и
золоуловителей, а также в уносе золы,
покидающей котел через дымовую трубу,
кДж/кг:
Q4 = Q!JP + Qr + Qr + Qr,
A4.109)
или, %,
qA = qy> + q™ + q?» + q\\ A4.110)
Потери теплоты Q* могут быть
подсчитаны по балансу золы топлива
или путем определения их отдельных
составляющих. Подсчет по балансу
золы топлива проводят в случае,
когда во время испытаний производили
количественный учет и отбор проб
провала, шлака и золы, но не
определяли количество уноса золы в
дымовую трубу. В этом случае формулы
для подсчетов Q4, кДж/кг, и q4y %,
имеют вид:
Q3P
328Лгап
100
100—Г,
пр
9n4p=(Q3p/Qp) ЮО;
>-чШЛ 328Л ашл ' шл
V4 ioo юо-гшл
qr = (Qr/QrP) 100;
Q3(vi oZoA Азол ' зол
4 =-
100
100-Гз,
A4.111)
?r=(QfVQp) ЮО;
QV =
328ЛгаУ1
ун
100 100-Гу„
^" = (Qr/Qrp) ЮО,
ГДе У Пр> L шл> ' зол* Гун — содержание
горючих веществ соответственно в
провале, шлаке, золе из воронок
топки и газоходов, в уносе, %; апр, ашл,
♦ун
доля золы топлива
соответственно в провале, шлаке, золе
из воронок топки и газоходов, в
уносе. Значения апр, атл, а30л, аУн
определяют согласно гл. 4 и [25].
При наличии золоуловителей после
воздухоподогревателей расчет ведут
по содержанию горючих в уносе до
золоуловителей.
Применительно к котлам с
кипящим слоем формулы A4.111)
требуют уточнения одновременно с
уточнением золового баланса
(соответствующие данные по ним пока не
накоплены).
При определении количества
очаговых остатков (в том числе и уноса)
непосредственным измерением
соответствующие составляющие Q4,
кДж/кг, подсчитывают по формулам
Q2p = 328Gnprnp/B;
Qf* =3280шлГшл/В;
Q\0Jl = 328 03оЛГЪоЛ/В;
Qr = 328Gy„ry„/B,
A4.112)
где Gnp, Gmjx, G30Jl, GyH — часовой
выход соответственно провала, шлака,
золы из-под бункеров газоходов и
золоуловителей, уноса, кг/ч; В —
расход топлива, кг/ч.
Выход уноса золы, кг/ч,
GVH =
BAr-GnDAn
' ^шдАшл ^зол^з
'ун
A4.113)
Значения Аун находятся по анализу
проб золы уноса за дымососом,
отбираемых с использованием трубок
ВТИ или Альнера (см. гл. 4).
В формулах A4.111) и A4.112)
теплота сгорания горючих веществ
357
в очаговых остатках принята в
среднем равной 32 804 кДж/кг.
Для котлов, сжигающих жидкое
топливо, потери q4 возможны
вследствие неправильного обслуживания
котла, при работе с чрезмерным
избытком или недостатком воздуха и
низком качестве распыливания
топлива форсунками. В этих случаях
q\ появляется из-за сажеобразова-
ния и коксования топлива.
Коксование может происходить и при очень
низкой и высокой температуре в
топке. В нормальных условиях
эксплуатации котлов при сжигании жидкого
топлива q\ практически отсутствует
при всех его нагрузках. По данным
ВТИ и Южтехэнерго q* при
сжигании жидкого топлива могут достигать
0,15—0,20 %. Однако в настоящее
время стандартных для
практических целей методов определения
этого вида потерь нет. Отдельные
организации определяют q\ в этих
случаях по методу, приведенному в
§ 13.9.
Потери теплоты в окружающую
среду. С увеличением нагрузки
котла возрастают потери теплоты в окру:
жающую среду Qs, однако поскольку
это увеличение происходит не
пропорционально росту нагрузки,
относительное значение Qs (отнесенное
к 1 кг топлива) с ростом нагрузки
уменьшается.
Потери Qs слагаются из
отдельных составляющих, кДж/кг:
Q5 = Ql+QV + Qnbtt + QV + Qln\
A4.114)
или, %,
л ЛТ I „КП _|_ ~ПП I _В. Э I „ВПД
<75 = <75 + <75 +#5 +qb +<7s ,
A4.115)
где Ql — потери теплоты наружной
поверхностью топки, составляют
примерно @,4—0,5) Q5, кДж/кг; QSп,
Qsn, Q!э, Qlna — потери теплоты
соответственно в зоне конвективного
пучка (фестона и т.п.),
пароперегревателей, водяного экономайзера
и воздухоподогревателя, кДж/кг.
В практике испытаний встречается
необходимость в распределении Q5
по отдельным газоходам (например,
при составлении тепловых балансов
элементов котла). В этом случае q$
распределяют пропорционально
количеству теплоты, воспринимаемой
в соответствующих газоходах, путем
введения в уравнение теплового
баланса коэффициента сохранения
теплоты
/=1 ^ , A4.116)
где г]кру — КПД котельной установки
брутто.
Определение qb путем непосред-.
ственного измерения тепловых
потоков с поверхности обмуровки связано
с большими трудностями ввиду
крайне неравномерного распределения
температур окружающего воздуха
в различных зонах вокруг обмуровки
(из-за взаимного лучистого и
конвективного теплообмена между
основной поверхностью обмуровки и
отдельными конструктивными
элементами котла, наличия тепловых
мостов и т. д.). Кроме того, поскольку
значение qb для котлов паропроиз-
водительностью 700 т/ч и выше не
превышает 0,2 % в условиях
значительных габаритов (особенно по
высоте), проведение
экспериментального определения этих потерь
нецелесообразно. Погрешность
определения при этом может превышать
значение qs или быть ей равной.
В значительной степени данное
положение характерно и для котлов
меньшей мощности. Проведение
экспериментального определения qs на
водогрейных (пиковых) котлах, не
имеющих воздухоподогревателей и
соответствующих коробов подачи
горячего воздуха, в значительной
степени определяющих потери в
окружающую среду, согласно
данным [131] нецелесообразно. В связи
с изложенным при типовых
испытаниях значение q$ принимают по
обобщенным кривым (рис. 14.2); при
приемочных испытаниях метод
определения qs (экспериментально или
по обобщенным кривым)
оговаривают в соглашении. При пользовании
этим графиком, построенным по
358
10 20 30 40 SO 60 70 80 30 W0150200250кг/с
Номинальная паропроизводительность
L_I I 1 I 1—l I I L-
50 100 150 200 250500500700МВт
Номинальная тепловая мощность
Рис. 14.2. График определения.потерь в
окружающую среду
отношению к QL для твердого и
жидкого топлива следует полученное
значение ql (при D„0M) пересчитать
на располагаемое количество
теплоты, %, по формуле
9г=^ог_ A4117)
При нагрузке А отличающейся
от номинальной, значение q%
пересчитывается по формуле, %,
q^qf-B^L, A4.118)
где D — фактическая
паропроизводительность котла, т/ч.
Потери с физической теплотой
очаговых остатков и на охлаждение
деталей котла и топочного
устройства. Полное значение этих потерь
вычисляют по формуле
G6 = 9Г0СТ + ^ХД. A4.119)
Потери с физической теплотой
шлака или золы, %, при слоевом и
камерном сжигании всех марок угля
и сланцев независимо от типа шлако-
удаления (приближенно)
<7бшл=-^-Ю0 =
Л йшл (Сшл'шл) ~т~ ^н#н (£н*шл)
о7 '
A4.120)
где Сшл, *шл — соответственно
теплоемкость, кДж/(кг-К), и
температура, °С, шлака (золы); атл — доля
золы топлива в шлаке.
Если непосредственное измерение
температуры шлака не производили,
то ориентировочно можно принимать
температуру шлака при твердом шла-
коудалении, равной 600—650 °С, а
при жидком — равной температуре
нормального жидкого шлакоудале-
ния по справочным таблицам топлив
[25]. При камерном сжигании с
твердым шлакоудалением q™ учитывают
только при Лг><?[/419, %.
Второе слагаемое в числителе
формулы A4.120) относится к котлам
с кипящем слоем, у которых в слой
вводят инертный наполнитель,
отличающийся от золы собственного
топлива. Здесь тн — масса
наполнителя, т; с» — теплоемкость
наполнителя, кДж/(кг-К); ан — доля
наполнителя, уходящего из топки со
шлаком, т (ан следует определять
во время опытов путем учета массы
наполнителя, покидающего топку).
В котлах с жидким
шлакоудалением или гидроудалением q™
измеряют либо путем определения
температуры шлаков или золы и
теплоемкости, либо путем определения
количества испарившейся воды в шла-
коприемном резервуаре и теплоты
на ее нагрев.
При слоевом сжигании сланцев Аг
заменяют выражением Лг + 0,3(СО2)м.
При камерном сжигании сланцев
поправку к Аг на содержание
диоксида углерода карбонатов не
вводят.
Если теплоту, полученную
воздухом или водой при охлаждении
деталей котла и топочного устройства,
в тепловой схеме установки или
предприятия не используют, то она
является потерей и равна, %:
qi**=IJj^(tF*-tr*) ЮО,
A4.121)
или по приближенной формуле
дохд__ 100-103//охД ^ A4.122)
Ук.у
где 2G0XA —расход охлаждающего
агента (вода, воздух), кг/ч; /?х \
359
/°х д — температуры охлаждающего
агента на входе и выходе из балок
(панелей, течек и др.), °С; Яох д —
площадь лучевоспринимающей
поверхности балок и панелей, м2.
Потери теплоты, связанные с
охлаждением деталей котлов
производительностью 320—1000 т/ч,
составляют от 0,1 до 0,35 %.
Приведенные характеристики позволяют
сравнивать между собой количества влаги,
золы и серы, вносимые в топку при сжигании
различных видов топлива.
Теоретическое количество воздуха Ко,
необходимое для сжигания 1 кг топлива, м3/кг,
и теоретическое количество продуктов
горения Ко, м3/кг, равны:
УЬ--
Qf+25,1W7
4187
A4.124)
14.6.2. УПРОЩЕННЫЙ МЕТОД РАСЧЕТОВ
ПРИ СОСТАВЛЕНИИ ТЕПЛОВОГО
БАЛАНСА КОТЛА
Метод упрощенных
теплотехнических расчетов [133] получил
широкое распространение при
обработке результатов испытаний котлов
на любом виде топлива, особенно
твердого, и является основным в
условиях эксплуатации (для котлов
без газовой рециркуляции, при
замкнутой системе пылеприготовления,
при неиспользовании воды для
подавления оксидов азота) и для
котлов со слоевым сжиганием топлива.
Расчеты по приведенным характеристикам
топлива основаны на отнесении расчетных
характеристик (состав топлива,
относительные объемы воздуха и продуктов горения, их
энтальции и т. п.) к низшей теплоте сгорания
рабочего топлива в отличие от общепринятой
(классической) методики, основанной на
отнесении их к 1 кг топлива.
• В упрощенной методике определяющей
является приведенная влажность, заложенная
в основу коэффициентов уравнений и таблиц
методики. Составляющие формулы A4.123)
для W1, Ап и S" позволяют получать при
обработке материалов одинаковые значения
приведенных величин независимо от системы
единиц, снизить тем самым вероятность
появления ошибок в расчетах и опустить
размерность для приведенных значений.
Приведенные влажность U7", зольность Лп
и сернистость S", кг»105 кДж:
В системе СИ В системе МКГСС
4 187W4
Wn = -^Wt 103;
Ап =
Sn =
Qi
4,187ЛГ
Qi
4,187S£
~~оГ~
W,
W = —-Ю3;
Qi
103;
103;
A'
Qi
103;
S" = ^-103,
Qi
A4.123)
где Wru A\ Sc — содержание соответственно
влаги, золы и серы в рабочем топливе, %.
Vb = b Q! + 2b'{Wi +0,0124Wu A4.125)
где а, Ь — коэффициенты, усредненные по
видам и группам топлив:
Топливо Коэффициент
а Ъ
Мазут и нефть
(стабилизированная) 1,10 1,18
Газ природный 1,11 1,25
Донецкие антрациты,
полуантрациты, коксовая мелочь . . . 1,11 1,14
Тощие угли и недонецкие
полуантрациты 1,10 1,16
Каменные угли и их отходы 1,10 1,16
Бурые угли при:
V?a/<45% ...... 1,09 1,18
Ксо/>45% 1,10 1,19
Бурые угли Канско-Ачинского
бассейна при П/а/«48 % . . . 1,08 1,17
Торф 1,06 1,19
Коэффициент избытка воздуха в продуктах
горения определяют по уточненной
кислородной или углекислотной формуле:
при неполном сгорании топлива
R02 + CO + CH4
при полном сгорании топлива
ЮП"акс
Ка,
R02
A4.126)
A4.127)
где Ка — коэффициент, принимаемый по
рис. 14.3 в зависимости от значения RO/
RO2; RO2 — объемная доля СОг в сухих
продуктах горения, %; СО, СН4 — объемные
доли соответственно СО и СН4 в продуктах
горения; RO*0 — максимальное содержание
СОг и SO2 в продуктах горения, %.
R02 определяют по результатам анализа
состава топлива:
ROrKC =
21
A4.128)
1+Р '
где р — характеристика топлива
(подсчитывают по данным элементного состава
сжигаемого топлива или принимают по данным табл.
14.9 в зависимости от вида и марки топлива
или по данным анализа продуктов горения):
при неполном сгорании топлива
(RO&"c)' =
100 (RQ2 + CO + CH4)
100 — 4,76 @2 —0,5СО-0,5Н2-
при полном сгорании топлива
Шмакс_ 100RO2
100-4,76О2 '
-2СН4) '
A4.129)
A4.130)
где 02, СО, Н2 — объемные доли в
продуктах горения соответственно продуктов
неполноты сгорания, %.
Расхождения определения R02aKC и (R02aKC)',
%, по формулам A4.128) и (Н.129)
КОГкс-(ЯОГкс)' 100
(ROrKC)'
A4.131)
не должны превышать 0,5—0,6 %; большие
значения свидетельствуют о неточности
определения отдельных составляющих химической
неполноты сгорания или
непредставительности газового анализа.
Потери теплоты с уходящими продуктами
при сжигании одного вида топлива, %,
<72=(/(ayx + C)(fly:
< + Ь
/х
X
X @,982+0,00012#ух) A-0,01^) KQ X
X 10-2 + Д<732ол, , A4.132)
где /С, С, Ь — коэффициенты, зависящие от
сорта и приведенной влажности топлива; их
значения, усредненные по группам топлив,
приведены в табл. 14.11; Фух, аух —
соответственно температура уходящих продуктов
горения, °С, и коэффициент избытка воздуха
за последней поверхностью нагрева котла
(за воздухоподогревателем) или дымососами
(при сухой системе золоулавливания); /х „ —
температура воздуха на всасе дутьевых
вентиляторов в сечениях коробов,
расположенных до подогревающих устройств (рецирку-
Ка.
0,99
0,98
0,97
0,36
0,95
П QA
1
2
J
7 1,0 1,2 1,4 1,61,8 2,0 2,2 апр
Рис. 14.3. График определения /Са:
/, 2, 3 — соответственно все виды топлива,
жидкое и газообразное топливо
ляции, калориферов), °С; qA — суммарная
потеря теплоты от механического недожога,
%; Kq — коэффициент, учитывающий
теплоту, внесенную в топку с подогретым вне
котла топливом (подогрев в подогревателях)
и воздухом (калориферы):
К0= - ; A4.133)
здесь Q'TJl = cTJTJl — физическая теплота
топлива, кДж/кг; СтЛ — теплоемкость рабочей
массы топлива, кДж/(кг-К); /™ —
температура топлива, °С; Q'BH — теплота, внесенная
с нагретым воздухом на 1 кг топлива, кДж/кг.
Отношение Q'BH/Qi подсчитывают по
формуле
Qi„/Q[=0,35a;MД/Кф( 1+0,006 W) -10,
A4.134)
Таблица 14.11. Значения коэффициентов в формуле A4.132)
Топливо
Мазут
Природный газ
Попутный газ
Антрацит и
полуантрацит
Тощие угли
Каменные угли
Бурые угли
Сланцы
Торф
Дрова
К
3,494 + 0,020 W
3,52
3,52
3,50 + 0,02 IF1
3,50+ 0,02 IF
3,50+0,02 W
3,46 + 0,021 W"
3,45 + 0,021 IT
3,42 + 0,021 W
3,33 + 0,020 W
С
0,437 + 0,04 W
0,63
0,62
0,32+ 0,04 IF
0,32 + 0,04 W
0,40+ 0,04 IT
0,50+ 0,042 IF
0,65 + 0,043 W
0,76+ 0,044 IF
0,80+ 0,044 IT
b
0,13
0,18
0,18
0,11
0,12
0,16 при 1Г<3 или 0,12 +
+ 0,141T при \F>3
0,16 + 0,01 \Wn
0,19 + 0,012№n
0,25 + 0,01 \Wn
0,25 + 0,01 Wn
361
где Д/Кф — подогрев воздуха в калорифере,
°С; оьвпд—избыток воздуха на входе в
воздухоподогреватель, для котлов с трубчатыми
воздухоподогревателями, для котлов,
имеющих трубчатую и вращающуюся
регенеративную части воздухоподогревателя, он равен
авпдН-Ларвп- Дополнительную потерю с
физической теплотой уноса золы топлива Д?!0"",
%, рекомендуется вводить при Лп^3:
Д?32ол = 0,2ау„Лпдух. Ю, A4.135)
где аун — доля золы топлива в уносе.
Потери теплоты вследствие химической
неполноты горения, %, подсчитывают по
формуле
qi = а(осух — p)Qnp гA+ 0,0006W) X
X (Ю0-?4) -Ю, A4.136)
где а — теоретически необходимый удельный
расход воздуха на 4168 кДж теплоты при
полном сгорании 1 кг сухого топлива. Для
основных энергетических топлив значение а
следует принимать равным: для антрацитов,
полуантрацитов, тощих, каменных и бурых
углей (кроме канско-ачинских), сланцев и
мазута 1,10, для канско-ачинских углей 1,08;
для торфа — 1,075, для природного газа 1,11;
аУх — коэффициент избытка воздуха за
воздухоподогревателем; р — поправочный
коэффициент, принимаемый равным: для
твердых топлив — 0,02, для мазута 0,05, для
природного газа 0,1, для попутного газа 0,03;
Qnp г — теплота сгорания горючих
компонентов, содержащихся в сухих продуктах
горения, кДж/м3:
Qnp г = 126,4 СО +108 Н2 + 358,2 СН4 +
+ QcHmCrtHm; A4.137)
здесь СО, Н2, СН4, С„Нт — содержание в
продуктах горения соответственно СО, Нг,
СН4 и C„Hm, %; QCnHm — теплота сгорания
предельных или непредельных углеводородов
(см. табл. 14.8).
Потери теплоты от механической
неполноты сгорания q4, %, рассчитывают по
формулам A4.111) или по формуле
<74 = 7,83ЛП Г аарГпр I a™r™ J-
100-Гш
+-
100
'ун* ун I
э—rv„ J*
A4.138)
Потери теплоты котлом в окружающую
среду qs определяют по рис. 14.2 или
вычисляют по формулам A4.117) и A4.118).
Потери с физической теплотой очаговых
остатков (шлака, провала и т. п.), %,
определяют по приближенной формуле
яГ = ЪЛашлг'А\ A4.139)
где z' — уменьшенная в 100 раз энтальпия
шлака.
Потери теплоты на охлаждение деталей
котла qtx \ не включенных в тепловую схему
или в циркуляционную схему котла,
принимают по формулам A4.121) и A4.122).
При работе котла с внешним подогревом
воздуха и топлива потери теплоты <7з» q'4y q'b,
q'n должны умножаться на коэффициент /Cq,
определяемый по формуле A4.133).
При совместном сжигании двух
видов топлива подсчет теплового
баланса проводят методом
последовательного приближения, при этом
Рсм = <7Р1 + (!-?)р2, A4.140)
где рь Р2 — коэффициент
соответственно для каждого из совместно
сжигаемых видов топлив; q — доля
тепловыделения одного из видов
топлива [см. формулы A4.142) и
A4.143)]. Определяют
располагаемое количество теплоты, выделяемой
совместно сжигаемыми топливами,
кДж/кг, по ориентировочно
заданному КПД брутто котла (Лкру)ор:
Qk у
I (BQJ)c
(т)£ру)ор '
A4.141)
здесь (?кру определяют по формуле
A4.87).
При известном расходе
газообразного топлива, а также известной
теплоте сгорания жидкого (твердого)
и газообразного топлива
подсчитывают долю теплоты, выделяемой от
сгорания каждого вида топлива:
для газообразного
(VQih
Яж
(BQOcm '
для жидкого (твердого)
(BQ't)cu-(VQi)n9
(В0/г)см
A4.142)
A4.143)
где Кгаз, (Qi) газ — соответственно
расход, м3/ч, и теплота сгорания,
кДж/ч, газообразного топлива при
0°С и 101, 325 кПа.
По подсчитанным долям в
соответствии с формулой A4.39)
определяют количество газообразного
топлива, приходящегося на 1 кг
жидкого (или твердого) топлива, м3/кг.
Потери теплоты qf2 подсчитывают
по формуле A4.132), значения /С, С
и Ь в ней принимают по табл. 14.11
пропорционально тепловой доле
каждого компонента в смеси:
362
газ» ч
аз» >
з» )
A4.144)
Асм == Лж^ж ~Г Лгаз^газ» ^
С-»см == ^ж*7ж "I ^-таз^г
Осм == ь?ж*7ж ~Г ^газЧ'газ»
Потери теплоты ^з рассчитывают
по формуле A4.136) с учетом
формулы A4.140). Потери теплоты q4
могут быть подсчитаны по формуле
328А%Л Гпр
*4 (Q?)y Ll00-rrDanp +
100-Гш
100
— * vh J
A4.145)
где <7тв — доля твердого (жидкого)
топлива в общем тепловыделении;
Япр» #шл» %н — доля золы топлива
соответственно в провале, шлаке,
уносе, %; Гпр, Гшл, Гу„ —
содержание горючих соответственно в
провале, шлаке и уносе, %; (Qf)y —
условная теплота сгорания (низшая)
твердого (жидкого) топлива с учетом
доли газообразного топлива, кДж/кг:
(Q0y=(Q0TB + ^(Q0ra3; A4.146)
здесь (Q[)tb, (Qf)ra3—низшая
теплота сгорания соответственно 1 кг
твердого (или жидкого) топлива,
кДж/кг, и 1 м3 газообразного
топлива, кДж/м3.
После определения всех этих
потерь теплоты проводят подсчет КПД
«брутто» котельной установки по
формуле A4.96). Если полученное
значение КПД отличается от КПД,
принятого ориентировочно, больше
чем на 0,25—0,30 % (по
абсолютному значению), расчет повторяют
с корректировкой соотношения
количества выделенной теплоты
газообразным и твердым (жидким) топли-
вами.
14.7. РАСХОД ТОПЛИВА И
НЕКОТОРЫЕ
ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ
ПАРАМЕТРЫ
Если расход топлива, кг/с, (т/ч, м3/ч),
в опытах непосредственно не измерялся, его
подсчитывают по формуле
В=-
Q6Kpy
ОМОЙ*' (ИЛ47)
или в условном топливе, кг/с (кг/ч, м3/ч),
Вуся = ВЭгп, A4148)
где 3™ = Q/VQy™ — топливный эквивалент;
Qy«i — условная теплота сгорания топлива,
равная 29 309 кДж/кг.
Полученные значения расхода топлива и
введенной в топку теплоты позволяют
определить испарительность топлива, условную
температуру перегретого пара и объемную
плотность тепловыделения в топке (тепловые
напряжения топочного объема), необходимые
для анализа влияния отдельных факторов
на составляющие КПД котла и другие
показатели.
Видимая испарительность топлива, кг/кг,
U* = Dnn/B. A4.149)
Условная энтальпия перегретого пара,
кДж/кг:
при поверхностных пароохладителях
(tfi).,=ft,.+ flM(r""u)<1' , A4.150)
"п п
где Д,о — замеренный расход воды через
поверхностный пароохладитель, кг/ч; h и
Лпо — энтальпия пара за пароохладителем и
до него, кДж/кг; h„ „ — энтальпия
перегретого пара, кДж/кг; а' — коэффициент,
учитывающий увеличение тепловосприятия
пароперегревателя в результате роста
температурного напора в нем при включении
пароохладителя: а' «0,75 -=-0,80;
при впрыскивающих пароохладителях
(АГ„)впр = Лп П+/>ВПР(/*ПП~/*ПВH/
Dnn-Dm
A4.151)
где DBnp — расход воды на впрыск, кг/с (кг/ч);
К в — энтальпия впрыскиваемой питательной
воды (конденсата), кДж/кг.
Для впрыскивающих пароохладителей и
при отсутствии замеров расход конденсата
(питательной воды) на впрыск, кг/с (кг/ч,
т/ч), для любой ступени свежего пара или
пара промперегрева будет равен:
для впрыска I
<*i=-
h'u-h'U
и
Лп —Лп.в
*Л] П»
для впрыска II
«-fib
du=
h\-hnB
№n-(ii),
A4.152)
A4.153)
где /i{, h\\ — энтальпия пара до и за
пароохладителем, кДж/кг; D„ п — расход
перегретого пара, кг/с (кг/ч, т/ч).
Условная энтальпия перегретого пара,
кДж/кг,
ЛГп = Лп п—^- (Лп.п-Лп.в). A4.154)
363
По hlcn и параметрам пара по
термодинамическим таблицам находится условная
температура перегретого пара [25].
Видимая объемная плотность
тепловыделения в топке, кВт/м3,
qv = QT/VT, A4.155)
где QT — тепловая
производительность топки, кВт; VT — объем
топки, м3;
QT = Q£_(Q3 + Q4 + QT5 + Qn£pac;
A4.156)
здесь Qp — располагаемая теплота
1 кг твердого (жидкого) топлива,
кДж/кг; QI — потери теплоты
наружной поверхностью топки котла
[примерно @,27—0,35) Q5]; Врас —
расчетный расход топлива, кг/ч:
Bpac = B(l-q4/l00). A4.157)
Видимая плотность теплового
потока в сечении топки, кВт/м2,
qF = QT/FTy A4.158)
где FT — поперечное сечение
топочной камеры, м2.
Видимая плотность теплового
потока зеркала горения (для слоевых
топок), кВт/м2 (МВт/м2),
<7p = Qt//?p, A4.159)
где /?р — площадь колосниковой
решетки, м2.
Удельный расход электроэнергии
на тягу и дутье, кВт • ч/МДж (кВт X
Хч/т пара),
Qk у
A4.160)
где £Л^С; £#др; £МД в —
суммарная мощность, потребляемая
соответственно основными дымососами
котла, дымососами рециркуляции
газов и дутьевыми вентиляторами,
кВт; X ^д в — дополнительный
расход электроэнергии на дутье (при
транспорте угольной пыли к
горелкам мельничным вентилятором), кВт:
IK.=IN„ р|- ; A4.161)
5м вТрм в
здесь si в, Рм в — соответственно
разрежение перед мельничным
вентилятором и давление за ним, кПа;
X jVm.b — суммарная мощность,
потребляемая мельничными
вентиляторами, кВт.
При подаче угольной пыли к
горелкам котла горячим воздухом от
вентиляторов горячего дутья
ZN'AB = £NBrRi A4.162)
где Х^в.гд — суммарная мощность,
потребляемая вентиляторами
горячего дутья, кВт.
Удельный расход электроэнергии
на пылеприготовление (при схеме
с ШБМ и бункером пыли), кВт-ч/т
топлива,
3nn=M^+MlLy A4.163)
или на тонну пара, кВт-ч/т пара,
9nn=M^l+M2Ly A4.164)
и*
где Х^раз, Х^тр — суммарная
средняя за опыт мощность, потребляемая
соответственно на размол топлива
и пневмотранспорт, кВт; Вн —
количество размолотого натурального
топлива, т/ч; DK — измеренный
расход пара с поправками на расчетные
параметры, т/ч.
Удельный расход электроэнергии
на пылеприготовление (в схемах с
молотковыми и среднеходными
мельницами или
мельницами-вентиляторами), кВт-ч/т пара,
Эпп=±£-. A4.165)
При наличии в таких схемах
мельничных вентиляторов затраченную
ими электрическую энергию относят
к пылеприготовлению и удельный
расход, кВт-ч/т пара:
эаа=МЦИ11, (млев)
где Л^э, N"'* — суммарная мощность,
потребляемая соответственно
мельницами и мельничными
вентиляторами, кВт.
364
При синхронных
электродвигателях мельниц к мощности основных
электродвигателей необходимо
прибавлять затраты мощности на
возбудитель и охлаждение обмоток
статоров.
Удельный расход условного
топлива на 1 МДж или 1 Гкал
выработанной котлом теплоты, кг/МДж,
&-р = 3,41 ' A4.167)
Лк у
или, кг/Гкал,
ft»? =142,9-J^-. A4.168)
Лк.у
Удельный расход условного
топлива на отпущенную теплоту, кг/МДж,
^TTn = 3,41-i-, A4.169)
Лк у
или, кг/Гкал,
6?ттп= 142,9—i—, A4.170)
Лку
где г]кру, л" у — КПД котельной
установки соответственно брутто и нетто.
14.8. КОЭФФИЦИЕНТ ПОЛЕЗНОГО
ДЕЙСТВИЯ НЕТТО
КОТЕЛЬНОЙ УСТАНОВКИ
Коэффициент полезного действия
котельной установки с учетом
расхода теплоты и электроэнергии на
собственные нужды котла (КПД
нетто) определяют по формуле
пн — Q*py — Qkh — <Зкл П4 17П
Лку- Вщ , A4.1/1)
где QKH — расход теплоты на
собственные нужды котла,
определяемый путем непосредственного
измерения и суммирования отдельных
составляющих, кДж/кг; QJ" —
расход теплоты на электроэнергию,
затраченную на собственные нужды
котла, кДж/кг.
К расходам теплоты на
собственные нужды при испытании одного
котла относятся расходы на
обдувку и расшлаковку, на распыливание
мазута (при применении паромазут-
ных или паромеханических
форсунок), на паровой привод
вспомогательных механизмов котла (при его
наличии), на охлаждение пробоот-
борных устройств водопарового
тракта котла, потери теплоты с
продувкой котловой воды. Последние, %
выработанной теплоты, составляют
qnp=DnphK,-Qnp m (И172)
Vk у
где Dnp и hK в — соответственно
количество, кг/ч (т/ч), и энтальпия
продувочной котловой воды, кДж/кг;
Qnp — использованная на
энергопредприятии или вне его теплота
продувочной воды, кДж/кг.
При определении КПД нетто
одного котла учитывают расходы
электроэнергии на основные дымососы,
дутьевые вентиляторы, дымососы
рециркуляции газов, мельницы,
мельничные вентиляторы, вентиляторы
горячего дутья, а также расходы
электроэнергии на питатели пыли,
сырого угля мельниц и фосфатные
насосы. В блочных установках, кроме
того, учитывают расход
электроэнергии на питательные насосы (как
основные, так и бустерные). Расход
электроэнергии на питательные
насосы на неблочных электростанциях
может быть учтен пропорционально
расходу питьевой воды на котлы.
Кроме того, при подсчете КПД нетто
может учитываться часть расходов
электроэнергии на собственные
нужды котельного цеха, не связанные
с работой одного котла: на
мазутное хозяйство, водоподготовку,
отопление топливоподачи и служебных
помещений котельного цеха,
подогрев воды душевых устройств и пр.
В КПД нетто котельной в целом
учитывают расходы электроэнергии на
собственные нужды по формуле
дм=«*^ A4.173)
ЛтЛт п
где Эс.н — расход электроэнергии
котельной на собственные нужды,
кВт-ч; х\т — КПД нетто турбинного
цеха, турбин соответствующей
очереди, турбины в случае энергоблока,
365
%; Лт п — коэффициент теплового
потока, %.
Значения т)? и цт п принимают по
данным энергопредприятия, где
проводятся испытания котла.
14.9. ПРИВЕДЕНИЕ ДАННЫХ
ИСПЫТАНИЙ К НОМИНАЛЬНЫМ
(ПРОЕКТНЫМ) УСЛОВИЯМ
Сопоставление результатов испытаний с
расчетными значениями является следующим
этапом их обработки. Оно может стать
основой для изменения технико-экономических
показателей котла и практической оценки
каких-либо мероприятий (например,
реконструкций котла или его узлов). При
сопоставлении должны выдерживаться равенства
исходных параметров — расчетных и
экспериментальных (температуры холодного
воздуха tx в и за калорифером /£ф, tn „, а) — с
определенной допустимой при проведении
испытаний степенью отклонения. Сравнению
подлежит в каждом основном опыте
значение потери q2y так как только на них
сказывается изменение в известных пределах
исходных входных значений определяющих
величин. Значения q2y %, приводят к расчетным
значениям исходных параметров по формуле
qn2 = q2±bqx2B±&q2*±2KT/imi,
A4.174)
где Aq2в — поправка на отклонение
температуры холодного воздуха, %:
±Agi'-?,*" 0V; A4.175)
"ух — *x в
здесь Св, *хав — температура холодного
воздуха соответственно в условиях опыта и
расчетная, °С; дух — температура уходящих
газов, °С; Д<72ф — изменение значения q2 при
подогреве воздуха в калорифере на Д/Кф, %:
±Д$* = К.сф('"ф Рас -/кфоп), A4.176)
/кф рас, *кф оп — соответственно расчетная
температура нагрева воздуха в калорифере и
полученная в условиях испытаний, °С; /(Кф —
поправочный коэффициент на изменение q2
от изменения температуры воздуха в
калорифере:
/Скф = Д?к2ф/Л'кФ, A4.177)
где Д/Кф — подогрев воздуха в калорифере,
°С; /Ст — поправочный коэффициент на
изменение q2 от изменения одного из исходных
параметров (/п в, а):
/(т = Д<7т2/Дт; A4.178)
здесь ±Д#2 — изменение q2 при отклонении
исходного параметра на Ат, номинального
или расчетного значения.
Расчет расхода топлива на собственные
нужды и анализ показателей тепловой эко-
366
номичности проводится для котельных цехов
электростанций в соответствии с [137], для
котельных промышленных предприятий —
в соответствии с [138].
14.10. ОСОБЕННОСТИ ТЕПЛОВОГО
БАЛАНСА КОТЕЛЬНОЙ
УСТАНОВКИ ПРИ ОТБОРЕ
ПРОДУКТОВ ГОРЕНИЯ
НА СУШКУ ТОПЛИВА
В СИСТЕМЕ ПЫЛЕ-
ПРИГОТОВЛЕНИЯ
Сушка топлива продуктами горения или
смесью их с воздухом при индивидуальной
системе пылеприготовления может
осуществляться:
по замкнутому циклу, когда сушильный
агент сбрасывается через горелки в топку
котла;
по ^разомкнутому циклу, когда сушильный
агент выбрасывается из системы
пылеприготовления в атмосферу (через
электрофильтры или через батарейные циклоны).
У отбираемых из котла для сушки топлива
продуктов горения теряется часть теплоты
из-за теплоотдачи пылеприготовительной
системы в окружающую среду и с
выбрасываемыми в атмосферу отработавшими газами.
Потеря теплоты в окружающую среду от
системы пылеприготовления почти полностью
компенсируется теплотой, выделяющейся в
результате работы мелющих органов (бил ММ
или шаров ШБМ и т. д.), поэтому при
составлении теплового баланса следует учитывать
лишь потерю теплоты с отработавшим в
пылеприготовительной системе сушильным
агентом.
Характеристика процесса сушки топлива
в мельничной системе. Связь между низшей
теплотой сгорания сырого топлива (Qi)™ и
низшей теплотой сгорания пыли (Q/)n, кДж/кг;
следующая:
100-Гтгл
100- Wi*
A4.179)
где №тл, W„ — рабочая влага соответственно
сырого топлива и готовой пыли, %.
Расходы готовой пыли и сырого топлива,
кг/кг, связаны соотношением
6=^=1оо-и?;л--л;л (u.ieo)
ВТЛ WQ-VPi-A'n '
где Лтл, An — рабочая зола соответственно
сырого топлива и готовой пыли, %.
Количество испаренной влаги на 1 кг
сырого топлива, кДж/кг,
\W=W'n-bWn. A4.181)
Степень озоления готовой пыли в
мельнице
Q = Ai/AiA9 A4.182)
где Л™, M — зола соответственно на сухую
массу сырого топлива и готовой пыли, %.
Масса озоления готовой пыли на 1 кг
сырого топлива, кг/кг,
ААзол=АгпЬ-Агтл. A4.183)
Тепловой баланс сушки на 1 кг пыли.
1. Приходная часть теплового баланса:
теплота сушильного агента, вносимая в
мельницы, кДж/кг,
Qca = H'M = ZVrcrK, A4.184)
где Нм — энтальпия дымовых газов,
поступающих в мельницы, кДж/кг; Ф„ — температура
газов перед мельницами, °С;
физическая теплота, вносимая присосами
воздуха на участке мельницы — дымососы,
кДж/кг,
QnPc = Ko(ai-a,M)cB/x в, A4.185)
где (Хм, ад — коэффициент избытка воздуха
соответственно перед мельницами и
дымососами, с„, t% в — соответственно теплоемкость,
кДж/(кг-К), и температура холодного
воздуха, °С;
физическая теплота золы в дымовых
газах, поступающих в мельницы, кДж/кг,
0эМ=Л£A-Пэу-0,08)С,вл/зол, A4.186)
где Сзол — теплоемкость золы, кДж/(кг-К);
/зол — температура золы (принимается равной
средней температуре дымовых газов перед
мельницами), °С; г^у — коэффициент
эффективности золоулавливания, %; этот
коэффициент, если он непосредственно не измеряется,
ориентировочно может быть определен по
формуле
^=Ж,00;
A4.187)
физическая теплота, внесенная топливом
в мельницы, кДж/кг,
где Од — температура уходящих газов перед
дымососом, °С;
потери теплоты на нагревание готовой
пыли, кДж/кг,
Qn=|—тт^—c™+-^z"CB.nb+
100
100
+ ДЛзолСзол (Фд — 'тл) Ь\\
A4.192)
потери теплоты с уходящим сушильным
агентом, кДж/кг,
Qyx Ус.а^дСс.а
с а —
. а^д^с. а , ^ Ад , V зодФд^с. а
— h Vnpc - I —;
"мС-м *х. в "мЧи
A4.193)
где ^м — температура сушильного агента
перед мельницей, °С.
Количество сырого топлива, подаваемого
в мельницы (на 1 кг сжигаемой пыли), находят
по балансу сушки, кг/кг:
h = а рс 0,п л — а П4 1Q4^
Чсисп тл + QBn + Qn
Влагосодержание отработавшего
сушильного агента (за мельницей), кг/кг,
0*2 = d\ + Д W \X-\- Д ССпрс^в,
A4.195)
где |х — концентрация топлива в сухом
сушильном агенте, кг/кг; Дапрс — присосы
воздуха в системе пылеприготовления; dB —
влагосодержание воздуха, кг/кг; d\ — начальное
влагосодержание сушильного агента, кг/кг:
rfl=0,01
9Hf+Urf + a'MLodB
щ+W+A' ;
1+06mLo Гоо
A4.196)
здесь aM — избыток воздуха в дымовых газах
перед мельницей.
Относительная влажность сушильного
агента в конце сушки (за мельницей), %,
V™ — £тл'и
A4.188)
Дн
A4.197)
где сТл — стл
100—-Ц^^
100
■+-
100
теплоемкость сырого топлива, кДж/(кг*К); здесь
с?л — теплоемкость сухой массы топлива [см.
формулу A4.82)], кДж/(кг-К).
2. Расходная часть теплового баланса
сушки:
теплота, затраченная -на испарение влаги
топлива, кДж/кг,
<2ИСПТЛ = ДГ. 25126,,
A4.189)
где Ь\ — расход сырого топлива на 1 кг
сжигаемой пыли, кг/кг:
61 = 1/6 = Втл/Бп;
A4.190)
потери теплоты с уходящими водяными
парами, кДж/кг,
<ЭвП = ДШмсвЖ,
A4.191)
где d„ — предельное влагосодержание, кг/кг:
0,804 р„
<*„=-
Рса PZ — Ph
A4.198)
здесь рс а — плотность сухого сушильного
агента (дымовых газов или их смеси с
воздухом), кг/м3:
р? а = 0,01 A,97 ROz-l-1,429 02+1,251 N2);
A4.199)
р» — давление водяного пара при ф=100%
и температуре за мельницей, кПа и °С; pZ —
абсолютное давление за мельницей, кПа.
Для температур до 120 °С dH можно
определять по табл. 13.3.
Температура насыщения водяных паров
за мельницей (или за пылеуловителями)
может быть определена по рис. 14.4 или по
табличным данным.
367
w
/
'^у'ЪАъ^Л^
100
zoo
]y**
go I
300
♦0£
Влага содержание, г/кг
I J" ,*&/
ft/ /
/
//
и
щ/Y
f /
^
\rp
i100
% во
1 во
1 40
I 20
&JOO
I
| 80
% 60
1
/0 Я7 J0 40 50 £0 70 00 90 100
<§ Влагосодержание, г/кг
Рис. 74.4. Относительная влажность воздуха в
зависимости от влагосодержания и
температуры при барометрическом давлении 745 мм рт. ст.
Замкнутый цикл. Отработавшие в системе
пылеприготовления газы или их смесь с
воздухом возвращаются (сбрасываются) в топку
котла. В этом случае потери с уходящими
газами подсчитывают как обычно, так как все
газы удаляются только через дымовую трубу.
При обработке данных газового анализа
приходится учитывать рециркуляцию газов в
газоходах котла. При отборе из какого-либо
газохода котла VV> м3 газа на I кг сырого
топлива, количество газов от топки до места
отбора, м3/кг,
V'r=Vr+Vr-VB, A4.200)
где Кг — количество влажных газов в месте
отбора, образующих от сгорания 1 кг топлива,
м3/кг; Кв — содержание воздуха в отбираемом
газе, соответствующее коэффициенту избытка
воздуха а, при котором происходит отбор
газа, м3/кг:
УоA-0,01?4) (а-1) vor
У в— тт. 'г »
откуда
Vr+VV
A4.201)
Vs-
-^(Уг+2УГJ-Vo(\-0,0\q<) (a-l) V?.
A4.202)
Количество влаги в отбираемом газе, м3/кг,
Квп+К?т
V7n=K?T-
368
A4.203)
или на участке от топки до места отбора
(К2тп)'=-
Vs '
A4.204)
где VB п — объем водяных паров в дымовых
газах, образовавшихся из топлива и воздуха
для горения при сгорании топлива, м3/кг.
Объем водяного пара в дымовых газах
при добавлении возврата отобранных
дымовых газов, м3/кг,
^n=VBn+lCn.
Объем сухих газов, м3/кг,
^г=1/г-1/вп=Кг+УГ-Кв-
A4.205)
•VBn-lCn.
A4.206)
Содержание ROS в сухих газах, идущих
в мельницу на сушку топлива, %,
R02 = R02 Vcr , A4.207)
к с г— V*
где Vc r — объем сухих газов, получающихся
при сжигании 1 кг сырого топлива (без учета
рециркуляции); RO2 — содержание диоксида
углерода в объеме газов Vc г,
соответствующее сгоранию с данным а.
При анализе газов определяют значение
RO£, от которого для определения а следует
перейти к значению RO2, определив
предварительно
Vcr-VB =
1,866 (C/r+0,375SQ
A4.208)
RO2 + CO' v '
В качестве примера рассмотрим работу
котла с камерной топкой, сжигающего бурый
уголь с подсушкой его в системе
пылеприготовления от WrTJl = 22 % до 1^ = 10 %.
Элементный состав и техническая
характеристика сырого топлива на рабочую массу
следующие:
S£ = 0,7%;
Л тл = ZZ /q \
/Ц =26,6%;
(<20тл = 15 072 кДж/кг.
Теплота сгорания пыли (Q/) „ = 17 753 кДж/кг.
Измеренный расход сырого топлива Втл =
= 32,8 т/ч.
Расход готовой пыли определится по
формуле A4.180):
С?=40,7%;
Н^=2,8%;
N'=1,1 %;
Ол=10,7%;
Ь=-
100-22-22
100-10-26,6 63,4
=-^Г~=0,88 кг/кг;
Яп = 32,8- 0,88=28,8 т/ч.
В случае замкнутого цикла и отбора
газов при а = 1,25 ему соответствует объем
влажных газов, получающихся при сгорании
1 кг сырого топлива, Уг = 5,5 м3/кг.
Для определения по формуле A4.200)
объема газов от места отбора необходимо
предварительно определить по формуле A4.202)
содержание воздуха в отбираемом газе. Если
на 1 кг сырого топлива количество отбираемых
газов составляет К?т=0,26 м3/кг,
= 4,0 м3/кг и <74 = 4 %, то получим
Vo =
V* =
5,5+0,26
-V
E,5+0,26J
-4A-0,01 -4) A,25-1H,26 =
= 0,05 м3/кг.
Следовательно, по формуле A4.200)
количество газов от топки до места отбора V'r =
= 5,5 + 0,26-0,05 = 5,71 м3/кг.
Объем водяного пара, получающийся при
сжигании 1 кг сырого топлива, VB „=0,6м3/кг.
Тогда по формуле A4.204) количество
влаги в отбираемом газе
Следовательно, полный объем водяного
пара в газах до отбора по формуле A4.205)
Уь „ = 0,6 + 0,03 = 0,63 м3/кг.
Объем сухих газов по формуле A4.206)
VI г = 5,71 -0,63 = 5,08 м3/кг.
Пусть газовый анализ до места отбора дал
значения RO'2=15,8 %, СО' = 0,0 % и СН'4 =
= 0,0%, тогда по формуле A4.208)
Vcr-VB= 1,866
= 4,85 м3/кг.
D0,7+ 0,375» 0,7)
15,8
Следовательно, при Vc г= VT— VB n = 5,5-
— 0,6=4,9 м3/кг по формуле A4.207)
15,8 = R02
4,9
4,85
= 1,01 R02,
откуда истинное значение RCb будет
составлять R02 = 15,8/1,01 = 15,6%.
Соответственно этому значению R02 и
определяют а по общеизвестной зависимости.
Разомкнутый цикл. В установках
с разомкнутой схемой сушки
топлива (рис. 14.5) в процессе размола
для сушки используются все
дымовые газы или часть их. По пути к
мельницам дымовые газы могут
очищаться в золоуловителях. Температура
дымовых газов, поступающих к
мельницам, регулируется в зависимости
от влажности топлива и паропроиз-
водительности котла путем
изменения количества воздуха, подаваемого
через воздухоподогреватель.
Наиболее низкая температура газов
перед мельницами обеспечивается при
подаче всего воздуха через
воздухоподогреватель, а максимальная —
при подаче всего воздуха мимо
воздухоподогревателя.
Рис. 14.5. Схема котла с разомкнутой системой пылеприготовления:
/ — топка; 2 — пароперегреватель; 3 — регулирующая ступень; 4 — воздухоподогреватель; 5 — водяной
экономайзер; 6 — РВП; 7 — электрофильтр; 8 — дымосос; 9 — бункер сырого угля; 10 — питатель
сырого угля; // — мельница; 12 — сепаратор пыли; 13 — циклон НИИОгаз; 14 — мельничный вентилятор;
15 — бункер пыли; 16 — батарейные циклоны; 17 — вентилятор горячего дутья
369
Тепловой баланс котельной
установки с разомкнутой схемой пыле-
приготовления при частичном отборе
продуктов сгорания на сушку. Если
количество газов, отбираемых из
газохода котла на 1 кг сухого
топлива (К?т)/, м3/кг, то доля газов,
остающаяся после их отбора, будет
1-Б=
УГ-(УП'
Уг
где Vr — объем влажных газов в
месте отбора, м3/кг; £ — доля
отбираемых газов (обычно 0,05—0,20).
При подсчете количеству
уходящих газов следует из подсчитанного
по анализу газов количества Кух,
м3/кг, вычесть отобранное
количество газов, м3/кг,
V'yx = Vyx-(V?)' A4.210)
и по этому количеству определить
потерю теплоты с уходящими
газами. К этой потере следует прибавить
потерю теплоты с газами,
выбрасываемыми из системы пылеприготов-
ления через фильтры, м3/кг:
Vt=(V?)' + V? + VFc, A4.211)
где VT — количество воздуха,
отобранного за воздухоподогревателем,
м /кг сухого топлива; КЕрс — присос
воздуха в системе пылеприготовле-
ния, м3/кг сухого топлива. Потеря
теплоты с газами, сбрасываемыми из
системы пылеприготовления, %,
^х.п=1/фсгБп(^-С) юо> A4.212)
( Qi ) тл #тл
где сг — теплоемкость
выбрасываемых газов, кДж/(см3«К); Ад — их
температура, °С; /£к — температура
окружающего воздуха, °С.
Полная потеря теплоты с
уходящими газами, %,
q'2 = q2 + q¥n. ' A4.213)
В остальном составление
теплового баланса и обработка
результатов газового анализа не отличаются
от обычных.
Если в рассмотренном выше примере
работа осуществляется по разомкнутому циклу,
полное количество уходящих газов, подсчи-
370
тайное по газовому анализу, Кух=6,75'м3/кг,
и количество отбираемых газов (у?)'=0,3 м3/кг,
то количество уходящих газов по формуле
A4.210) VJX = 6,75-0,30 = 6,45 м3/кг.
Если температура уходящих газов Оух =
= 180°С, их теплоемкость сг = 1,46
кДж/(м3.К), то
_ УухСг@Ух-Йк) Яп_
Я* (ООтлВтл
A4.209) _ 6,45» 1,46 A80-30) 28 800 _g g %
15 072-32 800
Если отбор горячего воздуха составляет
IT = 0,7 м3/кг, а присос в системе
пылеприготовления КЦрс=0,3 м3/кг, то количество
газов, выбрасываемых из системы
пылеприготовления, Кф = 0,3 + 0,7 + 0,3=1,3 м3/кг.
Потерю теплоты с уходящими газами из
системы пылеприготовления при температуре
этих газов Фд = 70 °С определяют по
формуле A4.212):
„ 1,3.1,46G0-30J8 800
ql ~ 15 072-32 800 100 — 0,44 ув.
Следовательно, полная потеря с
уходящими газами ?2 = 8,2 + 0,44 = 8,64%.
В связи с тем что разомкнутая
схема пылеприготовления не получила
широкого распространения,
материалы по методике подсчета
теплового баланса по ней здесь не
приводятся, в случае необходимости могут
быть использованы указания [25].
14.11. ПОГРЕШНОСТЬ
ОПРЕДЕЛЕНИЯ КПД
КОТЕЛЬНОЙ УСТАНОВКИ
При методе обратного теплового баланса
определяют только относительные потери
теплоты, %,
2 <7 = <72 + <7з + <74 + ?5 + ?б A4.214)
и КПД [по формуле A4.96)]. В этом случае
вероятная абсолютная погрешность при
подсчете КПД равна вероятной абсолютной
погрешности определения суммы потерь теплоты,
%, т.е.
Д2>„ат = Дт|к у=1<7пот aZw, A4.215)
где ау q — вероятная относительная
погрешность тсуммы потерь теплоты:
-д/ /Д<?2 <72\2 , /Д?з Яз V
+
/А<74 <?4 V , / A<?s Яь У / Age Я* у
A4.216)
Точность определения потери теплоты с
уходящими газами зависит от погрешностей
отдельных составляющих, входящих в
формулу A4.88), т. е. объема и температуры
уходящих газов и холодного воздуха,
поступающего в котел, погрешности определения
теплоты сгорания топлива и потерь теплоты на
расшлаковку. Погрешность определения
объема уходящих газов включает в себя
погрешности газового анализа и определения
технического и элементного состава топлива (см.
табл. 14.5). Значения суммарной
относительной погрешности газового анализа при
определении процентного содержания компонентов
газовой смеси приведены в гл. 9. Вероятная
относительная погрешность определения
объема сухих продуктов горения
AVer
aVcr = nr—100, A4.217)
V с Г
где
л"— v(torot)'aci+
и составляет 2,5—5,0%, а объем водяных
паров
где
AVB n=l,242V81(AH?J+(AU?7J, A4.220)
и составляет 2,7—3,2 %.
Относительная погрешность определения
температуры уходящих газов a a , как видно
из формулы F.19), оценивается в пределах
± B,3—5,0) %, а относительная погрешность
определения теплоты сгорания и отбора
средней пробы топлива обычно не превышает
±2 % для твердого топлива и ± @,5—0,7) %
для жидкого. Вероятные относительные
погрешности определения объема водяных паров
и потерь теплоты на расшлаковку можно не
учитывать ввиду их малых значений. Тогда
средняя квадратическая относительная
погрешность определения значения потери
теплоты с уходящими газами, %,
°«2=V(°v,,J+K,J+(a0;J. A4.221)
В большинстве испытаний котельных
установок oq2 колеблется в пределах 4,5—8,0 %.
Меньшие значения относятся к жидким и
влажным твердым топливам.
Предельное значение погрешности
определения потерь с химической неполнотой
горения, %, в зависимости от применяемых
газоанализаторов оценивается ±15% и
может быть определено по формуле
с"= V *
—> ►•
+ (-^У-[12 6272(ДСОJ +
+35 8812(ДСН4J+ 10 3022(ДН2J +
—►■ >■
+ •• +(QcnHmJ(AC„Hm)]
-► , A4.222)
гдеМ=12 627СО + 35 881 СН4 + 10 302 Н2 +
+ - + ФсщСлН"»; Осн* — теплота
сгорания предельных и непредельных
углеводородов (см. табл. 14.8).
Точность определения потерь теплоты с
механической неполнотой горения зависит от
погрешностей определения составляющих
эолового баланса, отбора средних проб шлака,
золы, уноса и топлива, а также
погрешностей их химического анализа. При оценке
погрешностей определения потерь с
механической неполнотой горения следует учитывать,
что последнюю можно определить по
данным непосредственного взвешивания шлака и
золы, выпадающих в топке и газоходах, и
определения концентрации уноса в дымовых
газах или путем использования обобщенных
данных по составляющим золового баланса
для однотипных котлов. Относительная
погрешность непосредственного определения
составляющих золового баланса по результатам
ряда испытаний ОРГРЭС и других
организаций находится в пределах ±(8—15)%,
чему соответствует относительная погрешность
определения потерь теплоты с механической
неполнотой горения ± B0—25) %.
Потерю теплоты котлом (в окружающую
среду) определяют по рис. 14.2. Числовое
значение потери теплоты в окружающую среду
зависит от эксплуатационного состояния
внешнего ограждения котла (обмуровки и
теплоизлучающих поверхностей).
Относительная погрешность определения этой потери
достигает а^5 = ± A2^-45) %.
Погрешность определения потери с
физической теплотой шлака, как видно из формулы
A4.120), зависит от представительности
отбора средних проб шлака, топлива и
инертного наполнителя для котлов с кипящим слоем,
а также точности анализов по определению
371
теплоты сгорания топлива, золы топлива и
содержания горючих в шлаке.
Представительность отбора средней пробы шлака в
сумме с определением содержания горючих
может быть с достоверностью оценена
относительной погрешностью ±B—5) %. Тогда
вероятная ошибка определения потери с
физической теплотой шлака составит ± C,5—
7,0) %.
Абсолютная ошибка определения КПД
брутто методом обратного баланса
Д1<7ПоТ = Дг$р = о1дпот £дпот. A4.223)
Коэффициент полезного действия брутто
по прямому балансу определяется по
формуле A4.94). Ввиду того, что количество
насыщенного пара, отбираемого из котла,
составляет относительно небольшую часть его
общей паропроизводительности (до 3%),
теплота, затраченная в котле на подогрев
продувочной воды, обычно не превышает
0,5—1,0% общей полезно израсходованной
теплоты, и без учета этой теплоты уравнение
прямого баланса, %, будет рассматриваться
исходя из равенства
Ai п(Л„ п — hn в) 4-ЕА»т п(Лвт п —Лвт пLЛЛ
Т|к у= -^Г, 100.
BQi
A4.224)
Вероятная абсолютная погрешность при
определении КПД по прямому балансу, %,
АЛку = Лкуа%у, A4.225)
где аТ|к — вероятная относительная
погрешность V определении КПД, рассчитываемая
по формуле
2 / АР» п V
+
—>■ ►
Г A (/inn — hn*) I2 ГА(/1НП — hnB) 12
L han — Лпв J L hHn — ha B J
VA(hKB-hnB) 12 ГА(Лйн —Ктп) I2
L Лкв — Лп в J L Лвтп — Лвт n J
+Ш
A4.226)
или
iZ/ADnnY, ГА(Лпп-Лпв) I2
+
+
/ ADBT n V ГА(Л&и--Кт.») I2
V А>тп / +Ч Лв'тп-Лвтп J +
/AB
)'+ш
A4.227)
где ADn n, AAirn, ADH.n, ДА,Р, А(ЛП п — Л„в),
А(ЛН п —Лп в), А(ЛК в — h„ в), А(Лвт п —Лвт п),
Ав, AQJ —
абсолютные погрешности при измерении
соответственно паропроизводительности,
расхода пара промежуточного перегрева,
насыщенного пара, расхода продувочной воды,
котловой воды, питательной воды, расхода
и располагаемой теплоты топлива.
Поскольку из-за наличия бункеров пыли и
топлива трудно точно определить массу
сжигаемого топлива, а также практически
невозможно использовать мерные баки для
прямого определения расхода питательной
воды, вероятная относительная погрешность
прямого баланса может достигать:
для котельных установок на твердом
топливе ±C,3—5,0) %;
для котельных установок на жидком и
газообразном топливе ±A,5—2,8) %.
14.12. ОЦЕНКА ТОЧНОСТИ
РЕЗУЛЬТАТОВ ИСПЫТАНИЙ
Оценка точности результатов испытаний
складывается из анализа источников
погрешностей основных результативных значений
опыта, оценки погрешностей измерений и
подсчета суммарной погрешности опыта '.
Для оценки значений погрешностей
измерений при проведении испытаний котлов
принимают, что они имеют нормальный закон
распределения Гаусса, при этом точность
результатов испытания выражается
интервалом, в котором с доверительной вероятностью
Р'=0,95 находится суммарная погрешность
измерения. Доверительный интервал (*—Да,
jf-j-Да) и доверительная вероятность Р' дают
представление о точности и надежности
оценки среднего арифметического значения х и о
том, с какой степенью уверенности можно
ожидать, что погрешность, связанная с
заменой *ист на *, не выйдет за заданные пределы.
Исходными данными для оценки
погрешностей являются метрологические
характеристики средств измерений, приведенные в
нормативно-технической документации [95]. Раз-
1 Полученные при испытаниях в
результате измерений средние числовые значения
следует округлять так, чтобы значение
результата измерений оканчивалось цифрой того же
разряда, в котором находятся значения
погрешностей.
372
личают прямые, косвенные, совокупные и
совместные измерения. При проведении прямых
измерений искомые значения определяют
непосредственно измерительным прибором
(давления — манометром, температуры —
термометром и т. д.). К косвенным измерениям
относятся те, результаты которых
получаются на основании данных одного или
нескольких прямых измерений, связанных с искомой
определенной функциональной зависимостью.
В этом случае искомое значение
определяют из уравнения
х = /((/,, 22, /3,..., wn\ A4.228)
где t/i, 22, /з,..., wn — значения прямых
измерений.
Примерами косвенного измерения могут
служить определение расхода питательной
воды сужающим устройством, измерение
температуры ТС и т. д. Совместные и
совокупные измерения по способам нахождения
искомых значений очень близки, и в том и
другом случае их находят решением системы
уравнений, в которых коэффициенты и
отдельные члены получены в результате измерений
(обычно прямых). Основное отличие состоит
в том, что при совокупных измерениях
одновременно проводят несколько одноименных
измерений, а при совместных —
разноименных. К совокупным относятся измерения,
состоящие из совокупности ряда прямых и
косвенных измерений. Искомые числовые
значения определяют из так называемых
условных уравнений:
Л (*i, *2, х3... у\, уъ уз...) =0; 1
F2(xlt X2, x3 ...у'{, yl у'3'...) =0; i A4.229)
Fz(XuX2, Х3 ... у?', У'2", у'3"...) =0У )
где х\, Х2, хз — искомые значения; у\, у2, уъ —
значения прямых измерений; F|, F2, F$ —
знаки функциональной зависимости.
В качестве примера совокупных
измерений *может явиться определение КПД котла,
тепловосприятия экранных поверхностей
топки при помощи радиометрического
калориметра и т. д.
Измерения при испытаниях, как бы
тщательно и точно они ни выполнялись, всегда
содержат погрешности. Искажения
результатов измерения могут быть вызваны
недостатками измерительной аппаратуры,
примененных методов измерения, субъективными
особенностями наблюдателя и др. Все
погрешности при проведении измерений
разделяются на три категории. К первой категории
относятся погрешности систематические с
постоянным знаком (плюс или минус),
возникающие из-за несовершенства измерительного
прибора, неправильного выбора метода
измерений и др. При обработке полученных
данных систематические погрешности могут быть
устранены введением в расчет поправок,
учитывающих погрешности в измерениях.
Вторая категория включает грубые ошибки
измерений, значения которых больше
допустимых при данных условиях. Причинами этого
могут быть ошибки отсчета по шкале,
неверное определение цены деления,
неисправность или ошибки в схеме включения прибора,
а также неправильная методика измерений.
Грубые погрешности, так же как и
систематические, подлежат устранению (тренировка
наблюдателей, поверка и тарировка
измерительных приборов в рабочих условиях и т. п.).
Они могут быть обнаружены при наличии
достаточного ряда измерений. К третьей
категории относятся случайные погрешности
измерений, проявляющиеся в разбросе
результатов измерения одной и той же величины в
одинаковых условиях. Они вызываются
причинами, которые не могут быть учтены при
измерении и на которые нельзя оказать
влияния. Кроме того, указанные погрешности
измерений непостоянны по значению и знаку.
Случайные погрешности можно обнаружить
только при многократных измерениях.
Влияние случайных погрешностей на результаты
измерений может быть оценено
статистическими методами на основе теории
вероятности [139].
Поскольку систематические погрешности
поддаются устранению путем внесения
соответствующих поправок, а промахи исключают
из ряда измерений в процессе обработки
результатов испытаний, точность результатов
испытаний оценивают значением случайной
погрешности. При наличии случайных
погрешностей за наиболее вероятное измеряемое
значение а, принимают среднее
арифметическое х результатов всех п измерений, а
среднюю арифметическую погрешность
отдельного измерения определяют как среднее
арифметическое абсолютных значений | Да, | всех
случайных погрешностей из п измерений:
п
г=Х1Да'1/л» A4.230)
1
при этом для /г<15 рекомендуется применять
формулу
rf^Y.\^ai\Nn(n-\) . A4.231)
1
Точность и надежность измерений
оценивают по значениям относительных
погрешностей путем сопоставления абсолютной
погрешности измерения с самой измеряемой
величиной с учетом доверительной вероятности.
Абсолютная погрешность отдельного
измерения
Да,= |а,-*|, A4.232)
при этом учитывают, что возможности
получения погрешностей со знаком плюс и со
знаком минус одинаковы и сумма всех
случайных погрешностей близка к нулю.
Отклонение отдельных результатов от
среднего арифметического характеризуется
средней квадратической погрешностью
отдельного измерения:
а = "Л/ |>а,7(л-1), A4.233)
f 1
373
п
где £Да? — сумма квадратов отклонений ре-
1
зультатов отдельных измерений от их
среднего арифметического значения, т. е. (а\ —
-х)\ (а2-х)\ (аз-х)\ (а<-х)\ ...
..., (ап—хJ.
Отклонение среднего арифметического от
действительного измеряемого значения —
средней квадратической погрешности
среднего арифметического рассчитывают по
формуле A4.4). Между г или г' и а существует
зависимость: г(г') = 0,8а.
Вероятную погрешность отдельного
измерения находят в предположении, что все
случайные погрешности данного ряда п
измерений разделены на две равные части: в одной
погрешности > /?, в другой < R:
/? = 0,6745VlAa?/(n-l), A4.234)
где 0,6745 — коэффициент перехода от a к R.
На практике вероятной погрешностью
принято пользоваться в качестве меры точности
измерений, ее можно оценивать и по
значениям любой из рассмотренных погрешностей:
a, R, г (или г'), поскольку в случае
достаточно большого п при нормальном законе
распределения погрешностей они связаны между
собой указанными выше коэффициентами
перехода. Если при измерениях средняя квад-
ратическая погрешность превышает
инструментальную (приборную), то для повышения
точности целесообразно увеличивать число
измерений. Если же средняя квадратическая
погрешность среднего арифметического
меньше приборной, то за погрешность
результата следует принять приборную погрешность.
Чем меньше абсолютная средняя
квадратическая погрешность, тем выше точность
измерений. Смысл средней квадратической
погрешности при нормальном законе
распределения сводится к тому, что для большого ряда
измерений 68 % всех погрешностей лежит
ниже а, а 32 % погрешностей — выше ,ее,
при этом доверительная вероятность равна
0,68, а для 2а 0,95 и для За 0,997. Знание
этих предельных значений достаточно, чтобы
ориентироваться в оценке надежности
измерений, если известна их средняя
квадратическая погрешность или коэффициент вариации.
Согласно теории вероятности частота
появления случайных погрешностей в зависимости
от их размеров уже при квадратической
погрешности, равной За, имеет вероятность
появления, равную 0,3 %, т. е. 1 раз на 370
измерений. Так как в практике типовых
испытаний число измерений не превышает
нескольких десятков, то появление предельной
погрешности в интервале от a до За мало
вероятно.
Погрешности среднего арифметического
взаимосвязаны с погрешностями отдельных
измерений следующими соотношениями:
Ох=±о/л[п и rj=zbr^/V^, A4.235)
374
где Ох, г х- — соответственно средняя
квадратическая и вероятная погрешность среднего
арифметического измеряемой величины.
Относительное значение средней
квадратической погрешности, %, называют
коэффициентом вариации:
w=(o/x)\00. A4.236)
Для нахождения случайной погрешности
нужно определить два параметра —
доверительный интервал и доверительную
вероятность. Связь между ними
«"-тгё-Ч-Ш ,'4•И7,
где f(kx) — плотность вероятности случайной
погрешности Ajc, равная вероятности
попадания ее в интервал Aai<A*<a2, деленной на
значение интервала 6 = Да2 — Afli, при б->-0;
ох — генеральное среднее квадратическое
отклонение:
ох= limS„; A4.238)
rt->co
здесь п — число наблюдений; Sn —
выборочная дисперсия, т. е. степень рассеивания
нормального распределения случайного значения
[в общем случае Sn определяют по формуле
A4.233)]. При замене Sn значением S
надежность оценки уменьшается и тем заметнее,
чем меньше п.
При прямом однократном измерении
искомого значения и оценке случайной
погрешности классом точности прибора результат
измерения представляют в виде
*=л:„зм±0,01Дпр, A4.239)
где Хизм — показание СИ (искаженное
случайными погрешностями); Лпр — класс точности
СИ.
При прямых измерениях с многократными
наблюдениями результат измерения
представляют в виде
х±Аа, Р'. A4.240)
Среднее арифметическое принимают и для
случаев, в которых измеряемое значение
встречается не только в первой степени, айв более
сложной зависимости (например, приборы с
квадратичной шкалой и т. д.).
Более подробно вопросы обработки
материалов измерений и оценки их погрешности
рассмотрены в [136].
Обработка результатов косвенных и
совокупных измерений. Для нахождения
результатов косвенных измерений необходимо
определить частные значения искомой
величины х, связанной с у, z, /, до, измеряемыми
прямым способом:
*/ = Ф(#, z,, //, ..., до,). A4.241)
Полученные частные значения
усредняются:
х= п —^"^' A4.242)
Значения у, z, t, ..., w определяют как
средние арифметические ряда измерений.
Систематические погрешности исключают путем
введения поправок по паспортам поверки.
Вероятная погрешность результатов косвенных
измерений
+(ж4')'',-+(-ягЛ-)* • (|4-243>
где df/ду, df/dz, df/dt, df/dw — частные
производные функции по аргументам у, z, /, до;
Дг/, Az, Д/,.... Ддо — погрешности при прямых
измерениях у, z, /,.... до.
При проведении совокупных измерений
погрешность определяют по равенству
Дх=У Дл:? + ДлЗ + Д*§ + ... + Дл£ A4.244)
Если при испытании значение х определяют
на основании прямых измерений у, z, /, до,
связанных зависимостью, имеющей вид
произведения (x—yzw) или дроби (x = yzt/w)>
то Дх находятся из выражения
A4.245)
Если эта зависимость имеет вид суммы
(* = */+z+/ + ay + ...), то
Д*=УД1/2 + Дг2 + Д/2 + Ддо2 + ... , A4.246)
а если вид суммы произведений, например
вида x=yz-\-twk, то
A(lK)_»,V(^)'+(f.)' + ...; (H247I
4<«,_«Л/(^+(^У+(^)Г :
A4.248)
Д*=У [Д(*/2)]2+[Д(/о;*)]2 + ... A4.249)
Автоматизированная обработка
результатов испытаний. В связи с тем что до
настоящего времени в государственный и
отраслевой фонды алгоритмов и программ не
поступили соответствующие документы, различные
наладочные организации для обработки
материалов испытаний применяют местные,
разработанные ими алгоритмы и программы.
Целесообразно применительно к конкретным
условиям использовать такие материалы, как
например, пакет программ «Донтехэнерго»,
охватывающий расчеты КПД брутто при
раздельном и совместном сжигании в котлах
твердого, жидкого и газообразного топлива
(твердого с жидким; твердого с
газообразным; жидкого с газообразным и др. на ЭВМ
ЕС-1022 с использованием языка ФОРТРАН).
14.13. ОТЧЕТ ПО ИСПЫТАНИЯМ
Содержание технического отчета
по испытаниям котла определяется
характером и объемом проведенных
работ. Примерный план составления
отчета следующий.
1. Аннотация — краткое
содержание работы и ее назначение.
2. Введение — описывают объект
испытания (наладки), излагают
мотивировку организации работы и
цели, которые поставлены перед ее
исполнителями.
3. Краткая характеристика
оборудования. Приводят краткое описание
котла, его вспомогательного
оборудования и их основные параметры.
Описание иллюстрируют общим
видом котла и схемами его
подключения к станционному оборудованию
системы пылеприготовления и пр.
Более подробно должны быть
описаны и иллюстрированы элементы
котла, определяющие экономичность
сжигания, новые технические
решения отдельных его узлов. Здесь же
должна быть приведена краткая
характеристика работы котла до
наладки и испытаний по данным
эксплуатации. Основные конструктивные и
расчетные данные сводят в таблицу.
При выполнении работ на
действующем оборудовании указывают год
ввода объекта и оборудования в
эксплуатацию или число
проработанных часов.
4. Методика измерений. Дают
краткое описание примененных способов
измерений с указанием точек отбора
проб, методов определения
состава газов, отбора проб топлива,
шлака и уноса. Желательно привести
схему котельной установки с
указанием основных точек измерений, по-
375
Таблица 14.12. Пример формы сводной ведомости результатов испытания
котла №
Контролируемый показатель '
Продолжительность опыта
Условное
обозначение
Единица
измерения
ч
Номер опыта
Дата проведения
опыта
I. Пределы колебаний основных
параметров режима работы котла от среднего
значения за опыт, макс/мин
Паропроизводительность
Давление пара в барабане
Давление свежего пара
Температура свежего пара
Температура пара промперегрева
Температура питательной воды
Коэффициент избытка воздуха за
пароперегревателем
Температура уходящих газов
Япп
Рб
/tfn
*вт п
*п в
ССпп
о/
/о
0/
/0
/0
°/
/0
°/
/0
°/
/0
°/
/0
/о
II. Топливо
А. Твердое
Марка и сорт топлива
Влажность рабочего топлива
Зольность рабочего топлива
Содержание углекислоты карбонатов в
рабочем топливе
Низшая теплота сгорания рабочего
топлива
Содержание летучих на горючую массу
Температура топлива
Элементный состав рабочего топлива:
содержание углерода
содержание водорода
содержание серы горючей
содержание азота
содержание кислорода
Топливная характеристика
Температурная характеристика золы
топлива:
начало деформации
начало размягчения
жидкоплавкового состояния
начала нормального жидкого шлако-
удаления
wt
Аг
(С02)^
Qi
yUaf
/тл
сч
Hr<
Src
Nr
or
p
/.
h
h
*н ж
/0
°/
/0
/0
кДж/кг (kv
/0
°C
/0
°/
/0
/о
/0
/о
—
°c
°c
°c
°c
Б. Жидкое
Марка
Влажность
Зольность
Содержание механических примесей
Вязкость (условная)
Температура вспышки
Температура застывания
Плотность
Теплота сгорания низшая (рабочая)
376
W1
Аг
#мех
*вс
*заст
рж т
QI
/о
/0
о/
/0
ВУ/
°С
°С
кг/м3
кДж/кг (ккал/кг)
Продолжение табл. 14.12
Контролируемый показатель '
Продолжительность опыта
Условное
обозначение
Единица
измерения
ч
Номер опыта
Дата проведения
опыта
Элементный состав (сера, углерод,
водород, кислород, азот)
Температура топлива
/о
°С
В. Газообразное
Марка
Влажность
Зольность (механические примеси)
Плотность
Теплота сгорания (рабочая)
Элементный состав (метан, этан,
пропан, сероводород, азот и др.)
Температура топлива
Влажность угольной пыли
Тонкость пыли по остатку на сите 90 мкм
(скорость аэросмеси в гравитационной
шахте молотковой мельницы)
Тонкость пыли по остатку на сите
200 мкм
Часовой расход топлива
Объемная плотность тепловыделения в
топке
Видимая испарительность топлива
W
А (аМех)
Рг тл
*г тл
m
#90
в
Q/Vr
и
°/
/о
/о
кг/м3
°/
/о
°С
/о
/о
/о
т/ч (тыс. м3/ч)
кВт/м3
[103ккал/(м3-ч)]
кг/кг
III. Вода и пар
Расход свежего пара (с поправкой на
параметры)
Расход питательной воды
Расход воды на впрыск, на
поверхностный пароохладитель
Расход пара промперегрева
Давление пара (вход и выход)
Температура пара (вход и выход)
Расход продувочной воды
Давление пара в барабане
Давление свежего пара
Температура свежего пара
Температура воды перед водяным
экономайзером
То же за водяным экономайзером
т/ч
Оп в
^впр
Явтп
Рвт п
'вт п
Аф
Рб
Рпи
«ни
/пв
т/ч
т/ч
т/ч .
МПа (кгс/см')
°С
т/ч
МПа (кгс/см2)
МПа (кгс/см-')
JC
ЭС
/"
'в э
IV. Продукты горения
Содержание диоксида углерода и
кислорода за пароперегревателем (водяным
экономайзером)
Состав уходящих газов (за
воздухоподогревателем):
содержание диоксида углерода
содержание кислорода
содержание оксида углерода
содержание водорода
содержание метана
(R02Kf„.
(СШп
(ROiK'm
@>);,„1
СОВ'ПД
(На)впд
(СН.» К'щ
/О
/о
/о
о/
/о
/о
/0
377
Продолжение табл. 14.12
Контролируемый показатель '
Продолжительность опыта
Условное
обозначение
Единица
измерения
ч
Номер опыта
Дата проведения
опыта
Содержание диоксида углерода за ды- (RO2)"
мососом
Коэффициент избытка воздуха за паро- а"п
перегревателем (водяным экономайзером)
Коэффициент избытка воздуха за воз- авпд
духоподогревателем
Коэффициент избытка воздуха за дымо- а"
сосом
Присосы воздуха в топке и паропере- Дат+Пп
гревателе
То же на участке промпароперегрева- ДаППп
теля
То же на участке водяного экономай- Дав э
зера
То же на участке воздухоподогрева- ДаВПд
теля
То же на участке золоуловителей, газо- Дазу к д
вых коробов и дымососов
Расход продуктов сгорания на рецир- Qpu
куляцию
Степень рециркуляции г
Общий присос воздуха по газовому Да
тракту
Температура газов за пароперегрева- и™
телем
То же до водяного экономайзера ив э
То же за водяным экономайзером ив э
То же за воздухоподогревателем г)в'пд
Разрежение по газовому тракту:
вверху топки s(
за пароперегревателем s"n
за водяным экономайзером sB э
до и за воздухоподогревателем 5ВПД
перед золоуловителем s'3y
за золоуловителем s"y
перед основным дымососом s'A
за основным дымососом si'
на всасе дымососов рециркуляции s'A рц
(Л, Б)
Сопротивление пароперегревателя Asnn
То же водяного экономайзера Д$в э
То же воздухоподогревателя AsBIW
То же золоуловителей As3y
о/
/о
м3/ч
о/
/о
°С
°С
°С
Па (кгс/м2)
Па (кгс/м2)
Па (кгс/м2)
Па (кгс/м2)
Па (кгс/м2)
Па (кгс/м2)
Па (кгс/м2)
Па (кгс/м2)
Па (кгс/м2)
Па (кгс/м2)
Па (кгс/м2)
Па (кгс/м2)
Па (кгс/м2)
V. Воздух
Температура воздуха на всасе дутьевого /д в
вентилятора (до места присоединения
трубопровода рециркуляции)
То же до и за воздухоподогревателем /впд, /в'п
То же за мельничным вентилятором и /мВ, tar
за вентилятором горячего дутья
Давление воздуха перед воздухоподо- /?впд
гревателем
°С
°С
Па (кгс/м2)
378
Продолжение табл. 14.12
Контролируемый показатель '
Продолжительность опыта
Условное
обозначение
Единица
измерения
ч
Номер опыта
Дата проведения
опыта
То же за воздухоподогревателем
То же вторичного воздуха перед каждой
горелкой и в общих коробах к горелкам
То же первичного воздуха перед каждой
горелкой и в общем коробе к горелкам
То же перед сбросными горелками
Расход вторичного воздуха на горелки
Расход первичного воздуха на горелки
Расход воздуха на сбросные горелки
Скорости вторичного воздуха в
горелках
Скорости аэросмеси в горелках
Скорость воздуха в сбросных горелках
п"
рвпд
Р(В ВЗ)гор
Р(п.ВЗ)гор
Рсбр
Qb вз
Уп вз
Qc6p
Wn вз
КУсбр
Па
Па
Па
Па
(кгс/м2)
(кгс/м2)
(кгс/м2)
(кгс/м2)
м3/ч
м3/ч
м3/ч
м/с
м/с
м/с
VI. Нагрузка электродвигателей
вспомогательного оборудования
Ток электродвигателей:
основные дымососы А и Б
дымососы рециркуляции А и Б
дутьевой вентилятор А
дутьевой вентилятор Б
мельничный вентилятор А
мельничный вентилятор Б
мельница (Л, Бит. д.)
ВГД А и Б
Мощность, потребляемая
электродвигателями тягодутьевой и пылеприготови-
тельной установок:
основные дымососы А и Б
дымососы рециркуляции А и Б
дутьевые вентиляторы А и Б
всего на тягу
всего на дутье
мельницы А, Б и т. д.
мельничные вентиляторы Л, Б и др.
ВГД А и Б
Удельные расходы электроэнергии:
на тягу
на дутье
на пылеприготовление
/д
/др
Л.О
'лвА
/
Дв5
fMBA
'мвБ
'м
il Аа + б
мЛ
мЛР
Л^дв
Nf
Мд
NM
jV.b
^вгд
эЛ
Э J
А
А
А
А
А
А
А
А
кВт
кВт
кВт
кВт
кВт
кВт
кВт
кВт
кВт-ч/МДж
кВт-
ч/т топлива
VII. Тепловой баланс
Коэффициент полезного действия котла
брутто
То же нетто
Потери теплоты с уходящими газами
То же с химическим недожогом
То же с механическим недожогом с
уносом
То же с механическим недожогом со
шлаком
То же с механическим недожогом с
золой из-под золоуловителей (газоходов)
пбР.
/О
Пк v
Я2
Я\
я\"
-ШЛ
Я*
-ЗОЛ
я*
о/
/0
/0
°/
/0
°/
/0
/о
/0
379
Продолжение табл. 14.12
Контролируемый показатель '
Продолжительность опыта
Условное
обозначение
Единица
измерения
ч
Номер опыта
Дата проведения
опыта
Потери теплоты в окружающую среду
Потери с физической теплотой шлака
Потери теплоты с охлаждением
деталей котла (панели, балки, дробеструйная
установка и др.)
Сумма потерь теплоты
Яь
ЯГ
ЯГй
%
%
%
1я
/о
VIII. Очаговые остатки
Содержание горючих в уносе
Содержание горючих в шлаке
Содержание горючих в золе из-под
газоходов (из-под золоуловителей)
' VH
' Ш.1
' зол
/о
/0
/О
Количество и номенклатура показателей определяются конструкцией котла и задачами испытаний.
Таблица 14.13. Пример режимной карты для котла при сжигании пыли по схеме прямого
вдувания
Параметры работы котла и топки
Единица
измерения
Паропроизводительность котла, т/ч
Давление в барабане
Температура свежего пара
Расход воды на пароохладитель
Количество работающих мельниц
Нагрузка электродвигателей мельниц
Перепад по диафрагмам (мультипликаторам Венту-
ри) в коробах первичного воздуха к мельницам
Давление вторичного воздуха перед горелками
То же в нижних шлицах
То же в задних шлицах
Температура аэросмеси за сепаратором
Разрежение вверху топки
Разрежение за воздухоподогревателем
Содержание диоксида углерода (RO2) или
кислорода @2) за пароперегревателем
Температура дымовых газов перед
воздухоподогревателем
Температура уходящих газов
Сопротивление воздухоподогревателя по воздушной
стороне
Количество работающих вентиляторов (скорость
вращения: малая — большая)
Расход пара промперегрева
Давление пара на выходе из промежуточного
перегревателя
Температура пара промперегрева
Нагрузка электродвигателей вентиляторов
Количество работающих дымососов (скорость
вращения: малая — большая)
Нагрузка электродвигателей дымососов
Содержание горючих в уносе
кПа
Па
Па
Па
Па
Па
Па
Па
кПа
(кгс/см2)
°С
т/ч
А
(кгс/м2)
(кгс/м2)
(кгс/м2)
(кгс/м2)
°с
(кгс/м2)
(кгс/м2)
/о
°с
(кгс/м2)
т/ч
(кгс/см2)
°с
А
шт.
А
/о
380
Таблица 14.14. Пример режимной карты работы котла №
оборудованного
горелками
тип горелки
котельной
наименование объекта
при работе на газообразном топливе
Показатель
Единица
измерения
Значение
величины
Указания по ведению режима
Паропроизводительность
(тепловая мощность)
Параметры перегретого пара:
давление
температура
Температура питательной воды
Температура воды после
экономайзера (для небольших котлов)
Количество работающих горелок
Расход газообразного топлива на
котел при /=.. .°С
Теплота сгорания газообразного
топлива при /=...°С
Давление газообразного топлива
перед горелками:
№ 1/№ 2
№ 3/№ 4
№ 5/№ 6
Температура воздуха перед
вентилятором
Температура воздуха после
воздухоподогревателя
Давление воздуха за
вентилятором
Давление воздуха после
воздухоподогревателя
Давление воздуха перед
горелками:
№ 1/№ 2
№ 3/№ 4
№ 5/№ 6
Разрежение в верху топки
Разрежение за котлом
Разрежение за
воздухоподогревателем
Разрежение перед дымососом
Содержание в продуктах
горения, уходящих из котла (за
пароперегревателем):
R02
о2
т/ч (МВт/ч)
МПа (кгс/см2)
°С
°С
°С
шт.
м3/ч
кДж/м3
(ккал/м3)
Па (кгс/м2)
°С
°С
Па (кгс/м2)
Па (кгс/м2)
Па (кгс/м2)
Па (кгс/м2)
Па (кгс/м2)
Па (кгс/м2)
Па (кгс/м2)
/О
Коэффициент избытка воздуха за
котлом
Температура уходящих газов °С
Содержание за воздухоподогре- %
вателем:
R02
02
Коэффициент избытка воздуха за
водяным экономайзером
Коэффициент полезного дей- %
ствия котла брутто
Удельный расход газообразного кг условного
топлива на выработанный МДж топлива /Гкал
теплоты
1. При сжигании газообразного
топлива шиберы первичного
воздуха перед горелками должны быть
закрыты полностью
2. Шиберы вторичного воздуха
перед работающими горелками
открывать полностью
3. Регулировку расхода воздуха
на котел производить
направляющим аппаратом вентилятора
4. Температуру воздуха перед
воздухоподогревателем
поддерживать равной 45—55 °С
5. Задвижки газообразного
топлива перед работающими
горелками открывать полностью
6. Регулировку расхода
газообразного топлива на котел
производить поворотно-регулирующей
заслонкой дистанционно со щита
управления
7. Регулировку разрежения в
топке производить направляющим
аппаратом дымососа дистанционно
со щита управления
8. Настройку режима горения
производить по давлению
газообразного топлива и воздуха перед
горелками
9. Паропроизводительность и
расход газообразного топлива
котла в режимной карте указаны
фактические, т. е. с учетом поправок
на отклонения параметров пара от
расчетных значений
381
дробно рассмотреть и привести в виде
графиков данные поверки СИ и
тарировки сечений, а также
погрешности измерений и метод их
подсчета.
5. Характеристика выполненных
работ. Подробно рассматривают
выполненные на котле работы по
устранению выявленных недостатков.
Указывают условия, при которых
проводились испытания. Делают общий
обзор экспериментальных
(наладочных) работ и характеристику
отдельных опытов с рассмотрением
особенностей режима горения, способа
подачи воздуха (по поясам, шлицам
и т. п.), результатов визуальных
наблюдений за факелом, характера
шлакования поверхностей нагрева,
эффективности имеющихся средств
очистки и расшлаковки,
поддержания параметров пара, работы
автоматики.
6. Результаты испытания и их
анализ. Должны быть
проанализированы фактически полученные в опытах
данные под углом зрения задач
испытаний. Должны проводиться
сравнение фактических характеристик
котла с расчетными (гарантийными)
данными и анализ причин их
несоответствия. В разделе должны быть
приведены графики изменения
основных параметров работы котла в
зависимости от тех или иных факторов.
При проведении тепловых
испытаний к их числу относятся:
зависимость КПД брутто котла от
его производительности т)кру = /(Оп.п)
и от видимой объемной плотности
тепловыделения в топке v$y = f(QT/
Vr);
зависимость изменения отдельных
и суммарных тепловых потерь, тепло-
восприятия поверхностей нагрева,
температур продуктов горения
избытка воздуха, скорости вторичного
воздуха в горелках, сопротивлений
газового и воздушного трактов,
расходов электроэнергии на тягу, дутье
и размол от производительности
котла и т. д.;
зависимость изменения горючих
и очаговых остатков (шлака и уноса)
от производительности котла и
тонкости пыли;
изотермы топочного пространства
(с указанием на них основных режи-
ных факторов — нагрузки котла,
избытка воздуха, распределения
скорости воздуха по шлицам и т. д.).
7. Оценка работы автоматики
горения.
8. Выводы и предложения.
Рассматривают основные итоги наладки
и испытаний. При проведении
тепловых испытаний рассматривают
достигнутую экономичность и значения
отдельных тепловых потерь,
оптимальные избытки воздуха и тонкость
пыли, удельные расходы
электроэнергии на тягу и дутье,
оптимальную по экономичности нагрузку
котла, бесшлаковочную и минимально
устойчивую нагрузку на пыли. Дают
оценку надежности котла, удобства
управления и обслуживания,-
отмечают недостатки конструкции и
проекта, дают предложения по
улучшению работы котла.
К отчету должны быть приложены
сводная таблица результатов
испытаний (например, табл. 14.12) и
проект режимной карты (например,
табл. 14.13 и 14.14). При других
задачах испытаний содержание таблиц
и режимных указаний
соответственно изменяется.
Глава пятнадцатая
ИСПЫТАНИЯ ТЯГОДУТЬЕВЫХ МАШИН
И ГАЗОВОЗДУШНЫХ ТРАКТОВ КОТЕЛЬНЫХ
УСТАНОВОК
16.1. ЗАДАЧИ ИСПЫТАНИЙ
И ИХ ОРГАНИЗАЦИЯ
Испытания тягодутьевых машин
(радиального и осевого типов)
проводят для проверки расчетных
(гарантийных) показателей в случае
ограничения нагрузки котла по тяге
(дутью) или повышенных удельных
расходов электроэнергии на
собственные нужды. Должны быть
получены опытные данные, по которым
могут быть построены характеристики
вентиляторов или дымососов (рис. 15.1,
15.2) и кривые суммарных
гидравлических сопротивлений газового или
воздушного трактов (рис. 15.3).
Снятие характеристик
газовоздушных трактов котла проводится
обычно при испытаниях котла или
при эксплуатационных испытаниях
тягодутьевых установок. Однако в
случаях, когда необходимые
материалы испытаний по данному котлу
являются недостаточными или
непредставительными (при
повышенных против нормальных избытках
воздуха или с большими присосами
по газовому тракту), измерения
сопротивлений газовоздушного тракта
котла следует выполнить заново.
Для практического использования
наиболее важны две группы
характеристик тягодутьевых машин:
дроссельные (напорные) и
регулировочные. Дроссельные характеристики
могут быть размерными и
безразмерными, когда их значения даются в
относительных единицах. В
практике испытаний эксплуатируемых
тягодутьевых машин пользуются
размерными характеристиками.
Безразмерные характеристики не
зависят от геометрических размеров
машины и являются едиными для
каждой серии машин данного типа.
Это позволяет при сопоставлениях
машин какой-либо серии
пользоваться одной характеристикой, несмотря
на различные диаметры колес и их
частоты вращения.
В качестве безразмерных
параметров принимают отвлеченную подачу
qy отвлеченное полное давление _//п
и отвлеченную мощность на валу Nb.
В случае, когда необходимо знать
размерную характеристику для
сравнения ее с полученной при
испытаниях, размерные параметры пересчи-
Г "л
г *"
§
Г *>
г *
г4
—-
**^
^
Г
У
S
■—"**
Под
^
—-*•
a 41
1,Л
9
Hcm
N
IbU
:м*
Уч
ч
о.
а)
Г с»
1
V*
^
н
W
%
№
л
N
^
Т
^
(
I
Подача, ть/с.м3/ч а
Рис. 15.1. Характеристики радиальных
тягодутьевых машин:
а — дымосос Д-21, 5X2 при л = 580 мин-1 и
7,Г = 200°С; б —дутьевой вентилятор ВДН-26
при /1 = 735 мин и /В = 20°С
383
Подача ,тыс.м3/ч
а)
Подача, м%
S)
Рис. 15.2. Характеристики осевых тяго-
дутьевых машин:
а — дымосос: ер — угол установки
направляющего аппарата; б—дутьевой
вентилятор
тывают на действительные
значения по [4].
Характеристики тягодутьевых
машин могут составляться на основе
полных или эксплуатационных либо
с использованием математических
моделей ! испытаний. При полных
1 Этот вид испытаний еще не нашел
распространения в практике экспериментальных
работ, поэтому он здесь не рассматривается.
испытаниях снимают дроссельную
(напорную и регулировочную)
характеристику машин при одиночной
или параллельной работе
вентиляторов (дымососов). Эти испытания
должны охватывать режимы в
широких пределах подачи машин от нуля
до максимума. Такие режимы на
работающем котле установить не
представляется возможным, так как
пределы изменения подачи зависят от
его минимальной и максимальной
384
с:
1
1
I
Г
1
\н
Р&6/
п"
Рв.пд
/р'ш
'Ргор
о]
Подача, воздуха тыс. м3/ч
I
I
I
I
с
1
I
Подача газов, тыс. м3/ч
б)
Рис. 15.3. Характеристики газовоздушных трактов котла:
а — воздушного тракта; б — газового тракта; индексы «пп», «в. э», «в. пд» и «зу» — соответственно
пароперегреватель, водяной экономайзер, воздушный подогреватель и золоуловитель
нагрузок, и поэтому
соответствующие характеристики могут быть
сняты преимущественно на
остановленном котле. Полные испытания
наиболее точно могут быть проведены
на стенде в лабораторно-заводских
условиях.
Эксплуатационные испытания,
проводимые в рабочих условиях, т. е. на
работающем котле, позволяют
получить данные для построения
характеристики машины в сравнительно
узких пределах подачи,
определяемых возможными пределами
изменения нагрузки котла. Испытания тя-
годутьевых машин на работающем
котле имеют то преимущество, что их
проводят при изменении подачи
направляющими аппаратами или дру-
13 В. И. Трембовля и др.
гими средствами регулирования
(например, изменением частоты
вращения ротора). Эти испытания
позволяют определять удельные расходы
электроэнергии на тягу и дутье. При
использовании направляющего
аппарата кривая потребляемой
мощности, или так называемая
регулировочная характеристика, будет
расположена ниже кривой мощности,
получаемой при дроссельном
регулировании подачи машины.
Характеристика тягодутьевых
машин, полученные при испытаниях
совместно с характеристиками
газовоздушных трактов, позволяют
непосредственно, без пересчетов,
судить о соответствии установленных
машин данному котлу.
385
15.2. ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ
РАБОТЫ
Перед испытаниями должны
проводиться следующие работы:
проверка исправности всех деталей
установки и при необходимости
устранение обнаруженных дефектов
(увеличенные более чем в 1,5 раза
зазоры между рабочим колесом и
входным патрубком у радиальной
или обечайкой у осевой машины,
неправильная установка лопаток
рабочего колеса — отклонение угла
установки лопаток от проектного выше
2—2,5°, несоответствие фактических
размеров колеса и корпуса и пр.);
контроль плотности газовоздушного
тракта и состояния регулирующих
запорных органов (направляющие
аппараты и заслонки). Должны
проверяться осмотром по месту
возможность полного открытия
направляющих аппаратов, правильность
положения лопаток параллельно
геометрической оси потока, надежность
777-777
-ттгтт^
W W W ///
-77Г
-77?—/// /// W /// /// М
Рис. 15.4. Пример схемы расстановки приборов при испытании дымососной установки:
а — для радиальной машины: / — газоход от воздушного подогревателя к золоуловителю; 2 —
дроссельная заслонка; 3 — золоуловитель; 4 — дымосос; 5 — штуцера для измерения статического давления;
6 — кольца для установки напорных трубок; б — для осевой машины: / — статическое давление на
входе и выходе; 2 — перепад давлений в расходомере; 3 — машина; А— Л, Б —Б, Б —В —сечения
измерений на всасывающей и нагнетательной сторонах
386
крепления лопаток направляющих
аппаратов и правильность
закручивания ими среды по отношению к
направлению вращения ротора.
Закручивание потока направляющими
аппаратами должно происходить в
том же направлении, что и
вращением ротора;
опробование и проверка
приводных механизмов дистанционного
управления заслонок и
направляющих аппаратов (штанги,
электродвигатели и пр.). Направляющие
аппараты во всасывающих коробах
с обеих сторон дымососа должны
открываться одинаково. Угол
установки их лопаток до начала
испытаний проверяют угломером. В тех
случаях, когда в тракте отсутствуют
заслонки, необходимые для
дросселирования потока при испытаниях,
их необходимо специально
изготовить и смонтировать. У вентиляторов,
имеющих на стороне всасывания
достаточно длинные
воздухопроводы, предназначенные для
вентиляции котельной, может быть
применено дросселирование всасывающих
отверстий (стальными или
толстыми фанерными листами);
составление полной схемы
установки, подлежащей испытаниям, с
указанием на ней расположения
органов регулирования и
контрольно-измерительной аппаратуры (рис. 15.4);
изготовление и установка
необходимых вспомогательных
приспособлений (штуцера, сальники, кольца,
гильзы и т. д.);
проверка и установка необходимой
для испытаний
контрольно-измерительной аппаратуры;
обучение лаборантов-наблюдателей;
тарировка сечений, принятых для
измерений скоростей среды (см. гл. 8);
составление программы
испытаний.
15.3. ИЗМЕРЕНИЯ
ПРИ ИСПЫТАНИЯХ
Перечень основных измерений и
определений, проводимых при
испытаниях тягодутьевых машин,
приведен в табл. 15.1.
Измерение подачи перемещаемой
среды (воздуха, газа) удобнее всего
осуществлять комбинированными
приемниками давления (см. рис. 8.22)
[140] или напорными трубками
Прандтля, устанавливая их на
прямом участке всасывающего короба
или за нагнетательным патрубком
вентилятора, но обязательно до
воздушного подогревателя. Сечение для
измерения подачи перемещаемой
среды на прямом участке
ограниченной длины должно находиться не на
середине этого участка, а ближе к
его концу в направлении движения
среды, так как возмущения в начале
участка в значительно большей
степени влияют на поле скоростей.
Согласно [140, 141] при
испытаниях вентиляторов осевого типа с
диаметрами рабочих колес 2000—
5000 мм измерение расхода
перемещаемой среды допускается
производить на всасывающей стороне
вентилятора (см. рис. 15.4, б), но при этом
напорные трубки должны быть
установлены перед входным
направляющим аппаратом вентилятора в
кольцевом цилиндрическом участке
проточной части за выходным
коллектором всасывающего кармана.
Разбивку кольцевого сечения для
тарировки проводят в соответствии с
табл. 15.2.
Измерение расхода воздуха за
воздушным подогревателем
недопустимо из-за возможных утечек воздуха
в нем через неплотности. Кроме того,
при изменении расхода воздуха в
коробах за воздушным
подогревателем, имеющих обычно большое
живое сечение, получаются весьма
малые динамические давления, что
понижает точность измерений
(особенно при испытаниях
вентиляторов на холодном котле). Поэтому
для вентиляторов с открытым всасом
и в случае, когда непосредственно
за нагнетательным патрубком не
имеется подходящего участка для
установки напорных трубок,
целесообразно устанавливать на
стороне всасывания специальную
горизонтальную или вертикальную трубу
13*
387
Таблица 15.1. Основные измерения и определения при испытаниях тягодутьевых машин
№
п/п.
При полных
испытаниях
При эксплуатационных
испытаниях на работающем
котле
Обозначение
Способ измерения и СИ
1 Разрежение во всасывающем
патрубке вентилятора (дымососа) до
направляющего аппарата, Па (кгс/м2)
2 Давление в нагнетательном
патрубке вентилятора (дымососа), Па
(кгс/м2)
3 Атмосферное давление, кПа
4 Температура среды до и после
машины, °С
5 Температура и влажность воздуха
в котельной, °С, %
6 Свежий пар и пар
промперегрева:
расход, кг/с (кг/ч)
7 давление, МПа
(кгс/см2)
8 температура, °С
9 температура
питательной воды, °С
10 температура газов
за
воздухоподогревателем, °С
11 температура рецир-
кулирующего
воздуха ', °С
12 температура
воздуха после
вентилятора (при наличии
рециркуляции) 1, °С
13 Подача перемещаемой среды, м3/ч
14 Частота вращения ротора машины,
мин-1
15 Мощность на зажимах,
подводимая к электродвигателю вентилятора,
кВт
16 Ток, А
17 Напряжение, В
18 Состав уходящих
газов у дымососа или
после золоуловителя, %
Отбор проб топлива
и очаговых остатков на
анализ
Технический состав
топлива, %, кДж/кг
19
20
21
22
В
/м
tx в, фх
Q
П
Жидкостные U-образные
и наклонные манометры
То же
Барометр-анероид или
ртутный
ПТ и ТС, ртутные
термометры
Психрометры, ртутные
термометры или ТС с
вторичным преобразователем
Аш, D ВТ П
Рпп, Рвт п
*пп> *вт п» *вт п
*п в
1)впд
Стационарные паромеры
котла
Пружинные манометры
МТИ (класса точности 0,6 и
1,0)
ПТ с вторичным
преобразователем
ТС с вторичным
преобразователем
ТС или ПТ с вторичным
преобразователем
То же
/
V
R02, 02, СО, СН4,
Н2
Напорные трубки или СУ
с дифманометром
Ручной счетчик оборотов,
тахоскоп или переносной
тахометр (часовой,
центробежный)
По схеме двух-трех
ваттметров с приборами класса
точности 0,2 или 0,5 или
электросчетчика класса
точности 0,5
Амперметры и вольтметры
класса точности 0,2 или 0,5
Газоанализаторы
Совки, лопаты, баки,
трубки Альнера или ВТИ с
циклонами, эжектор
По данным химической
лаборатории предприятия или
организации, производящей
испытания
То же
Шумомеры и спектраль-
ные анализаторы шума
1 Измерение температуры воздуха необходимо для подсчета его расхода через вентилятор с учетом
рециркуляции (для случая измерения его расхода до места подсоединения рециркуляции). Измерения
по поз. 11 и 12 при испытаниях дымососов не проводят.
Содержание горючих
в очаговых остатках, %
Уровень шума
W1, Аг, П'а/,
(С02)^, Q!
' шл» ' пр» ' ун
388
Таблица 15.2. Расположение точек измерения
при работе с комбинированным приемником
давления [140]
А. При кольцевой форме измерительного
сечения трубопровода
d/D
YXD
Y2D
Y*D
Y<D
0,0
0,05
0,1
0,15
0,2
0,25
0,3
0,35
0,4
0,45
0,5
0,55
0,6
0,65
0,7
0,75
0,8
0,85
0,0238
0,0237
0,0235
0,0232
0,0226
0,0222
0,0216
0,0208
0,0199
0,0188
0,0177
0,0164
0,0150
0,0136
0,0119
0,0102
0,0087
0,0063
0,0979
0,0973
0,0965
0,0951
0,0932
0,0908
0,0879
0,0844
0,0804
0,0761
0,0712
0,0659
0,0604
0,0538
0,0472
0,0402
0,0329
0,0251
0,2028
0,2024
0,2004
0,1970
0,1924
0,1865
0,1794
0,1714
0,1622
0,1522
0,1413
0,1296
0,1180
0,1043
0,0907
0,0766
0,062
0,0471
0,3510
0,3498
0,3452
0,3362
0,3240
0,3097
0,2934
0,2761
0,2575
0,2382
0,2182
0,1976
0,1767
0,1554
0,1337
0,1119
0,0898
0,0676
Б. При круглой форме измерительного
сечения трубопровода
YXD
Y2D
Y3D
Y<D
0,043
0,29
0,71
0,957
Примечание. Y — расстояние от внешней
стенки, на которое устанавливают приемник
давления в тарируемом сечении.
круглого или прямоугольного
сечения. Измерение скорости (расхода)
воздуха анемометром (с насадком
или без него) во всасывающем
патрубке вентилятора не
рекомендуется, так как при этом могут быть
большие неточности из-за
неоднородности потока, особенно при наличии
сетки перед всасывающим
отверстием вентилятора. Подачу
вентиляторов удобно также измерять с
помощью сужающих устройств. Для
возможности измерения расходов в
большом диапазоне их изменений
целесообразно иметь набор
диафрагм различных диаметров,
устанавливаемых непосредственно на
входе воздуха в трубу (в случае,
когда установка заслонки могла бы
исказить поле в плоскости измерения).
В установках, состоящих из двух
параллельно работающих машин,
при испытании одной из них другая
должна быть надежно отсоединена
(для предотвращения утечки воздуха
от работающей через общий тракт
в остановленную машину).
При испытаниях дымососов их
подачу также удобнее всего
определять напорными трубками. Выбор
места для установки трубок может
быть иногда затруднен ввиду
отсутствия на всасывающей стороне
дымососов участков с
удовлетворительным скоростным полем. В связи с этим
приходится измерять расход газов в
коротких всасывающих коробах, в
диффузорах на нагнетании дымососа
или в кирпичных боровах, ведущих
к дымовой трубе (см. рис. 15.4). При
этом увеличение числа точек
измерений по сечению в указанных
участках вдвое против рекомендуемых
(см. гл. 8) позволяет получить
надежные данные с достаточной для
практики точностью. Измерения в
подобных случаях необходимо
проводить во всех точках на каждом
режиме без предварительной тарировки.
Индивидуальные металлические
дымовые трубы отдельных котлов
нередко имеют неравномерное поле
скоростей, в частности, особо
большая неравномерность имеет место
в установках с двумя дымососами,
когда в работе остается один из них
(рис. 15.5). То же характерно и при
параллельной работе обоих
дымососов и недостаточной высоте
разделительной перегородки в дымовой
трубе, что встречается в котлах
небольшой мощности. При измерении
расхода газа на всасывающей стороне
дымососов напорные трубки должны
устанавливаться возможно ближе
к дымососу или за ним для учета
всех присосов по тракту (включая
золоулавливающие устройства).
Измерение статического давления.
Точки измерения статического
давления на входе в дымосос
(вентилятор) должны по возможности
располагаться на расстоянии 1 —1,5 м
перед направляющими аппаратами.
При установке перед
направляющими аппаратами плотных клапанов
389
7^И
"тг
Мчи
fir
потопа
газа
Газы
Рис. 15.5. Схема присоединения двух
дымососов к общей дымовой трубе:
/ — дымовая труба; 2 — кольца для установки
напорных трубок; 3 — разделительная перегородка;
4 — дымососы
следует располагать точки
измерения или между ними и
направляющими аппаратами, или перед
клапанами. В последнем случае
пользование плотными клапанами для
дросселирования потока недопустимо, так
как оно приводит к искажению
измеряемого давления.
Точки измерения статического
давления после машины должны
располагаться в выходном сечении
диффузора на нагнетании, а при сильном
искажении поля скоростей измерение
статического давления переносят на
другие участки: у вентиляторов —
в коллектор перед
воздухоподогревателем, у дымососов — к началу
борова или к основанию
индивидуальной дымовой трубы. При
вынужденном удалении точек
измерения статического давления должно
учитываться гидравлическое
сопротивление соответствующих
элементов тракта. Статическое давление
должно измеряться не менее чем в
трех точках с каждой боковой
стороны входной коробки или диффузора.
При круглых газовоздуховодах
штуцера должны устанавливаться в
четырех точках под углом 90° и не менее
чем в шести точках в воздуховодах
(газоходах) прямоугольного
сечения. Если давление в отдельных
точках сечения значительно
разнится, рекомендуется измерения
проводить отдельно в каждой точке.
Сечение уравнительной трубки,
образующей кольцевой коллектор,
должно выбираться так, чтобы
выполнялось условие 0,5ж/2> /г/, где d —
внутренний диаметр уравнительной
трубки, мм; п — число отверстий
для отбора давления; / — площадь
одного отверстия, мм2 [117].
Контроль статического давления
в газоходах котлов, где площади
сечения относительно велики и
скорости малы, не представляет
трудностей. В газовом тракте достаточно
измерять разложение в двух точках
каждого сечения с правой и левой
сторон газохода с использованием
для этого проверенных
эксплуатационных точек измерений и
установленных в них датчиков. Измерения
статического давления по
воздушному тракту от входа в воздушный
подогреватель до горелок, сопл
амбразур, мельниц, в коллекторах
острого дутья и т. д. также достаточно
просты. Следует иметь в виду, что
при испытаниях дымососов нередко
в нагнетательном патрубке
дымососа имеется разрежение, что
является результатом самотяги дымовой
трубы.
Измерение мощности. При
электрическом приводе тягодутьевых
машин измеряют мощность
электрического тока или расход
электроэнергии (см. § 13.6), а при паровом
приводе — расход и параметры пара
перед и за турбиной, ее КПД. Под
мощностью на валу вентилятора
(дымососа) понимается мощность,
затраченная двигателем на привод
вентилятора. Эту мощность в
большинстве случаев определяют на
стендах изменением крутящего момента
на валу машины. При испытаниях в
эксплуатационных условиях
мощность на валу вентилятора
(дымососа) обычно не измеряют, так как
это сопряжено со значительными
трудностями. Мощность на валу вен-
390
тилятора (дымососа), кВт,
N в == ^потЛдвЛпер»
A5.1)
где М,от — потребляемая мощность
привода вентилятора, кВт; т]дв —
КПД электродвигателя привода;
Лпер — КПД передачи от двигателя к
вентилятору или дымососу @,98 —
с муфтой; 0,95 — с клиноременной
передачей; 0,9 — с плоскоременной
передачей; 1,0 — при насадке колеса
тягодутьевой машины на вал
электродвигателя).
Определение КПД
электродвигателей должно производиться
согласно § 13.6.
Влажность перемещаемой среды
при испытаниях измерять не следует,
так как ее учет практически не
меняет конечного результата и лежит
значительно ниже предела точности
эксплуатационных испытаний (см.
гл. 13).
Измерение шума вентилятора
(дымососа) проводят в целях
выявления уровня и частотного состава
шума, наиболее интенсивного его
источника и определения мер по
снижению шума. Оценка шума должна
проводиться по семейству
предельных спектров и по уровням
звукового давления [142].
Уровень шума должен измеряться
вокруг машины на расстоянии 0,8—
1 м от наружного контура
вентилятора (дымососа) в вертикальной и
горизонтальной плоскостях в наиболее
характерных точках (или через
каждые 0,3—0,5 м). Высота
расположения линии измерений над полом
должна быть равна половине высоты
машины (рис. 15.6). Уровень шума
в каждой точке измеряют 3—4 раза.
Необходимо, чтобы шум посторонних
источников был при этом ниже
измеряемого на 8—10 дБ. Уровень шума
определяют как среднее
арифметическое из полученных значений.
Результаты измерений представляют
в виде шумодиаграмм или таблиц.
Измерения для определения
шумовых характеристик проводят при
трех-четырех различных режимах
работы вентилятора (дымососа), в том
числе и при режиме максимального
КПД машины. Замеры уровней
шума в промышленных условиях могут
быть проведены шумомерами,
обладающими диапазоном измерений
30—140 дБ и имеющими хорошие
частотные характеристики в
диапазоне 40—10 000 Гц. Приборами
такого типа могут служить шумомеры
транзисторные Ш-71 со
спектральным анализатором шума ОФ-6 (с
шириной полосы пропускания,
равной 1 октаве), а также шумомеры
ламповые МИУ, Ш-ЗМ, Ш-60Н и
Ш-63 со спектральным
анализатором шума АШ-2М (с шириной по-
Рис. 15.6. Расположение линий и
точек измерений шума:
а — в вертикальной плоскости; б — в
горизонтальной плоскости; * —
основные точки; О — дополнительные точки;
h — высота измерительной линии над
полом (A = 0,5#i); d — расстояние от
измерительной поверхности до
основных габаритов оборудования (*/=1м)
Ж
-О О-
И
//////// //;/////////////у /у у уу у Уу у у
а)
-+ О О О-
-о о-
m
*—* о о-
^1)
391
лосы пропускания, равной 1/3
октавы), а также ИШВ-1, ШП-1.
В практике испытаний получили
также применение переносные шу-
момеры серий 0026, RSJ201, RSJ202,
0017 фирмы РФТ (поставщик ГДР)
и шумомеры 2203, 2230, 2232 фирмы
«Брюль и Кьер» (Дания).
15.4. ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ
ИСПЫТАНИЙ ТЯГОДУТЬЕВЫХ
МАШИН [143]
Надежные характеристики машин,
работающих на общую сеть, могут
быть получены только при
испытаниях их в совместной работе.
Испытания тягодутьевых машин при их
параллельной работе следует
проводить при одинаковой загрузке обеих
машин, что контролируют по
показаниям тягомеров и ваттметров. Если
имеются предположения, что
параллельно работающие машины имеют
различные характеристики, то
каждую из них испытывают отдельно.
Дроссельные характеристики
тягодутьевых машин должны сниматься
при измерении подачи имеющимся
или специально устанавливаемым в
тракте дросселем, не влияющим на
условия входа потока среды на
рабочее колесо машины. Регулирующие
устройства (поворотные
направляющие лопатки и т. п.) при этом
должны находиться в положении,
соответствующем номинальной
производительности машины. Если изменение
подачи вентилятора осуществляется
изменением частоты вращения
ротора (например, при применении
асинхронных электродвигателей с
фазовым ротором, двухскоростных
электродвигателей или гидромуфт), то в
этом случае должна строго
поддерживаться номинальная его частота
вращения.
Порядок проведения испытаний:
на остановленном котле закрывают
все заслонки, пускают в работу
вентилятор (дымосос) и проводят все
измерения при режиме
минимального расхода (холостой ход);
полностью открывают заслонки по
тракту, а затем направляющий
аппарат, при этом должно быть
измерено гидравлическое сопротивление
заслонок;
постепенно открывают
дроссельную заслонку, наблюдают за
нагрузкой электродвигателя по амперметру,
не допуская перегрузки двигателя
(контролируя давление за
регулирующей ступенью турбины турбо-
привода), и проводят измерения при
режиме максимального расхода;
устанавливают промежуточные
режимы, исходя из получения опытных
точек с равномерными интервалами
по характеристике. Для этого
предварительно составляют приближенный
график, по оси абсцисс которого
откладывают расходы, по оси
ординат — динамическое давление или
мощность (при измерении
ваттметром). Пользуясь этим графиком, по
показаниям динамических давлений
контрольной напорной трубки
находят расходы (или по ваттметрам —
мощность) для двух крайних и
промежуточных режимов.
Регулирующую дроссельную заслонку для
промежуточных режимов устанавливают
по показаниям контрольной
напорной трубки (ваттметра). Более
удобно для рассматриваемой цели
пользоваться показаниями ваттметров.
Полная характеристика должна иметь
не менее пяти точек,
соответствующих разным режимам (с
обязательным дублированием отдельных
опытов);
динамическое давление по сечению
для каждого режима измеряют
дважды путем перемещения напорных
трубок в прямом и обратном
направлениях. Если при этом
динамическое давление одинаковых точек
сечения различается незначительно
(отклонения не более 2—3%), то
переходят к следующему режиму.
При несовпадении измерений их
следует повторить. Все остальные
измерения (мощности, давлений, частоты
вращения и температуры) проводят
каждые 3 мин, по каждому режиму
делают не менее пяти измерений.
392
Характеристики машины
необходимо снять при различных частотах
вращения рабочего колеса (в случае,
когда имеется возможность их
регулирования) при полном открытии
всех заслонок по тракту. Может
представить также интерес снятие
характеристик при различной
частоте вращения вентилятора и
различном положении дроссельной
заслонки для каждой частоты вращения.
Испытания проводят обычно при
двух постоянных частотах
вращения (например, номинальной и 50 %
номинальной). Характеристики для
других частот вращения получают
путем пересчета (см. далее). Подачу
и полное давление, создаваемое
машиной, устанавливают в
зависимости от сопротивления газовой или
воздушной сети, которое
соответствует данному расходу среды. При
параллельной работе дутьевых
вентиляторов на общую сеть всегда
необходимо иметь в виду возможную
неустойчивость их работы,
выражающуюся в резких изменениях
подачи и нагрузки электродвигателей.
Это определяется характеристикой
сети, а главным образом
характеристикой работы вентиляторов в
данный момент времени.
Длительность опыта при
испытании тягодутьевых машин в основном
определяется временем,
необходимым для измерения их подачи. Это
время при одновременном измерении
расхода всеми установленными
напорными трубками составляет на
неработающем котле около 30 мин.
Эксплуатационные испытания
тягодутьевых машин должны
проводиться при установившемся оптимальном
режиме работы котла, минимально
возможных присосах и утечках
воздуха по газовоздушному тракту. При
этом колебания параметров котла не
должны выходить за пределы,
указанные в табл. 2.2, при полных
испытаниях и колебаниях нагрузки ±5 %
при других видах испытаний.
Частота в сети не должна колебаться более
±0,2 Гц.
Количество точек характеристики,
снимаемой при эксплуатационных
испытаниях (количество опытов),
должно быть не менее пяти-шести.
Регулирование подачи тягодутьевых
машин при их испытаниях на
работающем котле проводят
регулирующими органами машин
(направляющими аппаратами, изменением
частоты вращения, гидромуфтами и др.).
При регулировании подачи
вентилятора направляющим аппаратом
дроссельная характеристика не
может быть снята, так как
направляющий аппарат располагается в
непосредственной близости от рабочего
колеса и это не позволяет
правильно измерить статическое давление
на входе в вентилятор. При
измерении же статического давления перед
направляющим аппаратом в него
войдет и сопротивление этого
аппарата. Поэтому, если кроме
направляющего аппарата в тракте имеются
заслонки, для снятия дроссельной
характеристики регулирование
машины проводят заслонкой при
полностью открытом направляющем
аппарате. Если же заслонки в тракте
отсутствуют, то в этом случае
приходится ограничиваться снятием
только одной точки дроссельной
характеристики, которая получается при
полностью открытом направляющем
аппарате. Для остальных режимов
определяют только полное давление
на выходе из машины, ее подачу,
мощность, потребляемую приводом,
и удельный расход энергии на 1 т
пара. Испытания проводят при
установившемся режиме работы котла в
течение 3—4 ч с периодичностью
записи показаний приборов через каждые
5—10 мин, кроме расходомеров и
ваттметров, показания которых
записывают через 2 мин. После
окончания испытания на одном режиме
изменяют нагрузку котла и
повторяют все измерения в следующем
режиме. Испытания на всех
пяти-шести режимах должны быть проведены
в один-два дня. Нулевые показания
приборов должны фиксироваться
перед началом испытаний и после их
окончания.
393
15.5. СНЯТИЕ ХАРАКТЕРИСТИК
ГАЗОВОГО И ВОЗДУШНОГО
ТРАКТОВ
Характеристики гидравлического
сопротивления газовоздушного
тракта необходимы для сопоставления
фактических данных с расчетными.
Характеристикой газового
(воздушного) тракта котла
называется зависимость сопротивления всего
тракта или его элементов от расхода
газа (воздуха) через тракт. Каждый
вентилятор (дымосос) создает
полное давление, соответствующее
сопротивлению тракта, на который он
работает. Поэтому рабочему режиму
машины соответствует точка
пересечения ее характеристики с
характеристикой тракта. Снятие
характеристик газовоздушных трактов
можно проводить самостоятельно при
испытаниях котла или при
эксплуатационных испытаниях
вентиляторов (дымососов).
Диапазон изменения
производительности котла и соответственно
расхода газов или воздуха при
обследовании трактов должен быть в
пределах эксплуатационных
возможностей котла. Для построения
кривых гидравлического сопротивления
тракта требуется не менее четырех
точек, из которых две должны
соответствовать предельным значениям
расходов и две — промежуточным.
Характеристики газовоздушного
тракта должны быть получены при
оптимальных условиях работы
котла (оптимальный избыток,
минимальные присосы, очищенные
поверхности нагрева).
При снятии характеристик
трактов должны измеряться:
расходы свежего пара и пара
промперегрева;
параметры пара и температура
питательной воды;
статическое давление; температура
среды за каждым элементом тракта;
содержание RO2 в газах за
пароперегревателем (для определения
избытка воздуха), за
воздухоподогревателем и за дымососами (для
определения присосов воздуха при
испытаниях);
содержание R02 и 02 или полный
анализ газа (для определения потери
с химической неполнотой горения);
расход газов, расход воздуха на
мельницы и горелки, к соплам
амбразур молотковых мельниц, на
отдельные виды дутья (для
последующего определения скоростей и
полного давления в данном
сечении).
Определение расхода среды через
отдельные участки тракта особенно
важно в тех случаях, когда скорости
потока в исследуемом участке при
различных нагрузках котла
значительно изменяются. Полное
гидравлическое сопротивление газового
тракта (с учетом самотяги)
определяется как разность полных давлений
перед направляющими аппаратами
дымососов и за ними, а воздушного
тракта — полным давлением за
дутьевым вентилятором с прибавлением
гидравлического сопротивления
заборного короба.
Ввиду небольших скоростей газов,
а следовательно, и динамического
давления (Лд=20~40 Па) на
участках от верха топки до
золоуловителей гидравлическое сопротивление
элементов газового тракта
определяют только по статическому
давлению.
В общем случае сопротивление
сети, Па,
дЯс = р-^-, A5.2)
где Q — расход перемещаемой среды
через сеть, м3/ч; р — плотность
среды в рабочих условиях, кг/м3; К —
коэффициент пропорциональности,
зависящий от состояния и размера
коробов, количества и конфигурации
изгибов, наличия и конструкции
заслонок, а также других особенностей
сети; К определяют в каждом
отдельном случае опытным путем.
В действительности кривые
гидравлического сопротивления
газовоздушных трактов котлов имеют
характер, близкий к параболиче-
394
скому, и выражаются зависимостью
ДЯс = р-
8
A5.3)
15.6. ОБРАБОТКА МАТЕРИАЛОВ
ИСПЫТАНИЙ И ИХ АНАЛИЗ
После окончания испытаний тягодутьевых
машин проводят проверку и разметку
журналов наблюдений, подсчет средних значений,
введение инструментальных поправок к
показаниям приборов, поправок на основе
тарировок сечений, в которые установлены
отборники импульсов, подсчет расхода среды,
соответствующих давлений, мощности и КПД.
Материалы испытаний обрабатывают
следующим образом.
1. Подачу вентилятора Q подсчитывают
по скорости потока согласно измеренным
динамическим давлениям и площади
поперечного сечения, в котором производилось
измерение, или же согласно указаниям гл. 8.
Подачу вентилятора определяют
измеренным расходом воздуха Qc, отнесенным к
условиям входа в вентилятор (плотность pi,
давление р\ и температура ti):
Q' = Qc(Pc/pi),
A5.4)
где рс — плотность воздуха при входе в
расходомер, кг/м3.
При отсутствии необходимых
измерительных участков искомый расход определяют по
формулам:
для газов, м3/ч,
Qr = Kr£,
273+<
273 £'_ s'
для воздуха, м3/ч,
A5.5)
(Зв = КвУоО.'ппВр
273 + 4.
273
-r+F' A56)
где Кг, Vo — соответственно полный объем
уходящих газов и теоретически необходимое
количество воздуха для полного- сжигания
1 кг топлива, подсчитанные по элементному
составу сжигаемого топлива с учетом
механического недожога [см. формулы A4.63),
A4.59)], м3/кг; К* — коэффициент,
учитывающий утечки воздуха по тракту (может
быть оценен равным 1,05—1,10); м'1 —
температура газов за дымососом, °С; /д „ —
температура воздуха, поступающего к
вентилятору, °С; Вр — часовой расход топлива,
определенный при испытаниях, кг/ч; Si —
разрежение перед дымососом, кПа; рд'в —
статическое давление за вентилятором, кПа; Б, Б' —
атмосферное давление соответственно при
нормальных условиях и при испытаниях, кПа.
2. Плотность атмосферного воздуха
подсчитывают на основе измеренных параметров
окружающей среды — атмосферного
давления Б', температуры ta и относительной
влажности ф0 по формуле
Б'
9а =
Rata
A5.7)
где Ra — газовая постоянная, Дж/(кг*К).
3. Динамическое давление до машины и
за ней, Па, подсчитывают по скорости
перемещаемой среды в сечениях измерения
статического давления:
^=|(ш'J;
Я?= §(*>") 2,|
A5.8)
где w , w — скорость потока среды
соответственно на входе и выходе из машины, м/с:
w' =
Q'
3600F, '
Q" .
3600F2 'J
A5.9)
здесь F\t F2 — площадь сечения
соответственно всасывающего и нагнетательного
патрубков машины в местах измерений
статического давления, м2; Q', Q" — подача, м3/ч.
4. Плотность среды (газа, воздуха) для
измеряемого потока, кг/м3,
(Д'±р.J73
Рг=р0 101,32(v+273) ' A510)
где р0 — средняя плотность газа (воздуха)
при температуре 0 °С и барометрическом
давлении 101,32 кПа; для воздуха ро = 1,293 кг/м3;
для продуктов сгорания различных топлив ро
определяют по рис. 15.7; v — средняя
температура измеряемой среды, °С.
При наличии в потоке взвешенных частиц
(зола, угольная пыль) к найденному
значению плотности вносят поправку на
концентрацию этих частиц:
Рц = рA + ц), A5.11)
где \i — концентрация взвешенных частиц.
5. Полное давление, создаваемое вентиля-'
тором (дымососом), Па,
Нп = Ш-Н'п, A5.12)
где Я|,=#д±//£т, HZ=HZ±H'c'r — полное
давление перед машиной и после нее, Па (плюс
при избыточном давлении, минус при
разрежении).
Для машин без всасывающей сети полное
давление, Па,
Я„ = Яд + Я"т.
A5.13)
6. Статическое давление вентилятора
(дымососа), Па,
Нет = И ц Яд.
A5.14)
7. Полный КПД вентиляторной
установки, %,
395
л
135
1J0
1
%1,25
I
1,20
L^""~
Г^Кфи
—
Г^
ч^
^£^
^^nu
■г
/г
jleSS
/л
А
Д^^У|»д
П7
5
T/JUUflf
£
^"'"'
0
а
W
Избытом воздуха
Рис. 15.7. Плотность дымовых газов для
различных значений избытков воздуха и
различных топлив:
/ — АШ; 2 — тощий уголь; 3 — кизеловский
каменный уголь; 4 — бурый уголь (челябинский);
5 — мазут малосернистый; 6 — мазут сернистый;
7 — подмосковный бурый уголь; 8 — кусковой
торф; 9 — фрезторф; 10 — природный газ; // —
газ коксовых печей (очищенный)
Лу =
QH„-100
102- 3600#эл. 9,8066
A5.15)
полный КПД вентилятора, %,
Г)вен=Т)у/Лэл, A5.16)
где т]эл — КПД электродвигателя,
определяемый по данным каталогов за
водов-изготовителей в зависимости от типа и загрузки
электродвигателя или по данным их испытаний.
Если по данному типу электродвигателей
нет паспортных или табличных данных, то
КПД находят по формуле A3.28).
8. Коэффициент полезного действия
вентилятора при перемещении им запыленного
потока, %,
QHn(\+a0[i)\00
1,11 3600-102УУэлЛэЛ-9,8066 ' l J
где ао — опытный коэффициент,
учитывающий влияние взвешенных частиц (угольной
пыли, золы и т. д.) в потоке на увеличение
мощности, потребляемой ветилятором; для
центробежных вентиляторов а0=1, а для
осевых вентиляторов ао находят
экспериментальным путем.
При подсчете КПД тя го дутьевых машин
для случая передачи вращения через
гидромуфты следует учитывать КПД (потери от
скольжения), определяемый по
приближенной формуле, %
Лгм= @,984-0,97) Jp
A5.18)
где п\ и п — частота вращения
соответственно ведомого и ведущего валов, с-1; 0,98—
0,97 — значения КПД гидромуфты при
номинальной нагрузке.
После подсчета значений всех
перечисленных величин заполняют сводную таблицу
(табл. 15.3) результатов испытаний и по ней
строят характеристики работы вентилятора
(дымососа). Для случая, когда вентилятор
испытывали при различных частотах вращения,
характеристики строят для каждой частоты
вращения. При этом независимо от типа
электродвигателей требуется вносить поправки на
изменение КПД из-за нагрева двигателя с
фазным ротором, за исключением случая
использования реостатного регулирования у
машин с фазным ротором. На рис. 15.8
представлен пример изменения полных давлений
вентилятора в зависимости от его подачи при
разных частотах вращения, здесь же
нанесены и кривые изменения гидравлического
сопротивления сети.
Если частота вращения вентилятора в
опытах отличалась от ее номинального значения
более чем на 0,5—1,0 %, то для сравнения с
номинальными данными опытные значения,
м3/ч, Па и кВт, пересчитывают по формулам
Q2 = Qi
12
A5.19)
В эксплуатации дутьевые вентиляторы
работают при температурах, часто значительно
н
С5
!
нп:Нст
Л
4£
>h
&
С^
"♦
^
4
Ж
.щ
S4^
>щ
>A/if
Q
Подача, м3/ч
Рис. 15.8. Характеристики радиального
вентилятора , при разных частотах вращения
рабочего колеса
396
Таблица 15.3. Сводная таблица результатов испытаний тягодутьевой машины с
электроприводом № типа , котел № %
(на неработающем котле)
Наименование
значение
Единица
измерения
Способ определения
Номер
режима
°С
кПа
с
роп КГ/М3
ррас КГ/М3
si Па
Дата и время опыта
Температура воздуха (газа) /в
Барометрическое давление Б
Частота вращения ротора п
Плотность среды:
в условиях опыта
при расчетных параметрах
Разрежение на всасывающей
стороне машины
Давление на нагнетании р'1
Динамическое давление:
в месте измерения расхода Яд
на всасывающей стороне Н'Л
машины
на нагнетании Н'{ Па
Скорость среды:
при входе в машину wB
на выходе из машины w'i
— Из подсчета средних значений
Па
Па
Па
м/с
м/с
То же
» »
По формуле A5.10)
По техническим условиям
Из подсчета средних значений
То же
Из подсчета средних значений
По формуле A5.8)
То же
По формуле A5.9)
То же
Подача машины:
измеренная напорными Q м3/ч
трубками
приведенная к расчетной Qnp м3/ч
частоте вращения
По формулам (8.41) — (8.43)
Qnp = Q^L
Полное давление
перед машиной
за машиной
Полное давление,
мое машиной:
измеренное
приведенное к
потока:
создавае-
расчетным
Н'п
т
#п
ну
На
Па
Па
Па
параметрам (яРрР)
Потребляемая мощность
электродвигателем от сети:
измеренная
приведенная к расчетным
параметрам (яРрР)
Ток
Напряжение
Коэффициент мощности
Коэффициент полезного
действия:
установки
электродвигателя
машины
Л^эл
лсд
I
V
COS ф
ЧУ
Чэл
1м
кВт
кВт
А
В
/о
/о
/о
HS = HZ±pZ
Нп = Щ-Н'п
V П / Роп
Из подсчета средних значений
\ П / роп
Из подсчета средних значений
То же
По рис. 13.11 или по
формулам A3.22) и A3.23)
По формуле A5.15)
По паспорту или каталогу
По формуле A5.16)
Примечание. F, F\ F" — площадь сечения воздуховода соответственно в месте измерения
расхода, во всасывающем и нагнетательном патрубках машины, м2.
397
4
«I
I
\Ha;tf; s
*4
Hn.ad\
^1
\nap
A
$s^
и
^n.nap
ttnap
0
^J.
Щ
5S?
V* J
-1
I*
8 к
1 *
1
5;
Подача, тыс. м5/ч
Рис. 15.9. Характеристики одиночной
и параллельной работы радиальных
машин
отличающихся от полученных при
испытаниях вследствие рециркуляции воздуха и т. п.
Для возможности анализа работы машины
при эксплуатационных условиях ее
характеристика должна быть приведена к
фактическим температурам среды:
т = Нп —; A5.20)
Ри
« = #■ — , A5.21)
Ри
где индекс «э» относится к соответствующим
эксплуатационным условиям, а индекс «и» —
к значениям, полученным при испытаниях.
Для возможности сравнения полученных
характеристик с паспортными
(каталожными) данные испытаний пересчитывают по
формулам A5.20) и A5.21), в которых р9
заменяют соответствующими паспортными
значениями. График характеристик тягодутьевых
машин должен иметь координатную сетку,
общую для всех параметров. Все шкалы
должны начинаться от нуля и содержать в одной
клетке любого размера 1:10, 2:10, 5:10
единиц шкалы.
Для построения полученной при
испытаниях характеристики параллельной работы
вентиляторов и сравнения ее с заводской
характеристикой необходимо нанести на общий
график характеристики каждого из
вентиляторов в отдельности и построить суммарную
характеристику ЯПаР=Я<Эсум) вентиляторов
(рис. 15.9). Суммарную характеристику
строят путем увеличения абсцисс (подачи) по
каждой ординате (давлений)
пропорционально числу машин. Соответственно суммируют
и потребную мощность. Правильность
выбора установленных тягодутьевых машин
проверяют сопоставлением их характеристик с
характеристиками газовоздушного тракта (рис.
5.10). Наиболее характерными при этом
являются следующие варианты сочетаний
характеристик (рис. 15.9).
1. Параллельная работа машин при
полной их загрузке обеспечивает номинальную
паропроизводительность котла на расчетном
топливе (точка В). Данный пример
свидетельствует о правильности выбора
тягодутьевых машин.
2. Номинальная паропроизводительность
котла обеспечивается параллельной работой
машин при их неполной загрузке (точка Б).
В этом случае избыток давления
уменьшают аэродинамическими (направляющими
аппаратами и т. п.) или механическими
(изменением частоты вращения) средствами.
3. Номинальная производительность котла
не обеспечивается при максимальной
загрузке тягодутьевых устройств (точка Г). В этих
случаях необходима реконструкция машин
или уменьшение гидравлического
сопротивления тракта.
Сопоставление полученной
характеристики тракта с расчетной должно проводиться с
учетом скорости и плотности среды в
отдельных элементах тракта, так как при
испытаниях эти показатели могут отличаться от
расчетных. Полученное при испытаниях
гидравлическое сопротивление пересчитывают на
расчетные параметры:
дя;=дяи(-^J^,
A5.22)
где Д#и и Д#и — гидравлическое
сопротивление, полученное соответственно при испы-
а
г
1
1
1
1
|^
*Л
н
"ист
-"ГТ
Чиэм
i
\
//'-
N
^
^|
•шГ \т.
4 1
вл
' 1
1
1
L
sLtf,
л
\
\
\
j_
/Г—
пПпар
у у
Л
Q
*
Подача., тыс. м3/ч
Рис. 15.10. Совмещенные характеристики
радиальных машин и тракта
398
таниях и приведенное к расчетным
параметрам, Па; Qp, Qh, г/р, ии — соответственно
расходы, м3/ч, и температуры, °С, перемещаемой
среды (расчетные и полученные при
испытаниях).
При анализе характеристик параллельно
или одиночно работающих машин может
оказаться, что кривая Q, Н почти совпадает
с заводской характеристикой в левой ее части,
правая же часть кривой располагается ниже
соответствующей части заводской
характеристики. В других случаях полученные кривые
давления и мощности не достигают
расчетных, а кривые КПД близки к ним. Первый
случай свидетельствует о неудачной в
аэродинамическом отношении характеристике
примыкающего к машине участка тракта. В
результате этого полное давление машины и ее
КПД снижаются вследствие ухудшения
аэродинамических условий работы лопаточного
аппарата. Во втором случае причиной
снижения давления и мощности может быть
несоответствие расчетных углов установки
лопаток рабочих колес, неточность их
изготовления или ошибки измерения расходов
среды. Увеличенные зазоры между входной
воронкой и рабочим колесом машины
приводят к одновременному повышению
давления и мощности против расчетных. В случае
работы одной машины при максимальной
загрузке через примыкающий к ней участок
тракта проходит значительно больше газов,
чем при ее работе в параллель. В связи с этим
гидравлическое сопротивление тракта при
одиночно работающей машине повышается
и кривая тракта s' (см. рис. 15.10) проходит
выше кривой, соответствующей работе двух
машин, т. е. производительность одной
машины снижается. Ранее уже указывалось на
возможность занижения расхода среды при
неплотном отключении работающей машины
от остановленной. В этом случае кривая
давления Н' пересечется с кривой
гидравлического сопротивления s' в точке £, т. е.
действительная производительность машины
уменьшается еще в большей степени (AQ = QA — Q5),
что часто отмечается при испытаниях.
15.7. ПОГРЕШНОСТИ
ОПРЕДЕЛЕНИЯ КПД
ВЕНТИЛЯТОРА (ДЫМОСОСА)
Коэффициент полезного действия
вентилятора определяют в результате совокупных
измерений, поэтому вероятная относительная
погрешность, %,
«Чей = л/Ы2+(аЯпJ+(а^J+(аТ1мJ,
A5.23)
где Oq — средняя квадратическая
относительная погрешность определения
производительности, %; аНп — средняя квадратическая
относительная погрешность определения
полного давления, создаваемого
вентилятором, %; а#эл — средняя квадратическая
относительная м погрешность при измерении
мощности, %; аЦзл — средняя квадратическая
относительная погрешность определения КПД
электродвигателя по его паспортным
данным, % (по данным каталогов
заводов-изготовителей аПм = ±0,5 %).
При правильной организации измерений,
тщательном проведении опытов и устойчивом
режиме работы тягодутьевой установки
средняя квадратическая погрешность
определения КПД составляет ±B,0—2,5) %. Однако
с учетом неизбежных при испытаниях
колебаний загрузки машин следует считать
реальной возможную погрешность в определении
их КПД (с доверительной вероятностью 0,95)
±B,5-3,0) %.
15.8. СОСТАВЛЕНИЕ ОТЧЕТА
По окончании обработки результатов
испытаний тягодутьевых устройств котла и
построении основных характеристик [Яп, Яст,
NB, r)B=f(Q)] составляют технический отчет,
к которому прилагают сводную таблицу
результатов испытаний машины (см. табл. 15.3),
характеристики машины и тракта, данные по
тарировке приборов, воздуховодов
(газоходов) и схемы с расположением мест
измерений. Рекомендуется следующий план
технического отчета:
введение, где описывают объект испытания
(вентилятор или дымосос), приводят
проектные характеристики оборудования, дают
краткое изложение целей и задач испытания, а
также приводят программы испытаний; если
испытания являются приемочными, то
должны быть сделаны ссылки на соответствующие
договорные документы и технические
условия;
в разделе «Методика испытаний»
описывают условия и режимы испытаний, способы
измерения, применяемую аппаратуру, приводят
основные формулы, по которым
обрабатывались опытные данные;
в разделе «Результаты испытаний»
приводят анализ полученных данных при
испытаниях, сравнение с гарантийными данными, а
также указания о степени точности
полученных результатов; анализируют
построенные графические характеристики;
в выводах и предложениях в краткой
форме дают заключение о работе тягодутьевой
установки, оценку ее экономических
показателей, соответствие газовоздушному тракту
и предложения по повышению ее
экономичности.
ПРИЛОЖЕНИЯ
Приложение 1. Термодинамические свойства воды и водяного пара в состоянии насыщения
/, °с
р, МПа
v'
X)"
м3/кг
W
h"
г
кДж/кг
s'
S"
кДж/(кг-К)
0,01
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
ПО
120
130
140
150
160
170
180
190
200
210
220
230
240
250
260
270
280
290
300
310
320
330
340
350
360
370
374,12
400
0,0006112
0,0012271
0,0023368
0,0042417
0,0073749
0,012335
0,019919
0,031161
0,047359
0,070108
0,101325
0,14326
0,19854
0,27012
0,36136
0,47597
0,61804
0,79202
1,0027
1,2552
1,5551
1,9079
2,3201
2,7979
3,3480
3,9776
4,6940
5,5051
6,4191
7,4448
8,5917
9,8647
11,290
12,865
14,608
16,537
18,674
21,053
22,115
0,00100022
0,0010003
0,0010017
0,0010043
0,0010078
0,0010121
0,0010171
0,0010228
0,0010292
0,0010361
0,0010437
0,0010519
0,0010606
0,0010700
0,0010801
0,0010908
0,0011022
0,0011145
0,0011275
0,0011415
0,0011565
0,0011726
0,0011900
0,0012087
0,0012291
0,0012513
0,0012756
0,0013025
0,0013324
0,0013659
0,0014041
0,0014480
0,0014995
0,0015614
0,0016390
0,0017407
0,0018930
0,002231
206,175
106,419
57,833
32,929
19,548
12,048
7,6807
5,0479
3,4104
2,3624
1,6738
1,2106
0,89202
0,66851
0,50875
0,39261
0,30685
0,24259
0,19381
0,15631
0,12714
0,10422
0,08602
0,07143
0,05964
0,06002
0,04212
0,03557
0,03010
0,02551
0,02162
0,01829
0,01544
0,01296
0,01078
0,008822
0,006970
0,004958
0,003147
0,000614
41,99
83,86
125,66
167,45
209,26
251,09
292,97
334,92
376,94
419,06
461,32
503,7
546,3
589,1
632,2
675,5
719,1
763,1
807,5
852,4
897,8
943,7
990,3
1037,6
1085,8
1135,0
1185,4
1237,0
1290,3
1345,4
1402,9
1463,4
1527,5
1596,8
1672,9
1763,1
1896,2
2501,0
2519,4
2537,7
2555,9
2574,0
2591,8
2609,5
2626,8
2643,8
2660,3
2676,3
2691,8
2706,6
2720,7
2734,0
2724,3
2757,7
2768,0
2777,1
2784,9
2791,4
2796,4
2799,9
2801,7
2801,6
2799,5
2795,2
2788,3
2778,6
2765,4
2748,4
2726,8
2699,6
2665,5
2622,3
2566,1
2485,7
2335,7
2095,2
2501,0
2477,4
2453,8
2430,2
2406,5
2382,5
2358,4
2333,8
2308,9
2283,4
2257,2
2230,5
2202,9
2174,4
2144,9
2114,1
2062,2
2048,0
2014,0
1977,4
1939,0
1898,6
1856,2
1811,4
1764,0
1713,7
1660,2
1602,9
1541,6
1475,1
1403,0
1323,9
1236,2
1138,0
1025,5
893,2
722,6
439,5
0
0,0000
0,1510
0,2963
0,4365
0,5721
0,7035
0,8310
0,9548
1,0752
1,1925
1,3069
1,4185
1,5276
1,6344
1,7390
1,8416
1,9425
2,0416
2,1393
2,2356
2,3307
2,4247
2,5178
2,6102
2,7021
2,7936
2,8850
2,9766
3,0687
3,1616
3,2559
3,3522
3,4513
3,5546
3,6638
3,7816
3,9189
4,1198
9,1562
8,9009
8,6674
8,4537
8,2576
8,0771
7,9106
7,7565
7,6135
7,4805
7,3564
7,2402
7,1310
7,0281
6,9307
6,8381
6,7498
6,6652
6,5838
6,5052
6,4289
6,3546
6,2819
6,2104
6,1397
6,0693
5,9989
5,9278
5,8555
5,7811
5,7038
5,6224
5,5356
5,4414
5,3363
5,2149
5,0603
4,8031
4,4237
Приложение 2. Термодинамические свойства воды и водяного пара (однофазная область) '
/,°с
р= 1 кПа
м3/кг
Л,
кДж/кг
s, кДж/
(кг-К)
р = 5 кПа
м3/кг
Л,
кДж/кг
s, кДж/
(кг-К)
/?=10кПа
м3/кг
Л,
кДж/кг
s, кДж/
(кг-К)
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
550
0,0010002
149,09
172,19
195,27
218,35
241,43
264,51
287,58
310,66
333,74
356,81
379,89
0,0
2594,2
2688,3
2793,4
2879,7
2977,4
3076,5
3177,2
3279,5
3383,4
3489,0
3596,3
—0,0001
9,2426
9,5132
9,7523
9,9674
10,1636
10,3446
10,5130
10,6709
10,820
10,961
11,095
0,0010002
29,78
34,42
39,04
43,66
48,28
52,90
57,51
62,13
66,74
71,36
75,98
0,0
2593,4
2687,9
2783,1
2879,5
2977,3
3076,4
3177,1
3279,4
3383,3
3489,0
3596,2
—0,0001
8,4977
8,7695
9,0091
9,2244
9,4207
9,6017
9,7702
9,9280
10,077
10,218
10,352
0,0010002
14,87
17,20
19,51
21,82
24,14
26,44
28,75
31,06
33,37
35,68
37,99
0,0
2592,3
2687,3
2782,8
2879,3
2977,1
3076,3
3177,0
3279,4
3383,3
3488,9
3596,2
—0,0001
8,1752
8,4484
8,6885
8,9041
9,1006
9,2817
9,4502
9,6081
9,7570
9,8982
10,033
/,°С
р = 20кПа
м3/кг
кДж/кг
s, кДж/
(кг-К)
р = 30кПа
м3/кг
кДж/кг
s, кДж/
(кг-К)
р = 40кПа
м3/кг
Л,
кДж/кг
s, кДж/
(кг-К)
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
550
0,0010002
0,0010121
8,586
9,748
10,907
12,064
13,219
14,374
15,529
16,68
17,84
18,99
0,0
209,3
2686,2
2782,1
2878,9
2976,8
3076,1
3176,9
3279,2
3383,2
3488,8
3596,1
—0,0001
0,7035
8,1261
8,3674
8,5835
8,7802
8,9615
9,1300
9,2880
9,4370
9,5782
9,7127
0,0010002
0,0010121
5,716
6,494
7,268
8,040
8,811
9,581
10,351
11,121
11,891
12,661
0,0
209,3
2685,0
2781,4
2878,4
2976,5
3075,8
3176,7
3279,1
3383,0
3488,7
3596,0
—0,0001
0,7035
7,9365
8,1790
8,3956
8,5926
8,7740
8,9427
9,1007
9,2497
9,3910
9,5255
0,0010002
0,0010121
4,280
4,866
5,448
6,028
6,606
7,185
7,763
8,340
8,918
9,495
0,0
209,3
2683,8
2780,7
2877,9
2976,1
3075,6
3176,5
3278,9
3382,9
3488,6
3595,9
— 1,0001
0,7035
7,8013
8,0450
8,2621
8,4594
8,6409
8,8097
8,9678
9,1168
9,2581
9,3926
1,°С
/? = 50кПа
м3/кг
кДж/кг
s, кДж/
(кг-К)
р = 0,1 МПа
м3/кг
Л,
кДж/кг
s, кДж/
(кг-К)
р = 0,2МПа
м3/кг
Л,
кДж/кг
s, кДж/
(кг-К)
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
550
0,0010002
0,0010121
3,419
3,890
4,356
4,820
5,284
5,747
6,209
6,671
7,134
7,595
0,0
209,3
2682,6
2780,0
2877,5
2975,8
3075,3
3176,3
3278,7
3382,8
3488,5
3595,8
—0,0001
0,7035
7,6958
7,9407
8,1584
8,3560
8,5376
8,7065
8,8646
9,0137
9,1550
9,2896
0,0010002
0,0010121
1,696
1,937
2,172
2,406
2,639
2,871
3,103
3,334
3,565
3,797
0,1
209,3
2676,5
2776,4
2875,2
2974,2
3074,1
3175,3
3278,0
3382,2
3487,9
3595,4
—0,0001
0,7035
7,3628
7,6143
7,8348
8,0337
8,2162
8,3854
8,5439
8,6932
8,8346
8,9693
0,0010001
0,0010121
0,0010437
0,9598
1,080
1,199
1,316
1,433
1,549
1,665
1,781
1,897
0,2
209,4
419,1
2769,0
2870,5
2970,9
3071,7
3173,4
3276,5
3380,9
3486,9
3594,5
—0,0001
0,7035ч
1,3068
7,2808
7,5073
7,7091
7,8931
8,0633
8,2223
8,3720
8,5137
8,6485
401
Продолжение приложения 2
р = 0,3 МПа
р = 0,4МПа
р = 0,5МПа
/. °С
м3/кг
Л,
кДж/кг
s, кДж/
(кг-К)
м3/кг
кДж/кг
s, кДж/
(кг-К)
м3/кг
Л,
кДж/кг
s, кДж/
(кг-К)
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
550
0,0010001
0,0010120
0,0010436
0,6340
0,7164
0,7964
0,8753
0,9536
1,0315
1,109
1,187
1,264
0,3
209,5
419,2
2761,2
2865,6
2967,5
3069,2
3171,5
3274,9
3379,6
3485,8
3593,6
—0,0001
0,7034
1,3067
7,4708
7,3124
7,5172
7,7028
7,8739
8,0335
8,1836
8,3255
8,4606
0,0010000
0,0010119
0,0010436
0,4708
0,5343
0,5952
0,6548
0,7139
0,7726
0,8310
0,8893
0,9474
0,4
209,6
419,3
2752,9
2860,6
2964,2
3066,7
3169,5
3273,4
3378,4
3484,7
3592,7
—0,0001
0,7033
1,3066
6,9308
7,1715
7,3796
7,5668
7,7388
7,8991
8,0495
8,1917
8,3270
0,0010000
0,0010119
0,0010435
0,0010908
0,4250
0,4744
0,5226
0,5701
0,6172
0,6641
0,7109
0,7575
0,5
209,7
419,4
632,2
2855,5
2960,7
3064,2
3167,6
3271,8
3377,1
3483,7
3591,7
—0,0001
0,7033
1,3066
1,8416
7,0602
7,2716
7,4606
7,6335
7,7944
7,9452
8,0877
8,2232
р= 1,0 МПа
р= 1,5 МПа
р = 2,0 МПа
/,°С
м3/кг
Л,
кДж/кг
s, кДж/
(кг-К)
м3/кг
кДж/кг
s, кДж/
(кг-К)
м3/кг
Л,
кДж/кг
s, кДж/
(кг-К)
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
550
600
650
700
750
800
0,0009997
0,0010117
0,0010432
0,0010904
0,2059
0,2327
0,2580
0,2825
0,3066
0,3304
0,3540
0,3776
0,4010
0,4244
0,4478
0,4711
0,4943
1,0
210,1
419,7
632,5
2827,5
2942,8
3051,3
3157,7
3264,0
3370,7
3478,3
3587,2
3697,4
3809,1
3922,4
4037,5
4154,2
—0,0001
0,7030
1,3062
1,8410
6,694
6,9256
7,1239
7,3018
7,4606
7,6188
7,7627
7,8991
8,0292
8,1535
8,2731
8,3883
8,4997
0,0009995
0,0010114
0,0010430
0,0010901
0,1324
0,1520
0,1697
0,1866
0,2030
0,2191
0,2351
0,2509
0,2667
0,2824
0,2980
0,3137
0,3292
1,5
210,6
420,1
632,8
2795,3
2923,4
3037,9
3147,6
3256,1
3364,2
3472,9
3582,5
3693,5
3805,6
3919,4
4034,8
4151,8
0,0000
0,7028
1,3058
1,8405
6,4522
6,7100
6,9192
7,1026
7,2701
7,4250
7,5703
7,7078
7,8386
7,9635
8,0835
8,1991
8,3108
0,0009992
0,0010112
0,0010427
0,0010897
0,0011560
0,1115
0,1255
0,1386
0,1512
0,1635
0,1756
0,1876
0,1995
0,2114
0,2232
0,2350
0,2467
2,2
211,0
420,5
633,1
852,6
2902,5
3024,0
3137,2
3248,1
3357,7
3467,4
3578,0
3689,5
3802,1
3916,3
4032,0
4149,4
0,0000
0,7026
1,3054
1,8399
2,3300
6,5460
6,7679
6,9574
7,1285
7,2855
7,4323
7,5708
7,7024
7,8278
7,9483
8,0643
8,1763
р = 2,5МПа
р = 3,0МПа
р = 4,0МПа
м3/кг
кДж/кг
s, кДж/
(кг-К)
м3/кг
Л,
кДж/кг
s, кДж/
(кг-К)
м3/кг
Л,
кДж/кг
s, кДж/
(кг-К)
0
50
100
150
0,0009990
0,0010110
0,0010424
0,0010894
2,5
211,4
420,9
633,4
0,0000
0,7023
1,3050
1,8394
0,0009987
0,0010108
0,0010422
0,0010890
3,0
211,8
421,2
633,7
0,0001
0,7021
1,3046
1,3388
0,0009982
0,0010103
0,0010417
0,0010883
4,0
212,7
422,0
634,3
0,0002
0,7016
1,3038
1,8377
402
Продолжение приложения 2
t,°c
200
250
300
350
400
450
500
550
600
650
700
750
800
/, °С
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
550
600
650
700
750
800
/,°С
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
Р--
V,
м3/кг
0,0011555
0,08701
0,09892
0,1098
0,1201
0,1301
0,1399
0,1496
0,1592
0,1688
0,1783
0,1877
0,1972
Р-
V,
м3/кг
0,0009977
0,0010099
0,0010412
0,0010877
0,0011530
0,0012494
0,04532
0,05194
0,05780
0,06327
0,06853
0,07363
0,07864
0,08358
0,08846
0,09331
0,09812
Р
V,
м3/кг
0,0009962
0,0010086
0,0010396
0,0010856
0,0011500
0,0012440
0,02425
0,02995
0,03431
0,03815
= 2,5 МПа
а,
кДж/кг
852,8
2879,9
3009,4
3126,6
3239,9
3351,0
3461,9
3573,3
3685,5
3798,6
3913,2
4029,3
4147,1
s, кДж/
(кг-К)
2,3292
6,4087
6,6454
6,8415
7,0165
7,1758
7,3240
7,4636
7,5960
7,7220
7,8428
7,9592
8,0715
= 5,0 МПа
Л,
кДж/кг
5,1
213,6
422,7
635,0
853,8
1085,8
2925,4
3069,2
3196,9
3316,8
3433,8
3549,6
3665,4
3781,1
3897,7
4015,8
4135,2
= 8,0 МП
А,
кДж/кг
8,1
216,1
425,0
636,8
855,1
1085,8
2785,4
2988,3
3140,1
3273,1
s, кДж/
(кг-К)
0,0002
0,7012
1,3030
1,8366
2,3253
2,7911
6,2104
6,4513
6,6486
6,8204
6,9768
7,1221
7,2586
7,3874
7,5105
7,6288
7,7427
а
s, кДж/
(кг-К)
0,0004
0,6998
1,3007
1,8334
2,3207
2,7840
5,7918
6,1324
6,3670
6,5577
Р--
v,
м3/кг
0,0011550
0,07058
0,08116
0,09053
0,09933
0,1078
0,1161
0,1243
0,1324
0,1404
0,1483
0,1563
0,1641
Р =
V,
м3/кг
0,0009972
0,0010094
0,0010406
0,0010870
0,0011519
0,0012476
0,03616
0,04223
0,04738
0,05212
0,05662
0,06096
0,06521
0,06938
0,07349
0,07757
0,08161
Р--
V,
м3/кг
0,0009958
0,0010081
0,0010391
0,0010850
0,0011490
0,0012423
0,0014022
0,02579
0,02993
0,03348
= 3,0 МПа
А,
кДж/кг
853,0
2855,2
2994,2
3115,7
3231,6
3344,4
3456,4
3568,6
3681,5
3795,1
3910,1
4026,1
4144,6
= 6,0 МПа
Л,
кДж/кг
6,1
214,4
423,5
635,6
854,2
1085,8
2885,0
3043,9
3178,6
3302,6
3422,2
3540,0
3657,2
3774,0
3891,5
4010,3
4130,4
= 9,0 МП*
Л,
кДж/кг
9,1
217,0
425,8
637,5
855,5
1085,9
1344,9
2957,5
3119,7
3257,9
s, кДж/
(кг-К)
2,3284
6,2867
6,5408
6,7443
6,9231
7,0847
7,2345
7,3752
7,5084
7,6349
7,7562
7,8729
7,9856
s, кДж/
(кг-К)
0,0003
0,7007
1,3023
1,8355
2,3237
2,7887
6,0693
6,3356
6,5438
6,7214
6,8814
7,0291
7,1673
7,2974
7,4214
7,5404
7,6550
i
s, кДж/
(кг-К)
0,0005
0,6993
1,3000
1,8323
2,3191
2,7817
3,2539
6,0383
6,2891
6,4872
Р =
V,
м3/кг
0,0011540
0,0012512
0,05885
0,06645
0,07339
0,07999
0,08638
0,09264
0,09879
0,1049
0,1109
0,1169
0,1229
Р =
V,
м3/кг
0,0009967
0,0010090
0,0010401
0,0010863
0,0011510
0,0012458
0,02946
0,03524
0,03992
0,04414
0,04810
0,05191
0,05561
0,05923
0,06280
0,06633
0,06982
Р =
V,
м3/кг
0,0009953
0,0010077
0,0010386
0,0010843
0,0011480
0,0012406
0,0013978
0,02242
0,02641
0,02974
= 4,0 МПа
А,
кДж/кг
853,4
1085,8
2961,5
3093,1
3214,5
3330,7
3445,2
3559,2
3673,4
3788,1
3903,9
4021,2
4139,9
= 7,0 МПа
Л,
кДж/кг
7,1
215,3
424,2
636,2
854,6
1085,8
2839,2
3017,0
3159,7
3288,0
3410,5
3530,2
3649,0
3766,9
3885,3
4004,9
4125,6
s, кДж/
(кг-К)
2,3268
2,7936
6,3634
6,5838
6,7713
6,9379
7,0909
7,2338
7,3686
7,4963
7,6185
7,7360
7,8493
s, кДж/
(кг-К)
0,0004
0,7003
1,3015
1,8344
2,3222
2,7864
5,9322
6,2306
6,4511
6,6350
6,7988
6,9490
7,0890
7,2204
7,3453
7,4651
7,5803
= 10,0 МПа
Л,
кДж/кг
10,1
217,8
426,5
638,1
855,9
1085,9
1343,7
2924,2
3098,5
3242,2
s, кДж/
(кг-К)
0,0005
0,6989
1,2992
1,8312
2,3176
2,7794
3,2494
5,9464
6,2158
6,4220
403
Продолжение приложения 2
/,°с
р = 8,0МПа
м3/кг
л,
кДж/кг
s, кДж/
(кг-К)
р = 9,0МПа
м3/кг
кДж/кг
s, кДж/
(кг-К)
р = 10,0 МПа
и,
м3/кг
Л,
кДж/кг
s, кДж/
(кг-К)
500
550
600
650
700
750
800
0,04172
0,04512
0,04841
0,05162
0,05478
0,05790
0,06098
3398,5
3520,4
3640,7
3759,8
3879,1
3999,4
4120,9
6,7254
6,8783
7,0201
7,1528
7,2787
7,3992
7,5151
0,03675
0,03984
0,04281
0,04571
0,04854
0,05134
0,05410
3386,4
3510,5
3632,4
3754,6
3872,9
3994,0
4116,1
6,6592
6,8147
6,9585
7,0924
7,2193
7,3406
7,4572
0,03277
0,03561
0,03833
0,04097
0,04356
0,04610
0,04860
3374,1
3500,4
3624,0
3745,4
3866,6
3988,5
4111,3
6,5984
6,7568
6,9025
7,0378
7,1656
7,2878
7,4050
/,°С
р= 12,0 МПа
м3/кг
л,
кДж/кг
s, кДж/
(кг-К)
р== 14,0 МПа
м3/кг
кДж/кг
s, кДж/
(кг-К)
р= 16,0 МПа
м3/кг
л,
кДж/кг
s, кДж/
(кг-К)
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
550
600
650
700
750
800
0,0009943
0,0010068
0,0010376
0,0010830
0,0011461
0,0012373
0,0013895
0,01721
0,02108
0,02411
0,02679
0,02926
0,03161
0,03387
0,03607
0,03823
0,04035
12,1
219,6
428,0
639,3
856,8
1086,0
1341,5
2848,4
3053,3
3209,9
3349,0
3480,0
3607,0
3731,0
3854,1
3977,6
4101,8
0,0006
0,6979
1,2977
1,8291
2,3146
2,7748
3,2407
5,7615
6,0787
6,3032
6,4893
6,6536
6,8034
6,9416
7,0714
7,1952
7,3137
0,0009933
0,0010060
0,0010366
0,0010817
0,0011442
0,0012340
0,0013816
0,01323
0,01722
0,02007
0,02251
0,02473
0,02681
0,02880
0,03073
0,03261
0,03446
14,1
221,3
429,5
640,6
857,7
1086,1
1339,5
2753,5
3004,0
3175,8
3323,0
3459,2
3589,8
3716,5
3841,5
3966,6
4092,2
0,0007
0,6970
1,2961
1,8269
2,3117
2,7704
3,2324
5,5606
5,9488
6,1953
6,3922
6,5631
6,7172
6,8582
6,9901
7,1155
7,2353
0,0009924
0,0010051
0,0010356
0,0010804
0,0011423
0,0012308
0,0013742
0,009782
0,01427
0,01702
0,01929
0,02132
0,02321
0,02500
0,02672
0,02840
0,03004
16,1
223,0
431,0
641,9
858,6
1086,3
1337,7
2618,5
2949,7
3140,0
3296,3
3438,0
3572,4
3701,8
3828,9
3955,7
4082,7
0,0008
0,6961
1,2946
1,8248
2,3087
2,7660
3,2245
5,3071
5,8215
6,0947
6,3038
6,4816
6,6401
6,7842
6,9183
7,0453
7,1665
/,°С
р = 18,0 МПа
и,
м3/кг
кДж/кг
s, кДж/
(кг-К)
/? = 20,0 МПа
м3/кг
л,
кДж/кг
s, кДж/
(кг-К)
р = 24,0 МПа
м3/кг
кДж/кг
s, кДж/
(кг-К)
0
50
100
150
200
250
300
350
300
450
500
550
0,0009914
0,0010043
0,0010346
0,0010792
0,0011405
0,0012277
0,0013672
0,001704
0,01191
0,01463
0,01678
0,01867
18,1
224,7
432,5
643,2
859,5
1086,5
1336,1
1660,9
2889,0
3102,3
3268,7
3416,4
0,0008
0,6952
1,2931
1,8228
2,3058
2,7617
3,2168
3,7582
5,6926
5,9989
6,2215
6,4068
0,0009904
0,0010034
0,0010337
0,0010779
0,0011387
0,0012247
0,0013606
0,001666
0,009952
0,01270
0,01477
0,01655
20,1
226,4
434,0
644,4
860,4
1086,8
1334,6
1648,4
2820,1
3062,4
3240,2
3394,3
0,0008
0,6943
1,2916
1,8207
2,3030
2,7575
3,2095
3,7327
5,5578
5,9061
6,1440
6,3373
0,0009885
0,0010018
0,0010318
0,0010754
0,0011352
0,0012189
0,0013482
0,001611
0,006738
0,009766
0,01174
0,01336
24,1
229,8
437,1
647,0
862,3
1087,4
1332,1
1630,1
2642,0
2975,5
3180,5
3348,9
0,0009
0,6924
1,2887
1,8166
2,2973
2,7493
3,1956
3,6929
5,2439
5,7242
5,9987
6,2099
404
Продолжение приложения 2
р= 18,0 МПа
р = 20,0 МПа
р = 24,0МПа
/, °С
м3/кг
h,
кДж/кг
s, кДж/
(кг-К)
м3/кг
кДж/кг
s, кДж/
(кг-К)
м3/кг
Л,
кДж/кг
s, кДж/
(кг-К)
600
650
700
750
800
0,02041
0,02204
0,02361
0,02512
0,02660
3554,8
3687,0
3816,2
3944,7
4073,2
6,5701
6,7174
6,8537
6,9824
7,1050
0,01816
0,01968
0,02411
0,02250
0,02386
3536,9
3672,1
3803,5
3933,7
4063,6
6,5055
6,6561
6,7947
6,9252
7,0492
0,01480
0,01613
0,01738
0,01858
0,01974
3500,5
3642,0
3777,9
3911,7
4044,5
6,3888
6,5464
6,6898
6,8238
6,9506
/,°С
Р =
v,
м3/кг
0 0,0009876
50 0,0010009
100 0,0010308
150 0,0010742
200 0,0011334
250 0,0012161
300 0,0013424
350 0,001590
400 0,005287
450 0,008612
500 0,01056
550 0,01213
600 0,01351
650 0,01476
700 0,01594
750 0,01707
800 0,01815
/,°С
р=
V,
м3/кг
= 26,0 МП
h,
кДж/кг
26,1
231,5
438,6
648,3
863,3
1087,7
1330,9
1623,0
2514,9
2927,9
3149,3
3325,6
3481,9
3626,8
3765,1
3900,6
4035,0
= 40,0 МП
л,
кДж/кг
а
s, кДж/
(кг-К)
0,0009
0,6915
1,2872
1,8145
2,2946
2,7453
3,1890
3,6764
5,0373
5,6329
5,9295
6,1506
6,3351
6,4965
6,6424
6,7782
6,9065
а
s, кДж/
(кг-К)
Р =
v,
м3/кг
0,0009866
0,0010001
0,0010299
0,0010730
0,0011317
0,0012134
0,0013368
0,001571
0,003857
0,007610
0,009556
0,01108
0,01240
0,01360
0,01471
0,01578
0,01680
Р =
v,
м3/кг
= 28,0 МП
л,
кДж/кг
28,0
233,2
440,1
649,6
864,2
1088,1
1329,9
1616,8
2339,3
2877,2
3117,1
3301,8
3463,2
3611,4
3752,2
3889,6
4025,5
= 50,0 МП
Л,
кДж/кг
а
s, кДж/
(кг-К)
0,0008
0,6906
1,2858
1,8125
2,2918
2,7414
3,1825
3,6614
4,7629
5,5404
5,8618
6,0936
6,2840
6,4492
6,5977
6,7354
6,8650
а
s, кДж/
(кг-К)
Р =
и,
м3/кг
0,0009857
0,0009993
0,0010289
0,0010718
0,0011300
0,0012107
0,0013315
0,001554
0,002806
0,006730
0,008679
0,010165
0,01144
0,01258
0,01365
0,01466
0,01562
Р =
v,
м3/кг
= 30,0 МП
h,
кДж/кг
30,0
235,0
441,6
650,9
865,2
1088,5
1329,0
1611,3
2159,1
2823,1
3083,9
3277,7
3444,2
3596,0
3739,2
3878,6
4016,0
= 75,0 МП
h,
кДж/кг
а
s, кДж/
(кг-К)
0,0008
0,6897
1,2843
1,8105
2,2891
2,7375
3,1763
3,6475
4,4854
5,4458
5,7954
6,0385
6,2351
6,4042
6,5553
6,6949
6,8260
а
s, кДж/
(кг-К)
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
550
600
650
700
750
800
0,0009811
0,0009953
0,0010244
0,0010660
0,0011220
0,0011981
0,0013076
0,001489
0,001911
0,003695
0,005615
0,006977
0,008085
0,009054
0,009933
0,01075
0,01153
39,7
243,5
449,2
657,4
870,2
1090,8
1325,8
1591,0
1935,7
2515,9
2905,8
3152,1
3347,2
3517,7
3674,2
3823,4
3968,7
0,0004
0,6852
1,2771
1,8007
2,2758
2,7180
3,1476
3,5906
4,1213
4,9513
5,4745
5,7836
6,0139
6,2040
6,3691
6,5186
6,6573
0,0009767
0,0009914
0,0010200
0,0010605
0,0011144
0,0011866
0,0012873
0,001443
0,001732
0,002487
0,003891
0,005112
0,006104
0,006959
0,007723
0,008425
0,009082
49,3
251,9
456,8
664,1
875,4
1093,7
1324,1
1577,9
1879,1
2288,2
2723,2
3022,8
3248,3
3438,7
3609,2
3768,7
3922,0
—0,0002
0,6807
1,2701
1,7912
2,2632
2,7016
3,1220
3,5461
4,0103
4,5953
5,1780
5,5542
5,8204
6,0325
6,2125
6,3723
6,5187
0,0009661
0,0009820
0,0010096
0,0010476
0,0010973
0,0011616
0,0012465
0,001365
0,001542
0,001828
0,002308
0,002964
0,003650
0,004284
0,004862
0,005389
0,005878
72,1
273,0
475,9
680,9
889,1
1102,5
1324,6
1560,7
1820,3
2108,2
2429,1
2748,4
3021,3
3251,4
3453,5
3637,8
3810,7
—0,0030
0,6695
1,2538
1,7687
2,2337
2,6624
3,0676
3,4622
3,8626
4,2749
4,7038
5,1043
5,4264
5,6828
5,8962
6,0808
6,2459
405
Продолжение приложения 2
1 °С
р= 100,0 МПа
v, м3/кг
Л, кДж/кг
s, кДж/(кг-К)
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
550
600
650
700
750
800
0,0009565
0,0009733
0,0009999
0,0010359
0,0010821
0,0011406
0,0012148
0,001311
0,001444
0,001631
0,001894
0,002247
0,002669
0,003112
0,003547
0,003958
0,004345
95,9
293,9
495,1
698,0
903,6
1113,2
1329,4
1554,8
1795,5
2049,6
2317,6
2595,7
2860,4
3101,4
3320,8
3522,5
3711,2
—0,0067
0,6585
1,2373
1,7476
2,2067
2,6278
3,0224
3,3992
3,7705
4,1345
4,4928
4,8412
5,1536
5,4221
5,6537
5,8559
6,0360
1 Ривкин С. Л., Александров А. А. Термодинамические свойства воды и водяного пара.—2-е изд.
М.: Энергоатомиздат, 1984.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Трембовля В. И., Фингер Е. Д.,
Авдеева А. А. Теплотехнические испытания
котельных установок. М.: Энергия, 1977.
2. РД 50-286-81. Методические
указания. Система государственных испытаний
продукции. Обеспечение единства испытаний.
Основные положения. М.: Изд-во стандартов,
1982.
3. СТ СЭВ 1707-79. Метрология.
Условия и порядок взаимного признания
странами — членами СЭВ результатов
государственных испытаний и проверки средств
измерений.
4. ГОСТ 16504-81. Система
государственных испытаний продукции. Испытания и
контроль качества продукции. Основные
термины и определения.
5. Требования органов Госгазнадзора
к проведению наладочных работ на газоис-
пользующих установках//Промышленная
энергетика. 1984. № 7.
6. Руководящие указания по объему,
содержанию и форме типовых энергетических
характеристик турбо- и котлоагрегатов. М.:
СЦНТИ ОРГРЭС, 1973.
7. Нормы продолжительности и уровни
освоения проектных мощностей и
экономических показателей вводимых в действие
предприятий, объектов. М.: Экономика, 1985.
8. Единые технические условия на
приемку и методы испытаний. Рекомендации по
стандартизации PC 4657-74, группа Е29. М.:
Постоянная комиссия СЭВ по
машиностроению, 1974.
9. ОСТ 108.030.132-80. Котлы паровые
стационарные. Методы испытаний. М.: Мин-
энергомаш СССР, 1980.
10. Равич М. Б. Топливо и
эффективность его использования в народном
хозяйстве. М.: Недра, 1987.
11. Положение о согласовании
нормативных характеристик оборудования и
расчетных удельных расходов топлива. М.: СЦНТИ
Энергонот, 1975.
12. Инструкция и методические
указания по проведению эксплуатационных экспресс-
испытаний котельных агрегатов для оценки
качества ремонтов. М.: СЦНТИ ОРГРЭС,
1974.
13. Инструкция по контролю за
металлом котлов, турбин и трубопроводов. М.: СПО
„Союзтехэнерго", 1985.
14. Положение о порядке установления
сроков дальнейшей эксплуатации элементов
котлов, турбин и паропроводов, работающих
при температуре 450 °С и выше. М.: СПО
„Союзтехэнерго", 1984.
15. Номенклатура и перечни
измерительной аппаратуры и материалов для
проведения типовых экспериментально-наладочных
работ на тепловых электростанциях. М.:
СЦНТИ ОРГРЭС, 1972. Вып. 2. Котельное
оборудование.
16. Цвинев Ю. В. Использование
программируемых микрокалькуляторов в ко-
тельно-наладочных работах//Энергетик. 1986.
№ 3.
17. Цвинев Ю. В. Применение
микрокалькулятора «Электроника БЗ-21» в котель-
но-наладочных работах//Энергетик. 1984. № 7.
18. Альбом чертежей приспособлений
и измерительной аппаратуры для проведения
типовых экспериментально-наладочных
работ на котельном оборудовании тепловых
электростанций. М.: СЦНТИ ОРГРЭС, 1972.
19. Руководящие указания по
проведению пусконаладочных работ и приемке в
эксплуатацию законченных строительством
отдельных энергоблоков тепловых и атомных
электростанций. М.: СПО „Союзтехэнерго",
1980.
20. Гидравлический расчет котельных
агрегатов (нормативный метод). М.: Энергия,
1978.
21. Методические указания по
испытаниям естественной циркуляции в
энергетических котлах. М.: СПО „Союзтехэнерго",
1988.
22. Методические указания по
испытаниям гидравлической устойчивости
прямоточных энергетических и водогрейных котлов. М.:
СПО „Союзтехэнерго", 1989.
23. Методические указания по натурным
испытаниям пароперегревателей
энергетических котлов. М.: СПО „Союзтехэнерго", 1988.
24. Методические указания по
испытаниям экономайзеров паровых стационарных
котлов. М.: СПО „Союзтехэнерго", 1988.
407
25. Тепловой расчет котельных
агрегатов (нормативный метод). М.: Энергия,
1973.
26. Внуков А. К. Присосы в топочных
камерах, их влияние на работу котлов и
методы упрощенного контроля//Теплоэнергетика.
1960. № 3.
27. Сборник директивных материалов
по эксплуатации энергосистем.
Теплотехническая часть. М.: Энергоиздат, 1981.
28. Слипенький Р. Ф., Янко П. И.
Определение присосов воздуха в топку
водогрейных котлов башенного типа//Энергетик. 1986.
№ 6.
29. РТМ 108.031.110-80.
Воздухоподогреватели регенеративные паровых
стационарных котлов. Методы испытаний. М.: Мин-
энергомаш СССР, 1980.
30. Проектирование топок с жидким
шлакоудалением (руководящие указания,
дополнение к нормативному методу
теплового расчета котельных агрегатов) М.: ВТИ,
1983.
31. Нормы расхода мазута или газа при
сжигании углей с выходом летучих веществ
менее 20 % на тепловых электростанциях
Минэнерго СССР. М.: СПО „Союзтехэнерго",
1985.
32. Противоаварийный циркуляр Глав-
техуправления Минэнерго СССР № Ц-06-82Т.
О предотвращении повреждений топочных
камер котлов при работе на твердом топливе
ухудшенного качества. М.: СПО
„Союзтехэнерго", 1972.
33. Холщев И. В. Испытания
поверхностей нагрева головного газоплотного котла
ТГМЕ-464.//Электрические станции. 1982.
№ 5.
34. Газомазутные топочные устройства
с подовым расположением горелок/Обзорная
информация. Сер. 1. Тепловые
электростанции, теплофикация и тепловые сети. М.: Ин-
формэнерго, 1984.
35. СТ СЭВ 621-83. Горелки газовые
промышленные. Методы испытаний.
36. Правила взрывобезопасности при
использовании мазута и природного газа в
котельных установках. М.: СПО
„Союзтехэнерго", 1984.
37. Гаврилов А. Ф., Аничков С. Н.,
Бабий В.-Ф. Оценка содержания бенз-(а)пире-
на в уходящих газах котлов, сжигающих ма-
зут//Теплоэнергика. 1985. № 7.
38. Руководящие указания по переводу
котлов, работающих на сернистых топливах,
в режим сжигания с предельно малыми
избытками воздуха. М.: СПО „Союзтехэнерго",
1980.
39. Устройство, обеспечивающее
инвариантность к низкочастотным пульсациям, в
схемах автоматического регулирования
газовоздушного тракта котла. М.: СПО
„Союзтехэнерго", 1986.
40. Технические требования к
маневренности энергетических блоков тепловых
электростанций с конденсационными турбинами.
М.: ВТИ, 1986.
41. Методика испытаний котельных
установок/ Е. Д. Фингер, Г. Г. Бойко, А. А.
Авдеева, В. И. Трембовля. М.: Энергия, 1964.
42. Мансуров В. И., Рязанов Ф. П.,
Цыганов С. М. Влияние зольности экибастуз-
ского угля на паропроизводительность
работающих котлов//Теплоэнергетика. 1987.
№ 1.
43. РТМ 24.030.37-74. Форсунки
стационарных паровых котлов. Расчет и
проектирование механических форсунок/М.: Минтяж-
маш СССР, 1975.
44. Резников М. И., Липов Ю. М.
Паровые котлы тепловых электростанций. М.:
Энергоиздат, 1981.
45. Нормы предельно допустимых ско- *
ростей изменения нагрузки при работе
энергоблоков 160—800 МВт в регулировочном
диапазоне. М.: СПО „Союзтехэнерго", 1987.
46. Расширение регулировочного
диапазона энергоблоков 160—800 МВт/А. А. Шварц,
Н. В. Булгакова, С. Н. Миронов, Ф. М. Роба-
шевский//Электрические станции. 1982. № 9.
47. Проектирование топок с твердым
шлакоудалением (руководящие указания).
Л.: НПО ЦКТИ, 1981. Вып. 24.
48. Нормы минимально допустимых
нагрузок энергоблоков 150—1200 МВт. М.: СПО
„Союзтехэнерго", 1987.
49. Эксплуатационный циркуляр Глав-
техуправления Минэнерго СССР № Т-3/81.
Об оптимальных скоростях изменения
нагрузки на газомазутных энергоблоках 150, 200 МВт.
М.: СПО „Союзтехэнерго", 1981.
50. Об оптимальных скоростях
изменения нагрузок на газомазутных энергоблоках
300 МВт. М.: СПО „Союзтехэнерго", 1984.
51. Влияние качества антрацитового
штыба на работу котла с полуоткрытой топкой
/Л. М. Капельсон, В. А. Купченко, В. Ф. Бусу-
рин и др.//Электрические станции. 1978. № 5.
52. Совместное сжигание твердого и
жидкого топлива в пылеугольных котлах/
В. Ш. Магадаев, Ю. П. Енякин, В. Г. Юдаев,
Л. М. Капельсон. М.: Информэнерго, 1979.
53. Капельсон Л. М., Архипов В. А.,
Ярцева И. В. Сжигание АШ и смеси АШ с
газом в топке котла ТП-80.//Теплоэнергетика.
1988. № 2.
54. Внуков А. К. Экспериментальные
работы на парогенераторах. М.: Энергия.
1971.
55. Эпик И. П. Влияние минеральной
части сланцев на условия работы котлоагре-
гата. Таллин. Эст. гос. изд-во, 1961.
56. ОСТ 108.030.01-75. Котлы паровые.
Методика коррозионных испытаний. М.: Мин-
энергомаш СССР, 1975.
57. РТМ 108.030.07-75. Методика
определения коррозионной агрессивности
продуктов сгорания сернистого топлива и
прогнозирования скорости низкотемпературной
коррозии металла поверхности нагрева котлов.
М.: Минэнергомаш СССР, 1975.
58. РТМ 108.030.122-77. Котлы паровые
стационарные сверхкритического давления.
Методика расчета коррозионных потерь и тем-
408
пературного режима экранных труб. М.: Мин-
энергомаш СССР, 1977.
59. Методические указания по
испытаниям высокотемпературных поверхностей
нагрева котлов для выявления причин
коррозионных повреждений. М.: СПО
„Союзтехэнерго", 1989.
60. Методические указания по
испытаниям котлов по выявлению причин
наружных коррозионных повреждений
низкотемпературных поверхностей нагрева
(воздухоподогреватели и экономайзеры). М.: СПО
„Союзтехэнерго", 1989.
61. Методические указания по
предупреждению низкотемпературной коррозии
поверхностей нагрева и газоходов котлов. М.:
СПО „Союзтехэнерго", 1986.
62. Маневренность теплоэнергетических
блоков. М.: Энергия, 1978. (Тр. ВТИ. Вып. 14).
63. Котельные и турбинные установки
энергоблоков мощностью 500 и 800 МВт. М.:
Энергия, 1979.
64. Освоение энергоблоков (пусковые
режимы, металл, водоподготовка и
автоматика). М.: Энергия, 1971.
65. Методические указания по расчету
допустимых разностей температур и
скоростей прогрева основных деталей котлов и
паропроводов энергетических блоков. М.:
СПО „Союзтехэнерго", 1983.
66. РТМ 108.031.105-77. Котлы
стационарные паровые и водогрейные и
трубопроводы пара и горячей воды. Метод оценки
долговечности при малоцикловой усталости
и ползучести. М.: Минэнергомаш СССР,
1978.
67. Исследование переменных режимов
работы барабана котла ТГМ-94. М.: СЦНТИ
ОРГРЭС, 1970.
68. Методика расчета потерь топлива,
электроэнергии и пара при пусках
энергоблоков мощностью 160, 200, 300, 500 и 800 МВт
тепловых электростанций. М.: СПО
„Союзтехэнерго", 1987.
69. Рекомендации по переводу
энергоблоков на нагрузку собственных нужд при
воздействии противоаварийной автоматики.
М.: СПО „Союзтехэнерго", 1982 и
извещение № Т-4/83 об их изменении, 1983.
70. Перевод энергоблока 200 МВт с
барабанными котлами на нагрузку собственных
нужд при отключении генератора от сети/
В. И. Доброхотов, Е. Е. Говердовский,
Н. М. Долгоносое и др.//Электрические
станции. 1972. № 1.
71. Перевод моноблока 200 МВт с
барабанным котлом на нагрузку собственных
нужд и холостой ход/Е. В. Матушевский,
Л. Н. Кобзаренко, В. А. Усенко и
др.//Электрические станции. 1975. № 5.
72. Доброхотов В. И., Жгулев Г. В.
Эксплуатация энергетических блоков. М.:
Энергоатомиздат, 1987.
73. ГОСТ 10742-71. Методы отбора и
обработки проб для лабораторных испытаний.
74. Стандарт J SO 1988-75. Антрацит.
Отбор проб.
75. Стандарт J SO 5069/1-1983 (Е).
Угли бурые и лигниты. Принципы отбора
проб. 4.1. Отбор проб для определения
содержания влаги и для общего анализа.
76. Методические указания по контролю
твердого, жидкого и газообразного топлива
для расчета удельных расходов на
электростанциях. М.: СПО „Союзтехэнерго",
1988.
77. Стандарт JSO 5069/2-83. Бурые угли
и лигниты. Принципы опробования. Ч. 2.
Подготовка проб для определения содержания
влаги и общего анализа.
78. СТ СЭВ 4384-83. Топливо твердое.
Методы определения погрешности отбора и
подготовки проб.
79. ГОСТ 2093-82 (СТ СЭВ 2614-80).
Топливо твердое. Ситовый метод
определения гранулометрического состава.
80. Стандарт JSO 1953-72(А). Антрацит.
Методы ситового анализа.
81. Стандарт J SO 565. Лабораторные
сита. Ткань проволочная, перфорированные
пластинки и электроформованные листы.
Номинальные размеры отверстий.
82. ГОСТ 5396-77. Торф. Методы
отбора проб.
83. ГОСТ 10649-73. Пробоотборники и
машины для обработки проб торфа.
84. Мадоян А. А. Повышение
маневренности тепловых электростанций. М.:
Энергоатомиздат, 1987.
85. Стандарт J SO 2591. Анализ ситовый.
86. ГОСТ 6613-86. Сетки проволочные
тканые с квадратными ячейками. Технические
условия.
87. Левит Г. Т. Испытания пылепри-
готовительных установок. М.: Энергия,
1977.
88. Применение пневматического рас-
сеивателя РП-5 для анализа фракционного
состава пыли твердых топлив. М.: СПО
„Союзтехэнерго", 1984.
89. Эксплуатация мощных энергоблоков.
Киев: Техника, 1985.
90. ГОСТ 2517-85 (СТ СЭВ 1248-78).
Нефть и нефтепродукты. Отбор проб.
91. ГОСТ 13196-85. Пробоотборники
стационарные для резервуаров с нефтью и
нефтепродуктами. Типы и основные
параметры, общие технические требования.
92. ГОСТ 18917-82 (СТ СЭВ 2102-80).
Газ горючий природный. Методы отбора проб.
93. ГОСТ 8.453-82. Весы для
статического взвешивания. Методы и средства
поверки.
94. Методические указания по
испытаниям золоулавливающих установок тепловых
электростанций. М.: СПО „Союзтехэнерго»,
1982.
95. ГОСТ 8.009-84. ГСИ. Нормируемые
метрологические характеристики средств
измерений.
96. ГОСТ 8.326-78. ГСИ.
Метрологическое обеспечение разработки, изготовления и
эксплуатации нестандартизированных средств
измерения. Основные положения.
409
97. Преображенский В. П.
Теплотехнические измерения и приборы. М.: Энергия,
1978.
98. Иванова Г. М., Кузнецов Н. Д.,
Чистяков В. С. Теплотехнические изменения и
приборы. М.: Энергоатомиздат, 1984.
99. ГОСТ 6616-74. Преобразователи
термоэлектрические. ГСП. Общие
технические условия.
100. ГОСТ 3044-84 (СТ СЭВ 1059-85).
Преобразователи термоэлектрические.
Номинальные статические характеристики
преобразования.
101. ГОСТ 23847-79 (СТ СЭВ 1057-85).
Преобразователи термоэлектрические
кабельных типов КТХС, KTXACn, KTXKC.
Технические условия.
102. ГОСТ 1790-77*. Проволока из
сплавов хромель Т, алюмель, копель и константан
для термоэлектродов преобразователей
термоэлектрических. Технические условия.
103. Исследование сплавов для
термопар/Под ред. Е. С. Шпипинецкого. М.:
Металлургия, 1964. (Тр. Ин-та Гипроцветметобра-
ботка; Вып. 12).
104. Волосов С. М. Измерение
температуры газового потока.— В кн.: Исследование
процессов горения натурального топлива. М.:
Госэнергоиздат, 1948.
105. Линвег Ф. Измерение температур
в технике. Справочник: М.: Металлургия,
1980.
106. Способы крепления термопар при
измерении температуры поверхностей труб.
Информационное сообщение № Т-11/57. М.:
БТИ ОРГРЭС, 1957.
107. Гордое А. Н. Основы пирометрии.
М.: Металлургия, 1971.
108. СТ СЭВ 1057-85.
Термопреобразователи сопротивления ГСП. Общие
технические условия.
109. ГОСТ 2823-73*. Термометры
стеклянные. Технические условия.
ПО. ГОСТ 27544-87Е. Термометры
жидкостные стеклянные. Общие технические
условия.
111. ГОСТ 13646-68Е. Термометры
стеклянные ртутные для точных измерений.
Технические условия.
112. ГОСТ 6923-84. Промышленные
пирометры излучения. Общие технические
требования.
ИЗ. ГОСТ 8335-81. Пирометры
визуальные с исчезающей нитью. Общие технические
условия.
114. ГОСТ 2405-80*. Манометры,
вакуумметры и мановакуумметры показывающие.
Общие технические условия.
115. ГОСТ 2648-78. ГСП. Тягомеры, на-
поромеры. Общие технические условия.
116. ГОСТ 11161-84.
Микроманометры жидкостные. Типы и основные
параметры.
117. РД50-213-80. Правила измерения
расхода газов и жидкостей стандартными
сужающими устройствами. М.: Изд-во
стандартов. 1982.
118. ОСТ 108.839.06-82. Детали и
сборочные единицы из хромомолибденованадиевых
сталей для паропроводов ТЭС. Л.: НПО
ЦКТИ, 1982.
119. Кремлевский П. П. Расходомеры и
счетчики количества. Л.: Машиностроение,
1975.
120. ГОСТ 18140-77. Манометры
дифференциальные ГСП. Общие технические
условия.
121. РОД50-411-83. Методические
указания. Расход жидкостей и газов. Методика
выполнения измерений с помощью специальных
сужающих устройств. М.: Изд-во стандартов,
1984.
122. Кемельман Д. Н., Эскин Н. Б.
Наладка котельных установок. Справочник: М.:
Энергоатомиздат, 1989.
123. Ногаре С. Д., Джувет Р. С.
Газожидкостная хроматография. М.: Недра, 1966.
124. Авдеева А. А. Хроматография в
энергетике. М.: Энергия, 1980.
125. Авдеева А. А., Белосельский Б. С,
Краснов М. Н. Контроль топлива на
электростанциях. М.: Энергия, 1973.
126. Авдеева А. А. Контроль
сжигания газообразного топлива. М.: Энергия,
1971.
127. Волков Э. П. Контроль
загазованной атмосферы выбросами ТЭС. М.:
Энергоатомиздат, 1986.
128. Сборник методик по определению
концентраций загрязняющих веществ в
промышленных выбросах. Л.: Гидрометеоиздат,
1987.
129. Авдеева А. А., Тишина Т. А., Кор-
милицын В. И. Экспресс-анализ окислов
азота в продуктах сгорания энергетических топ-
л и в//Теплоэнергетика. 1981. № 7.
130. Обобщение материалов ОРГРЭС по
потерям тепла в окружающую среду
современными котлоагрегатами. М.: Энергонот
ОРГРЭС, 1970.
131. Потери тепла в окружающую среду
на газомазутных водогрейных котлах. М.:
СПО „Союзтехэнерго", 1986.
132. Курочкин Б. П. Теплотехнические
испытания мартеновских печей. М.:
Металлургия, 1972.
133. Пеккер Я. Л.Технические расчеты по
приведенным характеристикам. М.: Энергия,
1977.
134. Долинский Е. Ф. Обработка
результатов измерений. М.: Изд-во стандартов, 1973.
135. ГОСТ 8.207-76. Прямые измерения
с многократными наблюдениями. Методы
обработки результатов наблюдений. Основные
положения.
136. Парилов В. А., Ушаков С. Г.
Испытание и наладка паровых котлов. М.:
Энергоатомиздат, 1986.
137. Методические указания по
подготовке к передаче информации о тепловой
экономичности электростанций энергосистем. М.:
СПО „Союзтехэнерго", 1984.
138. Методические рекомендации по
нормированию расхода топлива в производстве^
410
но-отопительных котельных предприятий
Министерства химической промышленности. М.:
НИИТХИМ, 1972.
139. Вентцель Е. С. Теория вероятностей.
М.: Наука, 1969.
140. ОСТ 108.036.01-81. Вентиляторы
котельные радиальные и осевые. Испытания
аэродинамические. М.: Минэнергомаш СССР,
1981.
141. ГОСТ 10616-73. Вентиляторы
радиальные и осевые. Основные размеры и
параметры.
142. ГОСТ 17187-81. (СТ СЭВ 1351-78)
Шумомеры. Общие технические требования и
методы испытаний.
143. Методика испытаний тягодутьевых
машин котельных установок электростанции
и их газовоздушных трактов. М.: СПО „Союз-
техэнерго", 1988.
144. Вяткин А. П. Измерение
удельного веса газа//Электрические станции. 1961.
№ 7.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие
Глава первая. Общие организационные
положения
Глава вторая. Испытания при
стационарных режимах
2.1. Классификация и общая
характеристика испытаний
2.2. Программы испытаний
2.3. Организация и проведение
подготовительных работ
2.4. Особенности испытаний, связанные
с проверкой надежности работы
водопарового тракта
2.4.1. Основные показатели
надежности, контролируемые при
стационарных режимах . .
2.4.2. Методы проверки
обеспечения критериев надежности
2.5. Предварительные опыты . . . .
2.5.1. Общая характеристика . .
2.5.2. Измерения и определения
при предварительных опытах
2.6. Общие рекомендации по
проведению режимных и балансовых
опытов
2.7. Определение оптимального
положения факела
2.8. Определение оптимального
избытка воздуха
2.9. Определение оптимальной тонкости
топливной пыли
2.10. Определение минимальной
нагрузки регулировочного
диапазона котла
2.11. Определение технического
минимума нагрузки котла
2.12. Определение максимальной
кратковременной нагрузки котла . .
2.13. Определение максимальной
нагрузки котла при работе с одним
дымососом или дутьевым
вентилятором и на разных частотах
вращения их электродвигателей
2.14. Испытания при режиме
скользящего давления
2.15. Приемочные испытания . . . .
2.16. Особенности испытаний при
сжигании топлива ухудшенного
качества
3 2.17. Особенности испытаний при
сжигании смесей топлив .... 78
с 2.18. Испытания для составления
энергетической характеристики котла 80
2.19. Особенности испытаний воздухо-
7 подогревателей 81
2.20. Особенности коррозионных экс-
7 плуатационных испытаний по-
jq верхностей нагрева 83
1£ Глава третья. Испытания котлов при
нестационарных режимах 88
3.1. Основные задачи испытаний . . . 88
29 3.2. Испытания при режимах пуска
и останова 89
3.3. Особенности определения потерь
29 топлива и электроэнергии при
пусках энергоблоков 95
34 3.4. Проверка режимов аварийных раз-
38 гружений энергоблоков до нагруз-
38 ки собственных нужд или холостого
хода 99
38
Глава четвертая. Отбор и обработка
проб топлива и очаговых остатков,
4о учет твердого топлива и очаговых
остатков ЮЗ
44 4.1. Отбор проб угля, горючих сланцев
и лигнитов ЮЗ
53 4.2. Разделка и приготовление проб
угля, лигнитов и горючих сланцев ИО
58 4.3. Определение погрешности отбора и
подготовки проб твердого топлива 116
4.4. Определение гранулометрического
60 состава углей, лигнитов и горючих
сланцев ситовым методом . . . . 117
63 4.5. Отбор и приготовление проб торфа,
определение его гранулометриче-
66 ского состава 123
4.6. Отбор проб топливной пыли и
летучей золы 124
4.7. Определение гранулометрического
состава тонкоизмельченной пыли
67 топлива и золы (ситовый анализ)
сухим методом 132
68 4.8. Отбор и приготовление средних
74 проб очаговых остатков .... 137
4.9. Отбор проб жидкого топлива . . . 138
4.10. Отбор проб газообразного топли-
77 ва (природного газа) 141
412
4.11. Учет расхода твердого топлива и
очаговых остатков 143
4.11.1. Измерение расхода
твердого топлива 143
4.11.2. Определение количества
очаговых остатков ... 144
Глава пятая. Общие требования к
средствам измерений 147
Глава шестая. Измерение температуры 151
6.1. Общие положения 151
6.2. Преобразователи
термоэлектрические 151
6.3. Соединительные линии и термоста-
тирование свободных концов
преобразователей термоэлектрических 158
6.4. Переключатели для
преобразователей термоэлектрических . . . . 160
6.5. Средства и методы измерения тер-
моЭДС 161
6.6. Установка преобразователей
термоэлектрических 164
6.7. Защита преобразователей
термоэлектрических от радиационного
теплообмена 165
6.8. Выбор точек измерений и
определение поля температур в газоходах
и воздуховодах 173
6.9. Измерение температуры
поверхностными преобразователями
термоэлектрическими 174
6.10. Обработка результатов измерений
и оценка их точности 177
6.11. Проверка преобразователей
термоэлектрических 179
6.12. Термопреобразователи
сопротивления 179
6.13. Вторичные преобразователи тер-
мопреобразоватслей
сопротивления 184
6.14. Установка и поверка
термопреобразователей сопротивления . . . 188
6.15. Ртутные стеклянные термометры 189
6.16. Поправки к показаниям ртутных
термометров 193
6.17. Поверка ртутных термометров 194
6.18. Пирометры излучения .... 194
6.19. Определение изотермических
полей в топке котла 196
Глава седьмая. Измерение давлений
и разрежений 198
7.1. Общие положения 198
7.2. Деформационные (пружинные)
манометры 199
7.3. Барометры 203
7.4. Жидкостные манометрические СИ
давления 204
7.5. Установка жидкостных тягонапоро-
меров и микроманометров . . . 208
Глава восьмая. Измерение расхода . . 211
8.1. Расходомеры этеременного
перепада с сужающими устройствами 211
8.2. Приемка и установка сужающих
устройств 217
8.3. Расходомерные дифференциальные
манометры 218
8.4. Установка дифференциальных
манометров 222
8.5. Обработка результатов измерений
расходомерами с сужающими
устройствами 224
8.6. Специальные сужающие
устройства 231
8.7. Тарировка сужающих устройств 234
8.8. Напорные трубки 235
8.9. Установка напорных трубок . . . 242
8.10. Определение поля скоростей в
трубопроводе 244
8.11. Погрешности при определении
расхода напорными трубками . . 248
8.12. Тахометрические расходомеры . . 248
8.13. Анемометры 250
Глава девятая. Анализ газов. Общие
положения 253
9.1. Газовый анализ и его роль при
проведении испытаний 253
9.2. Выбор метода анализа и
аппаратуры 254
9.3. Отбор проб продуктов горения для
анализа 256
9.4. Контроль газового анализа ... 261
Глава десятая. Волюмометрические
методы газового анализа 263
10.1. Общие сведения 263
10.2. Газоанализаторы Орса .... 264
10.3. Газоанализатор ВТИ-2 .... 266
10.4. Поглотительные растворы . . . 268
10.5. Погрешности волюмометрических
газоанализаторов и пути их
уменьшения 270
Глава одиннадцатая. Хроматографиче-
ские методы газового анализа .... 272
11.1. Общие сведения 272
11.2. Разделительная колонка . . . . 274
11.3. Детекторы 280
11.4. Проба газа и введение ее в
колонку 283
11.5. Газ-носитель 285
11.6. Особенности хроматографическо-
го анализа продуктов горения 288
11.7. Хроматограф «Газохром-3101» 290
11.8. Методы калибровки
хроматографов 293
11.9. Приготовление контрольных
смесей для калибровки
хроматографов 295
11.10. Погрешность измерения и
критерии оценки хроматографиче-
ской аппаратуры 298
Глава двенадцатая. Измерение
концентрации оксидов азота в продуктах
горения 301
12.1. Общие сведения 301
12.2. Жидкостные колориметрические
методы определения оксидов азота 303
12.3. Линейно-колористические методы
определения оксидов азота . . . 308
413
12.4. Хроматографические методы . .
Глава тринадцатая. Специальные
измерения и отбор проб из топочных камер
13.1. Измерение потерь теплоты
ограждающими поверхностями котлов
13.2. Измерение влажности газов
(воздуха)
13.3. Измерение температуры точки
росы продуктов горения топлива
13.4. Измерение частоты вращения . .
13.5. Измерение промежутков времени
13.6. Измерение потребляемой
мощности электродвигателями . . .
13.7. Отбор проб пыли и газа из
топочной камеры котла
13.8. Определение падающих
локальных тепловых потоков в топке
13.9. Определение потери теплоты с
механическим недожогом при
сжигании мазута
Глава четырнадцатая. Обработка
материалов испытаний
14.1. Подготовка материалов
испытаний к обработке
14.2. Составление характеристик
опытов
14.3. Обработка данных анализов
топлива
14.4. Определение коэффициента
избытка воздуха прямым
измерением и по результатам анализа
продуктов горения
14.5. Обработка данных определения
расхода воздуха и объема
продуктов горения
14.6. Тепловой баланс котла ....
14.6.1. Стандартный метод
составления теплового баланса
котла
309 14.6.2. Упрощенный метод
расчетов при составлении тепло-
«19 вого баланса котла . . . 360
14.7. Расход топлива и некоторые
вспомогательные параметры .... 363
312 14.8. Коэффициент полезного действия
нетто котельной установки . . . 365
315 14.9. Приведение данных испытаний к
номинальным (проектным) усло-
318 виям 366
322 14.10. Особенности теплового баланса
324 котельной установки при отборе
продуктов горения на сушку топ-
324 лива в системе пылеприготовле-
ния 366
327 14.11. Погрешность определения КПД
котельной установки 370
331 14.12. Оценка точности результатов
испытаний 372
14.13. Отчет по испытаниям .... 375
333
Глава пятнадцатая. Испытания тяго-
дутьевых машин и газовоздушных трак-
333 тов котельных установок 383
15.1. Задачи испытаний и их органи-
333 зация 383
15.2. Подготовительные работы . . . 386
334 15.3. Измерения при испытаниях . . . 387
15.4. Порядок проведения испытаний
340 тягодутьевых машин 392
15.5. Снятие характеристик газового и
воздушного трактов 394
15.6. Обработка материалов испытаний
348 и их анализ 395
15.7. Погрешности определения КПД
вентилятора (дымососа) .... 399
351 15.8. Составление отчета 399
352
Приложения 400
352 Список литературы 407
Трембовля В. И. и др.
Т66 Теплотехнические испытания котельных
установок/В. И. Трембовля, Е. Д. Фингер, А. А. Авдеева.—
2-е изд., перераб. и доп.— М.: Энергоатомиздат,
1991.—416 с: ил.
ISBN 5-283-00137-7
Рассмотрены особенности испытаний энергетических котлов,
их отдельных поверхностей нагрева и тягодутьевых установок.
Приведены рекомендации по составлению тепловых балансов на
основе испытаний котлов в целом и их отдельных поверхностей
нагрева. Рассмотрены методы оценки погрешностей измерений
и точности результатов испытаний. 1-е издание вышло в 1977 г.
Настоящее издание переработано с учетом изменения
номенклатуры оборудования и нормативной документации.
Для инженерно-технических работников.
2203050000-269
1 051@1)-91 145"91
ББК 31.37
Производственно-практическое издание
ТРЕМБОВЛЯ ВЛАДИМИР ИОНОВИЧ
ФИНГЕР ЕФИМ ДАВИДОВИЧ
1 АВДЕЕВА АНГАРА АЛЕКСАНДРОВНА]
ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКИЕ ИСПЫТАНИЯ
КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК
Зав. редакцией И. В. Волобуева
Редакторы: Б. И Шмуклер, Ю. В. Волковыцкий
Редактор издательства Н. Н. Сошникова
Художественный редактор В. А. Гозак-Хозак
Технический редактор Т. Ю. Андреева
Корректор 3. Б. Драновская
ИБ № 2103
Сдано в набор 16.05.90. Подписано в печать 15.04.91. Формат 70Х
Xl00'/i6. Бумага офсетная № 2. Гарнитура литературная. Печать
офсетная. Усл. печ. л. 33,8. Усл. кр.-отт. 67,6. Уч.-изд. л. 40,45. Тираж
18 000 экз. Заказ 1313. Цена 3 р.
Энергоатомиздат. 113114. Москва, М-114, Шлюзовая наб., 10
Отпечатано с диапозитивов в ордена Октябрьской Революции, ордена
Трудового Красного Знамени Ленинградском производственно-техническом
объединении «Печатный Двор» имени А. М. Горького при Госкомпечати
СССР. 197110, Ленинград, П-110, Чкаловский пр., 15.