сканировал: Michael (Брест)
ПЬНО^^БРАЗОВАНк
ПЕРЕЙТИ К ОГЛАВЛЕНИЮ
ГАЗИФИЦИРОВАННЫЕ ШЕНИНЕ
..LLLHJJJL
О.Н. Брюханов
В.А. Кузнецов
УДК 621.182
ББК 31.38 Б 87
Рецензенты:
В.А. Жила — профессор, заведующий кафедрой теплофикации и газоснабжения Московского государственного строительного университета;
А.И. Плужников — профессор, Генеральный директор ООО «ВНИИпромгаз»;
Е.Ф. Андросова — Почетный работник жилищно-коммунального хозяйства России, преподаватель Новороссийского техникума градостроительства и экономики
Брюханов О.Н., Кузнецов В.А. Газифицированные котельные агрегаты: Учебник. — М.: ИНФРА-М, 2005. — 392 с. — (Среднее профессиональное образование).
ISBN 5-16-002442-5
Даны основные понятия о газифицированных котельных установках и терминология, используемая в котельной технике, принцип действия и устройства газифицированных котельных установок. Рассмотрены газогорелочные устройства котлов; выбор числа и места установки горелок; тягодутьевые устройства котельной; питательные устройства; устройства водоподготовки; приборы теплового контроля и автоматического регулирования котельной установки, эксплуатация котельных установок на газообразном топливе и систем их газоснабжения; газоопасные и аварийно-восстановительные работы систем газоснабжения котельных; эффективность работы газифицированных котельных установок.
Предназначена в качестве учебника для студентов среднего профессионального образования по специальности 2915 «Монтаж и эксплуатация оборудования и систем газоснабжения».
ББК 31.38
ISBN 5-16-002442-5
© Брюханов О.Н., Кузнецов В.А., 2005
Введение
Тепловая энергия является одним из основных видов энергии, необходимых для обеспечения жизнедеятельности человека. Тепловую энергию в основном используют для получения электрической энергии, для технологических нужд предприятий различного назначения, для отопления и горячего водоснабжения жилых и общественных зданий.
Комплексы устройств, производящих тепловую энергию и обеспечивающих ее доставку потребителю в виде водяного пара или горячей воды, называют системами теплоснабжения. Системы теплоснабжения являются важнейшей составляющей энергетического хозяйства страны. Важнейшим звеном единой системы энерготеплоснабжения служат котельные (теплогенерирующие) установки — совокупность узлов и механизмов для производства тепловой энергии в виде водяного пара или горячей воды. В качестве первичных источников энергии для теплогенерирующих установок используют органическое и ядерное топливо, солнечную и геотермальную энергию, горючие и тепловые отходы промышленных предприятий. По своему агрегатному состоянию все виды органического топлива разделяют на твердое, жидкое и газообразное. Основной вид газообразного топлива — природный газ, доля потребления которого в общей структуре потребления топлива котельными установками достигает в настоящее время 55 % и имеет тенденцию к сохранению этого значения на достаточно длительную перспективу. Поэтому эффективное использование этого важнейшего источника теплоты в теплогенерирующих установках является важной составной частью крупнейшей народнохозяйственной задачи по экономии топливно-энергетических ресурсов.
Природный газ, являясь универсальным и экономичным видом топлива, способствует повышению производительности труда, улучшению производственного комфорта, созданию нового высокоэффективного оборудования и технологических процессов, снижению удельных расходов топлива. Квалифицированное сжигание газа защищает от загрязнения воздушный бассейн промышленных объектов и населенных пунктов.
Снижение удельных расходов газа на единицу конечной продукции достигается применением новых технологических процессов и более экономичного оборудования.
Газифицированные котельные агрегаты, использующие современные конструкции газогорелочных устройств, наиболее рационально сжигающих газ, автоматизация процессов горения способствуют обеспечению энергосбережения.
Учебник подготовлен сотрудниками кафедры теплогазоснаб-жения и вентиляции Московского института коммунального хозяйства и строительства.
Авторы будут признательны за все замечания и пожелания по улучшению учебника, которые просим направлять по адресу: Издательский Дом «ИНФРА-М», 127214, Москва, Дмитровское ш., 107.
Раздел I. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ О КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВКАХ
Глава 1. Назначение, классификация и принципиальная схема котельной установки
1.1.	Понятие, назначение и классификация котельных установок
Котельная установка на газообразном топливе — это комплекс сооружений агрегатов и устройств, предназначенных для: выработки тепловой энергии в виде пара и горячей воды за счет сжигания газа; централизованной подготовки теплоносителей нужных потребителю параметров; подачи теплоносителя потребителю; сбора отработанного теплоносителя. Она состоит в самом общем случае из: котельного агрегата, устройств для приготовления топлива и его подачи в топку; дутьевого вентилятора для подачи необходимого количества воздуха; оборудования для удаления золы и шлака (при использовании в качестве резервного твердого топлива); дымососа для отвода продуктов сгорания из котельного агрегата; устройств очистки дымовых газов; дымовой трубы; оборудования для очистки воды от механических примесей; накипеобразующих солей и агрессивных газов; насосов различного назначения.
Котельные по назначению подразделяют на:
-	энергетические — для выработки пара, преобразуемого в электроэнергию (они, как правило, входят в состав электростанции);
-	отопительные — для обеспечения теплотой системы отопления, вентиляции и горячего водоснабжения;
-	отопительно-производственные — для обеспечения теплотой системы отопления, вентиляции, горячего водоснабжения и для технологического теплоснабжения;
-	производственные — для технологического теплоснабжения.
Отопительные котельные оснащают, как правило, водогрейными котлами, вырабатывающими горячую воду, производственные — паровыми, вырабатывающими водяной пар, отопительно-производственные — как теми, так и другими.
По объектам теплоснабжения котельные можно разделить на центральные и автономные, в т.ч. крышные. Центральная котельная предназначена для нескольких зданий и сооружений, связанных с котельной наружными тепловыми сетями. Автономная (индивидуальная) котельная предназначена для теплоснабжения
одного здания или сооружения. Крышную котельную располагают (размещают) на покрытии здания непосредственно или на специально устроенном основании над покрытием.
Котельные по размещению подразделяют на:
отдельно стоящие;
пристроенные к зданиям другого назначения;
встроенные в здания другого назначения независимо от этажа размещения;
крышные.
Котельные по надежности отпуска теплоты потребителям относят:
а)	к первой категории — котельные, являющиеся единственным источником теплоты системы теплоснабжения и обеспечивающие потребителей первой категории, нарушение теплоснабжения которых связано с опасностью для жизни людей или со значительным ущербом народному хозяйству (повреждение технологического оборудования, массовый брак продукции), не имеющих индивидуальных резервных источников теплоты;
б)	ко второй категории — остальные котельные.
Виды резервного топлива, используемого в планируемые пе* рерывы подачи основного топлива (газа), и аварийного, используемого в кратковременные периоды аварийного отключения основного (резервного) топлива, а также их необходимость для котельных устанавливают с учетом категории котельной, исходя из местных условий эксплуатации, по согласованию с топливоснабжающими организациями.
Для котельных, отнесенных к первой категории, в качестве аварийного, как правило, предусматривают использование жидкого топлива, вид которого определяется органом, устанавливающим основной вид топлива.
При переводе котельных с котлами, оборудованными камерными топками для сжигания твердого топлива, на сжигание газообразного в качестве резервного, как правило, должно сохраняться твердое топливо, если технико-экономическими и экологическими расчетами не обоснован другой вид топлива.
1.2. Основное и вспомогательное оборудование котельной установки
В общем случае газовая котельная установка — это совокупность котла и вспомогательного оборудования. Она включает в себя следующие основные устройства: котлы, экономайзеры и
воздухоподогреватели. Котлы являются ее главной частью. Котлы, в которых вырабатывается пар, называют паровыми', предназначенные для выработки горячей воды — водогрейными', вырабатывающие водяной пар и горячую воду одновременно — комбинированными. В котлах дымовые газы, образовавшиеся в топочном устройстве при сгорании газообразного топлива, омывают поверхность нагрева котла, отдавая ей часть заключенной в них тепловой энергии, и покидают котел с более или менее высокой температурой. Для дополнительного использования теплоты, содержащейся в дымовых газах, уходящих из котла, за ними устанавливают так называемые хвостовые поверхности нагрева — экономайзер, в котором подогревается питательная или сетевая вода, или воздухоподогреватель, в котором подогревается воздух, идущий на горение в топочное устройство. В зависимости от местных условий экономайзеры и воздухоподогреватели иногда не устанавливают или устанавливают только одно из названных устройств. Схемы и конструкции котлов, экономайзеров и воздухоподогревателей рассмотрены в разделе II.
Кроме перечисленного основного оборудования, теплогенерирующая установка должна иметь вспомогательное оборудование, в состав которого входят: тяговое устройство, дутьевая установка, питательные или сетевые насосы, устройства подготовки питательной воды, идущей на питание паровых котлов, или подпиточной воды, идущей на восполнение утечек в тепловой сети, трубопроводы, контрольно-измерительные приборы, средства регулирования и управления, устройства топливоподачи.
Тяговое устройство предназначено для создания разрежения в газоходах теплогенерирующей установки, необходимого для удаления в атмосферу охлажденных дымовых газов и преодоления сопротивлений при их движении в газоходах установки. К тяговым устройствам принадлежат дымососы (искусственная тяга) и дымовая труба (естественная тяга).
Дутьевая установка состоит из вентиляторов и воздуховодов, служащих для подачи воздуха в топку котельного агрегата.
Питательные насосы служат для подачи воды в паровой котел. В котельной устанавливают баки питательной воды, в которые поступает конденсат пара, возвращаемый от потребителя, и подводится добавочная вода, покрывающая потери пара у потребителя. Питательный насос забирает воду из этих питательных баков и подает ее в паровой котел.
Сетевые (циркуляционные) насосы устанавливают в водогрейных котельных. В таких установках трубопровод обратной воды
отопительной системы присоединяют к сетевому насосу, который прокачивает воду через котел и затем по нагнетательному трубопроводу подает ее в отопительную систему. Таким образом, котел включается в контур циркуляции воды через отопительную систему.
Устройства для подготовки питательной или подпиточной воды включают в себя водозаборные устройства, установки хим-водообработки и деаэрации. В установке химводообработки умягчают (удаление соли жесткости, вызывающие отложение накипи на тепловоспринимающих поверхностях котла) исходную сырую воду, а в деаэраторе удаляют коррозионно-активные газы из химобработанной воды. Деаэрированная вода подается на питание паровых котлов питательными насосами и подпитку тепловых сетей подпиточными.
Для контроля и автоматического регулирования процессов, протекающих в котельной установке, служат приборы контроля и автоматики.
Котельную установку топливом (природным газом) обеспечивает оборудование топливоподачи, включающее в себя отвод от магистрального трубопровода и газорегуляторный пункт, в котором снижают давление газа от магистрального до необходимого для работы газовых горелок и поддержания давления газа на входе в горелку в заданных пределах.
1.3. Тепловые схемы паровых и водогрейных газовых котельных
Наиболее простую тепловую схему имеют котельные, предназначенные для обеспечения только технологической потребности с единым паровым теплоносителем (незначительное количество теплоты на другие нужды отпускается также в виде пара) и возвратом конденсата от теплообменников. Принципиальная тепловая схема такой котельной представлена на рис 1.1. Котельные с такой тепловой схемой просты в эксплуатации, а при незначительной потребности производства в горячей воде, высоком коэффициенте возврата конденсата и непротяженных пароконденсатных трубопроводов достаточно эффективны в потреблении топлива.
Принципиальная тепловая схема производственно-отопительной котельной дана на рис. 1.2. Представленная тепловая схема дает возможность обеспечить технологических потребителей, а также подогреватели сетевой воды паром одного или не
скольких параметров за счет установки одной или нескольких редукционных охладительных установок (РОУ) при номинальном давлении пара в котлах.
Потери, соб-
Рис. 1.1. Принципиальная тепловая схема производственной котельной
1 — котел паровой; 2 — деаэратор; 3 — охладитель выпара; 4 — потребители пара; 5, 7 — подогреватели химически очищенной и сырой воды; 6 — установка химической очистки воды; 8 — охладитель продувочной воДы; 9 — сепаратор непрерывной продувки; 10— питательный насос
Представленная тепловая схема может использоваться как при открытой, так и при закрытой системе горячего водоснабжения (ГВС). Только при открытой системе (при непосредственном заборе воды на нужды горячего водоснабжения из тепловой сети) возрастают нагрузки на деаэрационную установку и установку химической очистки воды, кроме того, при открытой системе в тепловую схему котельной необходимо включать баки-аккумуляторы для покрытия суточной неравномерности потребления горячей воды.
Наиболее часто встречающиеся схемы включения подогревателей сетевой воды к паровым котлам представлены на рис 1.3. Схема 1.3,а предусматривает подачу пара непосредственно из верхнего барабана котла в пароводяной подогреватель, установленный не менее чем на 1,5—1,7 м над осью верхнего барабана и его слив (самотеком) в нижний барабан. Такая схема позволяет экономить электроэнергию на перекачивающие насосы. Схема же 1.3,5 кроме повышенной энергоемкости требует и дополнительных капитальны?: затрат(охладитель конденсата, насосы его перекачки), однако эта схема более надежна в эксплуатации.
Рис. 1.2. Принципиальная тепловая схема производственноотопительной котельной с паровыми котлами
1 — паровой котел; 2, 3 — деаэраторы питательной и подпиточной воды; 4 — охладители выпара; 5—9 — насосы сырой воды, питательный, подпиточный, сетевой, конденсатный; /0 — конденсатный бак; И, 14, /5 — охладители продувочной, подпиточной воды и конденсата; 12, 13, 16 — подогреватели сырой, химически очищенной, сетевой воды; 17 — редукционно охладительная установка; 18 — сепаратор непрерывной продувки; 19 — продувочный колодец;
20 — установка химической очистки воды
Рис. 1.3. Принципиальная тепловая схема подключения подогревателей сетевой воды к паровым котлам
а — схема с пароводяным подогревателем и безнасосным возвратом конденсата; б — схема с пароводяным и водоводяным подогревателями; 1 — паровой котел; 2 — пароводяной подогреватель сетевой воды; 3 — водоводяной подогреватель (охладитель конденсата); 4 — бак питательной воды (деаэратор); 5 — регулятор перепуска; 6 — редукционная установка; 7, 8— верхние и нижние барабаны котла
На рис. 1.4 представлена принципиальная тепловая схема водогрейной котельной, работающей на закрытую систему горячего водоснабжения. Основное преимущество такой схемы — относительно невысокая производительность водоподготовительной установки и подпиточных насосов, недостаток — удорожание оборудования абонентских узлов горячего водоснабжения (необходимость установки теплообменных аппаратов, в которых теплота передается от сетевой воды к воде, идущей на нужды горячего водоснабжения). Водогрейные котлы надежно работают только при поддержании в заданных пределах постоянного расхода воды, проходящей через них, независимо от колебаний тепловой нагрузки потребителя. Поэтому в тепловых схемах водогрейных котельных предусматривают регулирование отпуска тепловой энергии в сеть по качественному графику, т.е. по изменению температуры воды на выходе из котла. Для обеспечения расчетной температуры воды на входе в тепловую сеть в схеме предусматривается возможность подмешивания к выходящей из котлов воде через перепускную линию необходимого количества обратной сетевой воды (<7пер). Для устранения низкотемпературной коррозии хвостовых поверхностей нагрева котла к обратной сетевой воде при ее температуре менее 60 °C при работе на природном газе и менее 70—90 °C при работе на мало-и высокосернистом мазуте при помощи рециркуляционного насоса осуществляется подмешивание горячей воды, выходящей из котла к обратной сетевой воде.
Основное отличие тепловой схемы водогрейной котельной, работающей на открытую схему ГВС, — необходимость в значительном количестве подпиточной воды. Максимальные часовые расходы подпиточной воды при открытой системе ГВС в 10—15 раз больше, чем при закрытой. Такая большая разница в подпитке в течение суток для открытой системы ГВС требует установки в котельной дорогостоящих и энергоемких водоподготовительных установок большой производительности.
Для сглаживания пиков суточного графика нагрузок в тепловые схемы таких котельных включают установку, обычно не менее двух баков-аккумуляторов, для деаэрированной сетевой воды. Баки снаружи теплоизолируют, а внутри — покрывают антикоррозионным составом. Рабочий объем баков выбирают из условий возможности подпитки тепловой сети в часы максимального водоразбори. Обычно суммарный объем баков для подпиточной воды в 6—8 раз больше среднечасового суточного расхода воды на горячее водоснабжение.
Рис. 1.4. Принципиальная тепловая схема котельной с водогрейными котлами для закрытой системы теплоснабжения
1 — котел водогрейный; 2—5 — насосы сетевой, рециркуляционный, сырой и подпиточной воды; 6 — бак подпиточной воды; 7, 8 — подогреватели сырой и химически очищенной воды; 9, 11 — охладители подпиточной воды и выпара;
10 — деаэратор; 12 — установка химической очистки воды
На рис 1.5 представлены два варианта принципиальных тепловых схем с различным способом зарядки и разрядки баков-аккумуляторов. Схема, представленная на рис 1.5,а, применяется для котельных небольшой теплопроизводительности — до 20 МВт. При такой схеме включения деаэраторов и баков-аккумуляторов вода из деаэратора поступает самотеком в бак-аккумулятор, а оттуда подпиточными насосами подается на вход сетевых насосов. При реализации такой схемы затруднено поддержание заданного уровня воды в деаэраторе и баках-аккумуляторах из-за колебаний уровня в баке-аккумуляторе и изменения гидравлического сопротивления в трубопроводах.
При работе котельной по схеме 1.5,^ подпиточные насосы используют как для подпитки тепловой сети, так и для зарядки баков-аккумуляторов. Недостатком такой схемы являются повышенный расход электроэнергии и большие колебания в режиме работы подпиточных насосов. Это связано с тем, что при за-
a
б
Из тепловой сети
ы
Рис. 1.5. Принципиальная тепловая схема котельной с водогрейными котлами для открытой системы теплоснабжения
а — схема без баков и насосов деаэрированной воды; б — схема без насосов деаэрированной воды; 1 — котел водогрейный; 2—8— насосы сетевой( циркуляционный) зимний, сетевой летний, рециркуляционный, подпиточный, сырой воды и для подачи воды к водоструйному эжектору; 9 — деаэратор; 10 — охладитель выпара; 11 — водоструйный эжектор; 12 — бак рабочей воды; 13 — бак-аккумулятор; 14, 15 — подогреватели сырой и химически очищенной воды; 16 — установка химической очистки воды
рядке баков-аккумуляторов подача насосов и напор остаются практически постоянными, а при работе на тепловую сеть (колеблются как расход, так и напор.	/
В отопительных котельных, оборудованных только водогрейными котлами, деаэрация, как правило, осуществляется вакуумным способом. Вакуумная установка (см. рис 1.5) обычно состоит из водоструйного эжектора 11, питаемого из бака рабочей воды 12 специальным насосом 8.
Возможно использование тепловых схем котельных с применением паровых и водогрейных котлов. Как правило, эти схемы являются совокупностью уже рассмотренных схем. Общим и связующим элементом обеих частей схемы является система водоподготовки.
1.4. Термины и определения в котельной технике
Многолетний опыт проектирования и эксплуатации котельных установок позволил установить применяемые в науке, технике и производстве термины и определения основного и вспомогательного оборудования, используемого в котельных. Эти термины стандартизированы (ГОСТ 23172—78 и ГОСТ 25720—83) и обязательны для применения в технической документаций всех видов, научно-технической, учебной и справочной литературе.
Для каждого понятия установлен один стандартизованный термин. Ниже приводятся некоторые термины и определения, принятые в котельной технике.
Виды котлов и основное оборудование
Котел — конструктивно объединенный в одно целое комплекс устройств для получения пара или для нагрева воды под давлением за счет тепловой энергии от сжигания топлива, при протекании технологического процесса или преобразования электрической энергии в тепловую. В котел могут входить полностью или частично: топка, пароперегреватель, экономайзер, воздухоподогреватель, каркас, обмуровка, тепловая изоляция, обшивка.
Стационарный котел — котел, установленный на неподвижном фундаменте.
Транспортабельная котельная установка — комплекс, состоящий из котла, вспомогательного оборудования, системы управления и защиты, помещения (контейнера), в котором смонтировано все оборудование, и приспособлений для транспортирования с целью быстрого изменения места использования.
\Передвижная котельная установка — транспортабельная котельная установка, имеющая ходовую часть.
Паровой котел — устройство, имеющее топку, обогреваемое продуктами сжигаемого в ней топлива и предназначенное для получения пара с давлением выше атмосферного, используемого вне самого устройства.
Водогрейный котел — устройство, имеющее топку, обогреваемое продуктами сжигаемого в ней топлива и предназначенное для нагревания воды, находящейся под давлением выше атмосферного и используемой в качестве теплоносителя вне самого устройства.
Бойлер — подогреватель сетевой воды, паровой или водоводяной теплообменник, использующий теплоту пара или котловой воды для получения горячей воды других параметров. Бойлер может быть встроенным в котел или отдельно стоящим.
Котел-утилизатор — паровой или водогрейный котел без топки или с топкой для дожигания газов, в котором в качестве источника теплоты используются горячие газы технологических или металлургических производств или другие технологические продуктовые потоки.
ГТароводогрейный котел — котел, предназначенный для выдачи потребителю пара и горячей воды.
Котельная установка — совокупность котла и вспомогательного оборудования. В котельную установку могут входить, кроме котла: тягодутьевые машины, устройства очистки поверхностей нагрева, топливоподача и топливоприготовление в пределах установки, оборудование шлако- и золоудаления, золоулавливающие.и другие газоочистительные устройства, не входящие в котел газовоздухопроводы, трубопроводы воды, пара и топлива, арматура, гарнитура, автоматика, приборы и устройства контроля и защиты, а также относящиеся к котлу водоподготовительное оборудование и дымовая труба.
Газотрубный котел — котел, в котором продукты сгорания топлива проходят внутри труб поверхностей нагрева, а вода и пароводяная смесь — снаружи труб. Различают жаротрубные, дымогарные и комбинированные газотрубные стационарные котлы.
Водотрубный котел — котел, в котором вода, пароводяная смесь и пар движутся внутри труб поверхностей нагрева, а продукты сгорания топлива — снаружи труб. По расположению труб различают горизонтально-трубные и вертикально-трубные котлы.
Барабанный котел — водотрубный котел с одним или несколькими барабанами.	/
Котел низкого давления — паровой котел для получения пара с давлением менее 1,0 МПа (10 кгс/см2).	/
Котел среднего давления — паровой котел для получения/пара с давлением от 1 до 10 МПа ( от 10 до 100 кгс/см2) включительно.
Котел высокого давления — паровой котел для получения пара с давлением свыше 10 до 22,5 МПа (свыше 100 до 225 кгс/см2) включительно.
Котел с естественной циркуляцией — котел, у которого циркуляция рабочей среды осуществляется за счет разности плотностей воды в опускных и подъемных трубах.
Котел с принудительной циркуляцией — котел, у которого циркуляция воды осуществляется насосом.
Котел с комбинированной циркуляцией — котел, в котором циркуляция воды в некоторых контурах или при отдельных режимах работы осуществляется с помощью насоса.
Прямоточный котел — котел с последовательным однократным принудительным движением воды.
Прямоточный котел с рециркуляцией — прямоточный котел, в котором для увеличения скорости воды при пусках и работе на малых нагрузках применяется принудительная рециркуляция воды специальным насосом.
Котел с естественной тягой — котел, в котором сопротивление газового тракта преодолевается за счет разности плотностей атмосферного воздуха и газов в дымовой трубе.
Котел с уравновешенной тягой — котел, в котором давление в топке или начале газохода поддерживается близким к атмосферному совместной работой дымососов и дутьевых вентиляторов.
Котел с наддувом — котел, в котором сопротивление газового тракта преодолевается работой дутьевых вентиляторов.
Высоконапорный котел — котел с наддувом, избыточное давление газов на выходе из которого превышает 0,1 МПа (1 кгс/см2).
Экономайзер — устройство, обогреваемое продуктами сгорания топлива и предназначенное для подогрева или частичного испарения воды, поступающей в паровой котел.
Автономный экономайзер — экономайзер, встроенный в котел или газоход, подогретая вода которого полностью или частично используется вне данного котла, или отдельно стоящий экономайзер, подогретая вода которого полностью или частично используется в паровом котле.
Экономайзер котла некипящего типа — экономайзер котла, в котором парообразование отсутствует.
Экономайзер котла кипящего типа — экономайзер котла, в котором происходит частичное парообразование.
Групповой экономайзер — экономайзер, обслуживающий группу котлов.
Змеевиковый экономайзер — экономайзер стационарного котла, изготовленный из труб, собранных в пакеты змеевиков.
Ребристый экономайзер — экономайзер котла, изготовленный из ребристых труб.
Воздухоподогреватель котла — устройство для подогрева воздуха продуктами сгорания топлива перед подачей в топку котла.
Рекуперативный воздухоподогреватель — воздухоподогреватель котла, в котором теплота от продуктов сгорания передается воздуху через разделяющую их теплообменную поверхность.
Регенеративный воздухоподогреватель — воздухоподогреватель котла, в котором теплота от продуктов сгорания передается воздуху через одни и те же периодически нагреваемые и охлаждаемые теплообменные поверхности.
Трубчатый воздухоподогреватель — рекуперативный воздухоподогреватель котла, теплообменные поверхности которого выполнены из труб.
Пластинчатый воздухоподогреватель — рекуперативный воздухоподогреватель котла, теплообменные поверхности которого выполнены из стальных листов, образующих чередующиеся каналы для продуктов сгорания топлива и воздуха.
Регенеративный вращающийся воздухоподогреватель — регенеративный воздухоподогреватель стационарного котла с вращающейся теплообменной поверхностью.
Элементы и составные части котла
Поставочный блок котла (поставочный блок) — технологически законченная часть котла, собираемая изготовителем из соединенных между собой сборочных единиц элементов и деталей, ограниченная по массе и габаритам конструктивными особенностями и условиями транспортирования.
Элемент котла — сборочная единица котла, предназначенная для выполнения одной из основных функций котла (например, коллектор, барабан, папопсрегрет>ат?пьЛ ijHp^p^ucib уагрева и др.).
Коллектор котла (коллектор) — элемент котла, предназначенный для сбора или раздачи рабочей среды, объединяющий группу труб.
Барабан котла (барабан) — элемент котла, предназначенный для сбора и раздачи рабочей среды, для отделения пара от воды, очистки пара, обеспечения запаса воды в котле.
Каркас котла (каркас) — несущая металлическая конструкция, воспринимающая нагрузку от массы котла, с учетом временных и особых нагрузок и обеспечивающая требуемое взаимное расположение элементов котла.
Обмуровка котла (обмуровка) — система огнеупорных и теплоизоляционных ограждений или конструкций стационарного котла, предназначенная для уменьшения тепловых потерь и обеспечения газовой плотности.
Поверхность нагрева котла (поверхность нагрева) — элемент котла для передачи теплоты к рабочей среде или воздуху.
Парообразующая поверхность нагрева котла — поверхность нагрева, где происходит парообразовние.
Радиационная поверхность нагрева котла — поверхность нагрева котла, получающая теплоту, в основном, излучением.
Радиационно-конвективная поверхность нагрева котла — поверхность нагрева котла, получающая теплоту излучением и конвекцией примерно в равных количествах.
Конвективная поверхность нагрева котла — поверхность нагрева котла, получающая теплоту, в основном, конвекцией.
Оребренная поверхность нагрева котла — поверхность нагрева котла, составленная из ребристых труб.
Ошипованная поверхность нагрева котла — поверхность нагрева котла, составленная из труб с приваренными к ним шипами.
Экран котла — поверхность нагрева котла, расположенная на стенах топки и газоходов и ограждающая их от воздействия высоких температур.
Двусветный экран котла — экран котла, получающий теплоту излучением с обеих сторон.
Мембранный экран котла — экран котла, изготовленный из сваренных между собой плавниковых или гладких труб с проставками.
Панель экрана котла — часть экрана, изготовленная из сваренных между собой или объединенных коллекторами труб.
Ширмовая поверхность нагрева котла — поверхность нагрева котла, выполненная из ширм с поперечным шагом между ними не менее 4—5 диаметров труб. Под ширмой понимают элемент
поверхности нагрева, выполненный в виде плоской панели из труб, расположенных по ходу газов с шагом не более 1,3 диаметра, объединенных входным и выходным коллекторами.
Пароперегреватель (перегреватель) — устройство, предназначенное для повышения температуры пара выше температуры насыщения, соответствующей давлению в котле.
Автономный пароперегреватель — пароперегреватель, встроенный в котел или газоход или отдельно стоящий, в который пар для перегрева поступает от внешнего источника.
Радиационный пароперегреватель — пароперегреватель котла, расположенный в топке или газоходе и получающий теплоту, в основном, излучением.
Ширмовый пароперегреватель — пароперегреватель котла, состоящий из ширм с большим поперечным шагом между ними и получающий теплоту газов излучением и конвекцией примерно в равных количествах.
Конвективный пароперегреватель — пароперегреватель стационарного котла, расположенный в газоходах и получающий теплоту, в основном, конвекцией.
Котельный пучок — группа труб конвективной парообразующей поверхности котла, соединенных общими коллекторами или барабанами.
Опускная труба — труба котла, по которой циркулирующая вода поступает в раздающий коллектор подъемных труб или нижний барабан.
Отводящая труба экрана котла — труба котла, по которой пароводяная смесь отводится из коллектора экрана в барабан или выносной циклон.
Продувочная труба — труба, по которой производится продувка или удаление воды и пара из элементов поверхностей нагрева котла.
Сепарационное устройство — устройство котла, предназначенное для отделения воды от пара.
Паропромывочное устройство — устройство котла, предназначенное для повышения качества пара путем промывки его питательной водой.
Сепаратор непрерывной продувки — сепаратор для отделения пара от потока воды, сбрасываемой при непрерывной продувке котла.
Сепаратор периодической продувки — сепаратор для отделения пара от потока воды, сбрасываемой при периодических продувках котла.
Пароохладитель котла — устройство для понижения температуры перегретого пара.
Впрыскивающий пароохладитель — пароохладитель котла, в котором понижение температуры перегретого пара производится путем впрыска в него питательной воды или конденсата.
Поверхностный пароохладитель — пароохладитель котла, в котором понижение температуры пара производится питательной или котловой водой через разделяющую поверхность.
Паропаровой теплообменник — поверхностный теплообменник котла, в котором температура вторичного пара повышается за счет теплоты первичного пара.
Газопаропаровой теплообменник — поверхностный теплообменник котла, в котором температура вторичного пара повышается за счет теплоты первичного пара и за счет теплоты продуктов сгорания топлива.
Топка котла — устройство котла, предназначенное для сжигания органического топлива, частичного охлаждения продуктов сгорания и выделения золы.
Камерная топка — топка котла, в которой пылевидное, жидкое или газообразное топливо сжигается в факеле.
Вихревая топка — камерная топка котла с многократной циркуляцией тепловоздушной смеси, которая достигается специальной формой стен топки, компоновкой горелок и способом подачи топлива и воздуха.
Циклонная топка — камерная топка котла, в которой основная масса топлива сжигается во вращающемся топливовоздушном потоке, создаваемом в циклонном предтопке.
Камера горения топки — часть топки котла, в которой происходят воспламенение и горение основной массы топлива.
Камера охлаждения топки — часть топки котла, в которой происходит догорание топлива и частичное охлаждение продуктов горения.
Под топки — нижняя часть топки котла, образованная горизонтальными и слабонаклонными поверхностями или экранами.
Газоход котла — канал, предназначенный для направления продуктов сгорания топлива и размещения поверхностей нагрева котла. По расположению и назначению различают горизонтальный, вертикальный, подъемный, опускной, поворотный, обводной и другие газоходы.
Предприятие—владелец котла — предприятие, на балансе которого находится котел и руководство которого несет юридичес
кую, административную и уголовную ответственность за безопасную его эксплуатацию.
Параметры котлов
Номинальная паропроизводительность котла — наибольшая паропроизводительность, которую котел должен обеспечивать в длительной эксплуатации при сжигании основного топлива или подводе номинального количества теплоты при номинальных значениях параметров пара и питательной воды с учетом допускаемых отклонений.
Номинальная теплопроизводительность котла — наибольшая теплопроизводительность, которую котел должен обеспечивать при длительной эксплуатации при номинальных значениях параметров с учетом допускаемых отклонений.
Номинальное давление пара в котле — давление пара, которое должно обеспечиваться непосредственно за пароперегревателем, а при его отсутствии — непосредственно перед паропроводом к потребителю пара, при номинальной паропроизводительности котла.
Номинальная температура пара в котле — температура пара, которая должна обеспечиваться непосредственно за пароперегревателем котла, а при его отсутствии — непосредственно перед паропроводом к потребителю пара при номинальных значениях давления пара, температуры питательной воды и паропроизводительности с учетом допускаемых отклонений.
Номинальная температура промежуточного перегрева пара в котле — температура пара, которая должна обеспечиваться непосредственно за промежуточным пароперегревателем котла при номинальных значениях давления пара, температуры питательной воды, паропроизводительности, а также номинальных значениях остальных параметров пара промежуточного перегрева с учетом допускаемых отклонений.
Номинальная температура питательной воды в котле — температура воды, которая должна обеспечиваться перед входом в экономайзер или другой относящийся к котлу подогреватель питательной воды, а при отсутствии их, в барабан котла при номинальной паропроизвсдительности.
Номинальная температура горячей воды в водогрейном котле — температура горячей воды, которая должна обеспечиваться на выходе из водогрейного котла при номинальной производительности с учетом допускаемых отклонений.
Температура рабочей среды — максимальная температура пара или горячей воды в рассматриваемом элементе котла.
Предельная температура стенки — максимальная температура детали котла или трубопровода со стороны среды с наибольшей температурой, определяемая по тепловому и гидравлическому расчетам или по испытаниям без учета временного увеличения обогрева (не более 5 % расчетного ресурса).
Расчетная температура наружного воздуха — средняя температура наружного воздуха за наиболее холодную пятидневку года.
Расчетное давление в котле (расчетное давление) — давление, принимаемое при расчете элемента котла на прочность.
Рабочее давление пара в котле (рабочее давление) — давление пара непосредственно за пароперегревателем или при его отсутствии на выходе из котла при расчетных режимах.
Номинальная температура воды на входе в водогрейный котел — температура воды, которая должна обеспечиваться на входе в водогрейный котел при номинальной теплопроизводительности с учетом допустимых отклонений.
Минимальная температура воды на входе в водогрейный котел — температура воды на входе в водогрейный котел, обеспечивающая допустимый уровень низкотемпературной коррозии труб поверхностей нагрева.
Номинальная температура воды на выходе из водогрейного котла — температура воды, которая должна обеспечиваться на выходе из водогрейного котла при номинальной теплопроизво-дительности с учетом допустимых отклонений.
Максимальная температура воды на выходе из водогрейного котла — температура воды на выходе из водогрейного котла, при которой обеспечивается номинальное значение недогрева воды до кипения при рабочем давлении.
Номинальный расход воды через водогрейный котел — расход воды через водогрейный котел при номинальной теплопроизводительности и при номинальных значениях параметров воды.
Минимальный расход воды через водогрейный котел — расход воды через водогрейный котел, обеспечивающий номинальное значение гедогрева вод л до кипения при рабочем давлении, и номинальной температуре воды на выходе из котла.
Недогрев воды до кипения - разность между температурой кипения воды, соответствующей рабочему давлению воды, и температурой воды на выходе из водогрейного котла, обеспечивающая отсутствие закипания воды в трубах поверхностей нагрева котла.
Номинальное гидравлическое сопротивление водогрейного котла — перепад давления воды, измеренный за входной и перед выходной арматурой, при номинальной теплопроизводительно-сти водогрейного котла и при номинальных значениях параметров воды.
Основной режим работы водогрейного котла — режим работы водогрейного котла, при котором водогрейный котел является основным источником теплоты системы теплоснабжения.
Пиковый режим работы водогрейного котла — режим работы водогрейного котла, при котором водогрейный котел является источником теплоты для покрытия пиковых нагрузок системы теплоснабжения.
Габариты котла — наибольшие размеры котла по высоте, ширине и глубине с изоляцией и обшивкой, а также с укрепляющими или опорными элементами (например, поясами жесткости или опорными рамами), но без учета выступающих приборов, труб отбора проб, импульсных трубок и др.; размеры в плане определяются по осям колонн каркаса или металлоконструкций, если колонны имеются; высота определяется по верху хребтовой балки, а при ее отсутствии — по верхней точке котла.
Расчетный срок службы котла — срок службы в календарных годах, по истечении которого следует провести экспертное обследование технического состояния основных деталей котла, работающих под давлением, с целью определения допустимости, параметров и условий дальнейшей эксплуатации котла или необходимости его демонтажа; срок службы должен исчисляться со дня ввода котла в эксплуатацию.
Расчетный ресурс котла (элемента) — продолжительность эксплуатации котла (элемента), в течение которого изготовитель гарантирует надежность его работы при условии соблюдения режима эксплуатации, указанного в инструкции предприятия-изготовителя, и расчетного числа пусков из холодного и горячего состояния.
Техническое диагностирование — определение технического состояния объекта.
Нормальные условия эксплуатации — группа эксплуатационных режимов, предусмотренная плановым регламентом работы; стационарный режим, пуск, изменение производительности, остановка, горячий резерв.
Нормативно-техническая документация (НТД) — технические условия, отраслевые и государственные стандарты.
Производственно-техническая документация (ПТД) — технологические инструкции и карты технологического процесса, составленные предприятием — изготовителем изделия.
Горелки
Горелка котла — устройство для ввода в топку котла топлива и воздуха, необходимого для его сжигания.
Пылегазовая горелка котла — горелка для ввода в топку котла пылевоздушной смеси или газообразного топлива и воздуха.
Газовая горелка котла — горелка для ввода в топку котла газообразного топлива и воздуха.
Мазутная горелка котла — горелка для ввода в топку котла жидкого топлива и воздуха.
Пылемазутная горелка котла — горелка для ввода в топку котла пылевоздушной смеси или жидкого топлива и воздуха.
Газомазутная горелка котла — горелка для ввода в топку котла жидкого или газообразного топлива и воздуха.
Вихревая горелка котла — горелка котла, в которой потоки топливовоздушной смеси и (или) воздуха закручиваются с помощью завихрителя.
Прямоточная горелка котла — горелка для подачи топливовоздушной смеси и воздуха в топку котла без закрутки потоков. Прямоточная горелка состоит из набора сопл, размещенных в одной амбразуре с расстоянием между ними не более 2,5 ширины горелки.
Инжекционная горелка котла — газовая горелка котла, в которой воздух засасывается за счет энергии струи газа.
Горелка предварительного смешения — горелка котла, внутри которой обеспечивается перемешивание топлива и воздуха.
Глава 2. Газоснабжение котельных
2.1.	Требования к зданиям и помещениям котельных. Требования по взрывной и пожарной безопасности
Требования к зданиям и помещениям котельных определяются СНиП П-35-76. В зависимости от климатических условий котельные принято подразделять на закрытые, полуоткрытые и открытые. В закрытых котельных все оборудование размещают
в помещениях, в полуоткрытых — вспомогательное оборудование (дымососы, вентиляторы, деаэраторы и др.) устанавливают вне здания, а в открытых котельных защищены только котлоагрегаты и имеются закрытые служебно-бытовые помещения.
Встроенную в здание котельную следует располагать, по возможности, в центральной части подвала или цокольного этажа с окнами, обращенными внутрь квартала, и обособленным входом с улицы или из тамбура лестничной клетки. Необходимо, чтобы встроенная котельная имела несгораемое перекрытие, непроницаемое для газов и с хорошей звукоизоляцией.
Размеры помещений котельной определяют габаритами размещаемого в них оборудования с соблюдением определенных требований, обеспечивающих удобство монтажа, эксплуатации и ремонта оборудования. Как правило, все котлы располагают фронтом по прямой линии параллельно наружной стене, в которой имеются окна.
Проходы между котлами принимают не менее 0,7 м. Между фронтом котлов и противоположной стеной расстояние принимается в зависимости от вида топлива, способа подачи его в котельную, типа котлов и их размещения. Для котлов с механическими топками это расстояние должно быть 2 м. При сжигании газа и мазута расстояние от выступающих частей горелок до стены котельной должно быть не менее 1 м. Расстояние между котлами производительностью до 4 т/ч принимается равным 1 — 1,5 м, а производительностью более 4 т/ч — не менее 2 м. Высота помещения встроенной котельной принимается не менее 3,2 м и до выступающих частей покрытия — 2,6 м.
В котельной средней и большой мощности предусматривают отдельные помещения для вспомогательного оборудования ( насосов, вентиляторов и др.). В отопительных котлах малой мощности и насосы, и вентиляторы обычно устанавливают непосредственно в котельных — перед фронтом котлов. При этом ширина свободного прохода вдоль фронта должна быть не менее 1,5 м.
Для обслуживания арматуры и контрольно-измерительных приборов в котельной устанавливают площадки и лестницы с металлическими ограждениями высотой 1 м. Ширина площадок и лестниц 600—800 мм.
Современные здания котельных проектируют, как правило, каркасными, одноэтажными с пролетами одного направления, одинаковой ширины и высоты. При необходимости размещения оборудования в несколько этажей применяются здания павильонного типа со встроенными этажерками.
При реконструкции котельных допускаются компоновочные решения с пролетами разных направлений. Для обеспечения возможности расширения котельной без прекращения работы одну из торцевых стен оставляют свободной.
При установке в котельной оборудования, дающего динамические нагрузки (дымососы, вентиляторы и т.п.), для него сооружают фундаменты, не связанные с полом и стенами здания. Наружные стены, цоколь и внутренние стены зданий с несущими колоннами выполняют из навесных панелей, изготовленных из легких бетонов. Покрытия зданий котельных — железобетонные плиты с утеплителем из пено- или газобетона, защищаемые гидроизоляцией. Полы выполняют прочными, тепло- и влагоустойчивыми, несгораемыми. Окна устраивают часто в виде ленты большой протяженности. В котельной устраивают не менее двух выходных дверей, открывающихся наружу.
Если котлы устанавливают внутри производственных помещений, то место установки должно быть отделено от остальной части помещения несгораемыми перегородками по всей длине котла; высотой не ниже 2 м, с устройством дверей.
В зданиях котельной не разрешается размещать бытовые и служебные помещения, которые не предназначены для персонала котельной, а также мастерские, не предназначенные для ремонта котельного оборудования.
Категории производств по взрывной, взрывопожарной и пожарной опасности и степень огнестойкости зданий (помещений) и сооружений котельных принимаются по СНиП П-35-76 «Котельные установки», а также в соответствии с нормами противопожарной безопасности НПБ 105-03 (таблица 2.1).
Таблица 2.1
Категории производств по взрывной, взрывопожарной и пожарной опасности и степень огнестойкости зданий и сооружений котельных, работающих на газовом топливе
Здания (помещения) и сооружения	Категория производств	Степень огнестойкости
1. Котельный зал, помещения дымососов и деаэраторов	г	II
2. Помещения водоподготовки	д	III
Продолжение табл. 2.1
Здания (помещения) и сооружения	Категория производств	Степень огнестойкости
3, Помещения щитов управления, щитов станций управления	д	II
4. Помещения закрытых распределительных устройств с выключателями и аппаратурой, содержащей более 60 кг масла в единице оборудования	в	II
5. Помещения закрытых распределительных устройств с выключателями и аппаратурой, содержащей 60 кг масла и менее в единице оборудования	Г	II
6. Помещения комплектных трансформаторных подстанций, трансформаторные камеры с маслонаполненными выключателями	в	II
7. Открытые подстанции	Не нормируются	
8. Приемно-сливные устройства, закрытые склады и насосные станции жидкого топлива с температурой вспышки паров выше 28 до 61 °C включительно, а также насосные станции при применении жидкого топлива, нагретого в условиях производства до температуры вспышки и выше	Б.	II
9. Приемно-сливные устройства, закрытые склады и насосные станции жидкого топлива с температурой вспышки паров выше 61 °C	В	11
10. Помещения газораспределительных пунктов и складов горючих газов	А	II
11. Насосные станции конденсата и противопожарного водоснабжения	д	II
12. Насосные станции хозяйственно-фекальных вод и питьевого водоснабжения	д	III
Окончание табл. 2.1
Здания (помещения) и сооружения	Категория производств	Степень огнестойкости
13. Ремонтные мастерские без литейной, кузницы и сварочной	д	III
14. Склады реагентов	д	III
15. Склады активированного угля и сульфоугля	в	II
16. Материальные склады	в	II
Примечание. Помещения без постоянного обслуживающего персонала с производствами категорий А, Б и В должны оборудоваться устройствами автоматической пожарной сигнализации.		
Котельные, в которых расположены котлы, работающие на газе, не относятся к взрывоопасным помещениям.
К специфическим требованиям, обусловленным использованием газа, относятся следующие, приведенные ниже.
Помещения газифицированных котельных и цехов должны быть обеспечены средствами пожаротушения по нормам пожарного надзора. Эти помещения нельзя загромождать предметами и материалами, препятствующими свободному перемещению людей. Все проходы между стационарным оборудованием, а также выходы из помещений должны быть всегда свободными.
Газифицированная котельная должна быть оборудована средствами связи для вызова ответственного за газовое хозяйство в аварийной ситуации.
Газифицированные котельные, как правило, рекомендуется размещать в отдельно стоящих зданиях или пристройках I и II степеней огнестойкости, а по характеристике пожарной опасности технологического производства они должны соответствовать категории Г, к которой относятся производства, связанные с сжиганием твердого, жидкого и газообразного топлива.
Встроенные котельные должны отделяться от смежных помещений противопожарными стенами 2-го типа или противопожарными перегородками 1-го типа и противопожарными перекрытиями 3-го типа. Пристроенные котельные должны отделяться от основного здания противопожарной стеной 2-го типа. При этом стена здания, к которой пристраивается котельная,
должна иметь предел огнестойкости не менее 0,75 ч, а перекрытие котельной должно выполняться из негорючих материалов.
Не допускается размещать встроенные котельные под помещениями общественного назначения (фойе и зрительными залами, торговыми помещениями магазинов, классами и аудиториями учебных заведений, залами столовых, ресторанов, раздевальными и мыльными бань, душевыми и т. п.) и под складами сгораемых материалов.
Не допускается размещение пристроенных котельных со стороны главного фасада здания. Расстояние от стены здания котельной до ближайшего окна должно быть не менее 4 м по горизонтали, а от покрытия котельной до ближайшего окна — не менее 8 м по вертикали. Такие котельные не допускается также размещать смежно, под и над помещениями с одновременным пребыванием в них более 50 человек. Не допускается проектирование пристроенных котельных, непосредственно примыкающих к жилым зданиям со стороны входных подъездов и участков стен с оконными проемами, где расстояние от внешней стены котельной до ближайшего окна жилого помещения по горизонтали менее 4 м, а расстояние от перекрытия котельной до ближайшего окна по вертикали менее 8 м.
Размещение котельных, встроенных в многоквартирные жилые здания, не допускается.
Не допускается размещать крышные котельные над производственными помещениями и складами категорий А и Б. Не допускается размещение крышных котельных непосредственно на перекрытиях жилых помещений (перекрытие жилого помещения не может служить основанием пола котельной), а также смежно с жилыми помещениями.
Несущие и ограждающие конструкции крышных котельных должны иметь предел огнестойкости 0,75 ч, предел распространения пламени по конструкции равным нулю, а кровельное покрытие основного здания под котельной и на расстоянии 2 м от ее стен должно выполняться из негорючих материалов или защищаться от возгорания бетонной стяжкой толщиной не менее 20 мм.
Не допускается совмещение крышных, встроенных и пристроенных котельных с зданиями детских дошкольных и школьных учреждений, лечебными и спальными корпусами больниц, поликлиник, санаториев и учреждений отдыха.
Возможность установки крышной котельной на зданиях любого назначения выше отметки 26,5 м должна согласовываться
с территориальными органами Государственной противопожарной службы МЧС России.
Размещение котельных, пристроенных к складам сгораемых материалов, легковоспламеняющихся и горючих жидкостей, не допускается, за исключением складов топлива для котельных.
Котельная, площадь которой превышает 200 м2, должна иметь не менее двух выходов наружу. Если площадь меньше или длина помещения по фронту котлов не более 12 м, то допускается один основной выход при наличии второго проектировать на наружную пожарную лестницу. Выходные двери должны открываться наружу и не иметь внутренних запоров. Двери из подсобных помещений должны открываться в котельную.
Выходы из встроенных и пристроенных котельных надлежит предусматривать непосредственно наружу. Марши лестниц для встроенных котельных допускается располагать в габаритах общих лестничных клеток, отделяя эти марши от остальной части лестничной клетки несгораемыми перегородками и перекрытиями с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч.
Для крышных котельных следует предусматривать: выход из котельной непосредственно на кровлю; выход на кровлю из основного здания по маршевой лестнице; при уклоне кровли более 10 % следует предусматривать ходовые мостики шириной 1 м, с перилами от выхода на кровлю до котельной и по периметру котельной. Конструкции мостиков и перил следует предусматривать из негорючих материалов.
Размещение котлов и вспомогательного оборудования в котельных (расстояние между котлами и строительными конструкциями, ширина проходов), а также устройство площадок и лестниц для обслуживания оборудования в зависимости от параметров теплоносителя предусматривают в соответствии с правилами устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов, а также в соответствии с паспортами и инструкциями по эксплуатации котлов.
Для автономных (индивидуальных) котельных, работающих без постоянного обслуживающего персонала, размеры проходов принимают в соответствии с паспортами и инструкциями по эксплуатации, монтажу и демонтажу оборудования.
Покрытие котельной может быть сплошным, если нагрузка от него не превышает 1200 Н/м2 (120 кгс/м2). Если вес покрытия больше, то над котлами должны быть устроены световые или вентиляционные фонари площадью не менее 10 % площади пола котельной. Если для создания необходимого освещения
или вентиляции не требуется фонарей, то разрешается устраивать выше обмуровки котлов застекленные проемы общей площадью не менее 10 % площади пола котельной.
Оконные переплеты, расположенные выше 2,4 м от уровня рабочей площадки, должны иметь одинарное остекление.
В индивидуальных котельных, работающих на жидком и газообразном топливе, следует предусматривать легкосбрасывае-мые ограждающие конструкции из расчета 0,03 м2 на 1 м3 объема помещения, в которых находятся котлы.
2.2.	Электроснабжение и электротехнические устройства
Электроснабжение котельных проектируют в соответствии с «Правилами устройства электроустановок» (ПУЭ) и СНиП П-35-76 «Котельные установки».
Помещения котельной должны быть обеспечены достаточным естественным светом, а в ночное время — электрическим освещением.
Места, которые по техническим причинам нельзя обеспечить естественным светом, должны иметь электрическое освещение.
Освещенность помещений и сооружений котельной принимается в соответствии с нормами искусственного освещения, определяемыми разрядами зрительных работ, устанавливаемых прил. 10 СНиП П-35-76, и должна соответствовать СНиП 23-05-95 «Естественное и искусственное освещение».
В котельных предусматривается также аварийное освещение. Обязательное аварийное освещение должны иметь: фронт котлов, а также проходы между котлами, за котлами и над ними; щиты и пульты управления; водоуказательные и измерительные приборы; зольные помещения; вентиляционные площадки; дымососные площадки; помещения для баков и деаэраторов; оборудование водоподготовки; площадки и лестницы котлов; насосные помещения.
Для отдельных этажей котельных площадью 280 м2 включительно допускается для аварийного освещения применение электрических фонарей с аккумуляторами или сухими элементами.
Электропитание светильников местного стационарного освещения должно быть не выше 42 В, а для ручных светильников -не выше 12 В.
Во встроенных газовых котельных и котельных, работающих на жидком топливе с температурой вспышки 45 °C и ниже, по
мимо основного электроосвещения предусматривается отдельная групповая линия освещения основных проходов светильниками в исполнении для помещения класса В-1а. Проводка к ним должна соответствовать требованиям для взрывоопасных помещений. Выключатели устанавливают вне помещений котельной. Дымовые трубы должны иметь световое ограждение.
В котельных устанавливают электроприемники первой или второй категории. В котельных второй категории с водогрейными котлами единичной производительностью более 11,63 МВт -электродвигатели сетевых и подпиточных насосов относятся по условиям электроснабжения к первой категории.
Электродвигатели к вытяжным вентиляторам, устанавливаемым в помещениях встроенных котельных, должны быть выполнены в исполнении для помещений класса В-1а. Пусковая аппаратура этих вентиляторов устанавливается вне помещения котельной или в исполнении для помещений класса В-1а при ее установке в котельной.
В помещениях, оборудованных системой гидроуборки, исполнение электрооборудования, проводки и светильников должно учитывать возможность обмывки их водой.
Прокладка кабелей питающих и распределительных сетей производится в коробах и каналах или открыто на конструкциях, а проводов — только в коробах и трубах.
В помещениях складов и насосных станций жидкого топлива и жидких присадок прокладка кабелей в каналах не допускается.
Прокладка транзитных кабелей и проводов в помещениях и сооружениях топливоподачи не допускается.
Для обеспечения безопасной работы и сохранности оборудования при отключении котлоагрегатов должна быть обеспечена блокировка электродвигателей дымососов, дутьевых вентиляторов, механизмов подачи топлива.
В случаях падения давления или аварийного отключения работающих питательных, сетевых, подпиточных насосов, насосов горячего водоснабжения и подачи жидкого топлива должно обеспечиваться автоматическое включение (АВР) соответствующих резервных насосов. Для котельных второй категории с паровыми котлами с давлением пара до 167 кПа и водогрейными котлами с температурой воды 115 °C необходима звуковая и световая сигнализации, в этом случае нет необходимости в АВР.
При работе насосных станций жидкого топлива без постоянного обслуживающего персонала должно быть обеспечено дис-
танционное отключение со щита из котельной насосов подачи топлива, а при работе станций с постоянным обслуживающим персоналом — дистанционное управление задвижками трубопроводов жидкого топлива на вводе в котельную.
При дистанционном управлении электродвигателями со щита непосредственно у электродвигателей должны устанавливаться аппараты только для их аварийного отключения.
В котельных второй категории с паровыми котлами с давлением пара до 167 кПа (1,7 кгс/см2) и водогрейными котлами с температурой воды до 115 °C должно быть местное управление электродвигателями. В котельных первой категории допускается управление электродвигателями со щитов.
Котельные должны иметь молниезащиту. Трубопроводы жидкого и газообразного топлива должны быть заземлены.
2.3.	Отопление и вентиляция котельных
Отопление и вентиляция газифицированных котельных должны соответствовать санитарным нормам для категории промышленных предприятий средней тяжести работ.
Для производственных помещений системы отопления должны быть воздушными. Во вспомогательных помещениях возможны системы отопления с местными нагревательными приборами, предельная температура на поверхности которых не должна превышать 130 °C.
Для помещений с избытками теплоты система вентиляции должна быть естественной. Если она не обеспечивает необходимый воздухообмен, то следует применять вентиляцию с механическим побуждением.
В помещениях встроенных котельных должен быть обеспечен не менее чем трехкратный воздухообмен в 1 ч, без учета воздуха, подаваемого в топки котлов для горения. Конструкции вытяжных вентиляторов должны исключать возможность новообразования. Удаляемый воздух должен проходить очистку аспирационными установками в соответствии с санитарными нормами.
В помещениях насосных станций жидкого топлива должен быть десятикратный воздухообмен в 1 ч. Удаление воздуха должно быть в размере 2/3 из нижней и 73 из верхней зон общего объема удаляемого воздуха.
При высоте помещений менее 6 м кратность воздухообмена должна увеличиваться на 25 % на каждый метр снижения высоты.
2.4.	Устройство наружных и внутренних газопроводов котельной
Как промышленные, так и коммунальные котельные обеспечиваются газом от городских распределительных сетей среднего до 0,3 МПа (3 кгс/см2) и высокого до 0,6 МПа (6 кгс/см2) давления. Котельные с малыми расходами газа (менее 250 м3/ч) можно присоединять к сетям низкого давления до 500 Па (0,05 кгс/см2).
Крупные котельные могут присоединяться с помощью специальных газопроводов к газораспределительной станции, расположенной на входе в городские, поселковые и промышленные системы газоснабжения или непосредственно к магистральным газопроводам.
Система газоснабжения котельной состоит из следующих элементов: 1) вводов газопроводов на территорию предприятия; 2) внутриплощадочных газопроводов; 3) регуляторных пунктов ГРП и установок ГРУ; 4) пунктов измерения расходов газа (ПИРГ); 5) обвязочных газопроводов котлов, установленных в котельной.
Общими элементами любой схемы газопроводов котельной являются следующие:
-	общее отключающее устройство на вводе газопровода в котельную независимо от наличия отключающего устройства на распределительном газопроводе городской сети, перед котельной;
-	показывающий манометр на вводе газопровода в котельную после общего отключающего устройства;
-	узел измерения расхода газа;
-	отключающие устройства на ответвлениях газопроводов к агрегатам;
-	продувочные газопроводы, обеспечивающие удаление воздуха и газовоздушной смеси при пуске из всех внутрикотельных газопроводов.
Вводом называется газопровод, соединяющий распределительные газопроводы городской сети с газопроводами, расположенными на территории котельной. Вводы, как правило, прокладывают в грунте. На каждом вводе на расстоянии не ближе 2 м от стены здания котельной или ограждения вне территории котельной устанавливается отключающее устройство (задвижка или кран), который обслуживается районными газовыми организациями. Газопроводы и установленные на них устройства, расположенные за отключающим устройством ввода внутри тер
ритории котельной, принадлежат котельной и должны обслуживаться персоналом котельной.
Ввод газопровода в котельный цех, как правило, осуществляется через стену здания в футляре, представляющем из себя отрезок трубы большего диаметра, чем газопровод, установленный в тело стены на цементном растворе. Пространство между футляром и газопроводом заделывается просмоленной льняной прядью, а с торцов заливается битумом. Футляр предназначен для защиты газопровода от повреждений при незначительных сезонных или других деформациях стены.
Выбор способа прокладки газопроводов по территории котельной решается в зависимости от местных условий.
К устройству газовых сетей котельных предъявляются такие же требования, как и к газопроводам городских сетей, которые приводятся в «Правилах безопасности в газовом хозяйстве».
В помещениях отопительных котельных разрешается прокладка газопроводов низкого и среднего давления. В котельных, расположенных в отдельно стоящих зданиях, разрешается прокладка газопроводов высокого давления, но не более 0,6 МПа (6 кгс/см2).
Газопроводы вводятся непосредственно в помещение, где располагаются котлы, либо в смежное с ним помещение при условии соединения их открытым проемом.
На вводе газопровода внутри котельной в доступном для обслуживания и освещенном месте устанавливают устройство для отключения всей котельной в случае ремонта или аварии, а также при остановке ее на длительное время. При проведении ремонтных работ в котельной, а также в периоды между отопительными сезонами на вводе в котельную за отключающим устройством ставят заглушку. Если в котельной размещено большое число котлов, то устанавливают отключающее устройство на ответвлениях газового коллектора к группам котлов, что позволяет проводить ремонтные работы без остановки всей котельной.
В качестве запорного устройства на вводе используют задвижку или кран перед регулятором или счетчиком. Кран перед манометром, который предусматривается на вводе газопровода, при работе котельной должен быть открыт постоянно.
Трассировку и диаметры газопроводов выбирают таким образом, чтобы потери давления от газорегуляторных установок (ГРУ) до наиболее удаленных горелок не превышали 40—50 % номинального давления газа перед горелками при выходном t Низком давлении и 20—25 % — при среднем давлении.
На ответвлении от газового коллектора котельной к каждому котлу устанавливают главное отключающее устройство, а перед каждой горелкой — рабочее отключающее устройство. За отключающим устройством котла располагается исполнительный механизм автоматики безопасности (отсечной клапан), который обеспечивает прекращение подачи газа ко всем горелкам котла при недопустимом отклонении давления газа от заданного, погасании пламени каждой из основных горелок, нарушении тяги и прекращении поступления воздуха.
К наиболее удаленному от ввода участку газового коллектора присоединяют продувочный трубопровод диаметром не менее 19 мм, который используется для освобождения газопроводов от воздуха перед пуском котельной и для вытеснения газа воздухом при консервации и длительной остановке.
Продувочные трубопроводы предусматривают от газопроводов каждого котла перед последним по ходу газов отключающим устройством. Продувочные трубопроводы имеют минимальное число поворотов. Их выводят вне здания котельной на высоту не менее 1 м выше карниза крыши в месте, где существуют безопасные условия для рассеивания газа. Концы продувочных трубопроводов загибают либо устраивают над ними защитные зонты во избежание попадания в них атмосферных осадков.
Схемой газопроводов котельной предусматривается установка контрольно-измерительных приборов (КИП) для измерения давления газа и воздуха перед горелками и разрежения в топке. Приборы располагают в удобных для наблюдения местах. На отводах к приборам устанавливают отключающие устройства.
Продувочные газопроводы котлов и газового коллектора котельной могут быть объединены.
В котельной производят, как правило, открытую прокладку газопроводов.
Газопроводы крепят к стенам, колоннам и перекрытию котельной, а также к каркасам котлов с помощью кронштейнов, подвесок и хомутов. Газопроводы должны лежать на опорах плотно, без зазоров.
В местах прохода для людей газопроводы прокладывают на высоте не менее 2,2 м до низа трубы. При расположении арматуры на высоте более 2 м предусматривается площадка обслуживания из несгораемых материалов с лестницами или же дистанционный привод. Трубы соединяют, как правило, сваркой. Резьбовые и фланцевые соединения допускаются в местах уста
новки отключающих устройств, коллекторов, регуляторов давления, КИП, газовых горелок.
Газопроводы после окончания монтажа и испытаний окрашивают масляными красками в светло-коричневый или желтый цвет.
Для газопроводов используют бесшовные и электросварные трубы.
Газорегуляторные пункты и установки
Газорегуляторные пункты (ГРП) котельных предназначены для питания газом нескольких потребителей — котельных цехов. ГРП располагают, как правило, в отдельно стоящих зданиях, а ГРП с входным давлением не более 0,6 МПа (6 кгс/см2) допускается размещать в пристройках к зданиям не ниже I и II степеней огнестойкости, отнесенным по пожарной безопасности к категориям Г и Д. Газорегуляторные установки (ГРУ) монтируют непосредственно в помещении котельной, где находятся котлы, использующие газ.
В состав ГРП (ГРУ) входят: фильтр, регулятор давления, предохранительные запорные (ПЗУ) и сбросные устройства (ПСУ), запорная арматура, контрольно-измерительные приборы (КИП), узел измерения расхода газа (счетчик или в старых ГРУ — измерительная диафрагма).
Газ начального давления (рис. 2.1) через задвижку поступает в фильтр, где очищается от механических примесей. На фильтре устанавливают дифференциальный манометр, при помощи которого по перепаду давлений определяют засоренность фильтра. При потерях давления на фильтре выше допустимых производят замену фильтрующей кассеты или ее очистку от загрязнений промывкой.
Очищенный газ проходит через ПЗУ, которое предназначено для отключения подачи газа к котлам при аварийном отклонении ( по максимуму или минимуму) выходного давления, откуда поступает в регулятор давления — основное устройство ГРП или ГРУ, где производится снижение давления газа до заданного и автоматическое поддержание его независимо от изменения расхода газа. Регулятор давления и предохранительно-запорный клапан ПЗК через импульсную систему трубопроводов соединены с газопроводом высокого давления, и в точке отбора регулятор поддерживает, а ПЗК контролирует заданное давление газа.
При выборе регулятора давления расход газа должен приниматься с коэффициентом запаса 1,15 к расчетному расходу.
20
Рис. 2.1. Принципиальная схема ГРП (ГРУ)
1, 13 — запорные устройства на входе и выходе; 2, 9 —запорные устройства перед и за ГРП; 3 — продувочный трубопровод; 4 — фильтр очистки газа; 5 — дифманометр; 6 — предохранительно-запорный клапан; 7 - регулятор давления; 8 — пилот; 10 — счетчик расхода газа; 11 — поворотное колено; 12 — импульсная трубка; 14 — кран продувочного трубопровода; 15 — кран перед продувочным сбросным устройством; 16 — штуцер для настройки; 17 —продувочное сбросное устройство; 18 — сбросный трубопровод; 19 — фильтр дополнительной очистки перед счетчиком расхода газа; 20 — показывающий термометр; 21, 22 — самопишущие термометр и манометр; 23 — показывающий манометр; 24, 25 — запорные устройства на байпасе;
26 — общий байпас; 27 — байпас; 28, 29— запорные устройства перед счетчиком и за ним
Регулирующая линия ГРП (ГРУ) имеет обводной газопровод (байпас). При выходе из строя какого-либо прибора регулирующей линии или при их замене, чистке фильтра для обеспечения непрерывной подачи газа потребителям закрывают задвижки до фильтра и после регулятора и работу ГРП (ГРУ) переводят на байпас с ручным управлением. Для этого на обводном канале последовательно установлены два запорных устройства: одно — работающее как дроссель, воспринимающее на себя основной перепад давления, и задвижка или вентиль, с помощью которых обслуживающий персонал вручную поддерживает постоянное заданное выходное давление по манометру. Предохранительносбросный клапан предназначен для снижения выходного давления газа после регулятора путем стравливания части газа в атмосферу. Он должен быть настроен на давление, меньшее максимального давления отсечки предохранительно-запорного клапана ПЗК.
При резком уменьшении расхода газа котлами, обусловленном отключением части из них, регулятор в силу своей инертности не может сразу восстановить заданное давление. Происходит кратковременное и быстрое повышение давления газа в системе газоснабжения после регулятора. Этот кратковременный неаварийный подъем выходного давления снимает предохранительно-сбросный клапан, который подсоединяется к газопроводам после узла измерения расхода газа, чтобы по счетчику можно было учесть и газ, сбрасываемый в атмосферу.
В аварийном режиме (например, при выходе из строя регулятора и попадании газа входного высокого давления в систему пониженного давления) предохранительно-сбросный клапан уже не обеспечит нужного снижения выходного давления из-за малой пропускной способности. Давление после регулятора будет продолжать расти, и когда оно достигнет значения, равного максимальной настройке предохранительно запорного клапана, последний отключит подачу газа в ГРП (ГРУ).
ГРП и ГРУ работают без постоянного обслуживающего персонала, Для периодического контроля работы оборудования на газопроводах входного и выходного давления газа устанавливают регистрирующие и показывающие манометры.
На ГРП и ГРУ устанавливают узел учета расхода газа. В качестве расходомерных приборов применяют газовые счетчики разных модификаций или стандартные сужающие устройства (камерные измерительные диафрагмы) с дифманометрами и вторичными измерительными приборами.
ГРП и ГРУ могут быть одно- и двухступенчатые (последовательно установлены два регулятора), а также одинарные, сдвоенные и строенные (параллельно установлены две или три регулирующие линии). Двухступенчатое снижение давление газа применяется в целях повышенной безопасности и снижения уровня шума. В этом случае между регуляторами устанавливается дополнительная демпфирующую емкость, которая сглаживает влияние работы регулятора I ступени на работу регулятора II ступени, устраняя возможную пульсацию выходного давления.
Параллельную установку регулирующих линий применяют, когда пропускная способность регулятора давления не обеспечивает требуемого расхода газа или когда расход газа в котельной резко меняется в пределах больших, чем допустимые изменения пропускной способности регулятора. При параллельной работе двух линий и более каждая настраивается на выходное давление, немного отличное от давления на соседней линии. В этом случае линии включаются в работу и выключаются в зависимости от нагрузки.
В котельных производительностью более 150 МВт предусматривают две нитки редуцирования в обязательном порядке.
В настоящее время применяется несколько схем обвязочных газопроводов котлов, оборудованных газовыми горелками.
На рис. 2.2 приведена широко применяемая схема газопроводов для котлов, оборудованных горелками с принудительной подачей воздуха и отключающими устройствами — задвижками. Это наиболее сложная схема. На ответвлении от газопровода к котлу установлена общая задвижка, которая служит для отключения подачи газа при остановке котла и аварийной ситуации. Она может быть полностью или закрыта, или открыта. Далее смонтирован клапан-отсекатель, который является исполнительным органом автоматики безопасности. На него от всех датчиков, контролирующих заданные параметры тепловой установки, поступают сигналы. При аварийном отклонении любого из них клапан перекрывает подачу газа к котлу. В качестве клапана-отсекателя применяют электромагнитные и пневматические клапаны, задвижки с электроприводом и другие двухпозиционные отключающие устройства, обеспечивающие плотное и быстрое отключение газа.
После клапана-отсекателя на газовом коллекторе котла устанавливают поворотную заслонку, служащую исполнительным органом автоматики регулирования и изменяющую подачу газа к горелкам в зависимости от потребности в теплоте.
Рис. 2.2. Схема обвязочных газопроводов котла, оборудованного горелками с принудительной подачей воздуха и отключающими устройствами — задвижками
1 — цеховой газопровод; 2 — общая задвижка; 3 — клапан-отсекатель; 4, 15 — поворотные заслонки; 5 — газовый коллектор; 6 — трубопровод безопасности; 7 — переносной запальник; 8 — продувочный газопровод; 9 — кран с пробкой для взятия пробы на качество продувки; 10 —контрольная задвижка; 11 — штуцер с пробкой для проверки плотности задвижек; 12 — рабочая задвижка; 13 — шибер; 14 — воздуховод; 16 — дутьевой вентилятор; 17, 18 — манометры на воздуховоде и газопроводе; 19 — горелка с принудительной подачей воздуха; 20 — резинотканевый шланг; 21 — тягонапоромер
К газовому коллектору установки через штуцер с наконечником при помощи резинотканевого шланга подключен переносной (ручной) запальник для розжига горелок агрегата. На конце коллектора находятся продувочный газопровод и штуцер с краном для проверки качества продувки. Продувочный газопровод, как правило, подключают к общему продувочному газопроводу цеха (котельной). Через эти газопроводы при пуске удаляют из системы газоснабжения воздух, газовоздушную смесь и заполняют газопровод газом. Происходит это путем вытеснения их газом. Время окончания продувки определяется по пробе, которую отбирают через штуцер с краном и по которой на газоанализаторе контролируют качество продувки. Если в пробе присутствует не более 1 % кислорода, то продувку можно закончить, так как эта смесь не взрывоопасна.
Диаметр продувочного газопровода можно рассчитать по допустимой действительной скорости (20—30 м/с) и расходу газа,
который может быть определен по задаваемому времени продувки системы газоснабжения и объему продуваемой системы. Этот объем должен быть увеличен в 10 раз, так как считается, что одна газовая среда полностью заменяется другой при 10-кратном изменении объема.
Предложенная выше схема приведена для варианта с двумя горелками. К каждой горелке подходит ответвление газопровода, на котором установлены две задвижки: первая по ходу газа — контрольная, вторая — рабочая. Контрольная работает в режиме «Открыто» или «Закрыто». Рабочая обеспечивает ручной розжиг, вывод горелки на рабочий режим и регулирование расхода газа при неработающей автоматике или при ее отсутствии.
Газопровод между контрольной и рабочей задвижками соединен с трубопроводом безопасности, который, как и продувочный газопровод, выведен наружу выше карниза крыши на 1 м, и конец его загнут для предохранения от попадания атмосферных осадков. Трубопровод безопасности предназначен для предотвращения попадания горючего газа в топку при неработающем котле, при пуске и розжиге горелок. Кран на трубопроводе безопасности при неработающей горелке всегда открыт. Если есть небольшие утечки газа через арматуру, эти утечки отводятся в атмосферу и не попадают через горелку в топку. На трубопроводе безопасности имеется штуцер, к которому может подключаться переносной манометр, с помощью последнего можно проконтролировать, плотно ли закрыты контрольная и рабочая задвижки, а также определить время их ремонта или замены.
Воздух в горелки подается дутьевым вентилятором по воздуховодам. На общем воздуховоде устанавливают поворотную заслонку, являющуюся исполнительным органом автоматики горения.
Непосредственно перед горелкой имеется шибер (заслонка), который предназначен для регулирования подачи воздуха при розжиге горелки и отключения неработающей горелки. Перед каждой горелкой для оперативного контроля давления газа и воздуха установлены манометры. Давление (разрежение) в топке измеряют тягонапоромером.
При пуске газифицированного теплового агрегата после вентиляции топки и газоходов открывается общая задвижка, на время розжига блокируется и открывается вручную клапан-отсекатель, открывается кран на продувочном газопроводе и начинается продувка системы газопроводов. После окончания про
дувки зажигают переносной запальник и вводят его в топку (к месту выхода газа из горелки ). Если пламя запальника устойчиво, кран на трубопроводе безопасности горелки закрывается, открывается контрольная задвижка и открывается рабочая. После воспламенения вытекающего из горелки газа приоткрывают шибер и подают в горелку воздух.
Последовательность операций при розжиге, связанную с наличием индивидуальных или групповых вентиляторов, дымососов и особенностями газогорелочных устройств, определяют по эксплуатационной инструкции.
Для газопроводов среднего давления диаметром до 50 мм, имеющих в качестве отключающих устройств краны, рекомендуется упрощенная схема обвязочных газопроводов (рис. 2.3). В этой схеме перед каждой горелкой установлено по одному крану (рабочему), а контрольный кран и трубопровод безопасности предназначены для котла в целом.
Рис. 2.3. Схема обвязочных газопроводов среднего давления котла, оборудованного горелками с принудительной подачей воздуха и отключающими устройствами — кранами
1 — цеховой газопровод; 2 — общий кран; 3 — клапан-отсекатель; 4, 15 — поворотные заслонки; 5 — кран с пробкой для взятия пробы на качество продувки; 6 —продувочный газопровод; 7 — контрольный кран; 8 — газовый коллектор; 9 — трубопровод безопасности; 10 — штуцер с пробкой для проверки плотности задвижек; 11 — рабочий кран; 12, 19 — манометры на воздухопроводе и газопроводе; 13 — шибер; 14 — воздуховод; 16 — дутьевой вентилятор; 17 — резинотканевый шланг; 18— переносной запальник; 20— тягонапоро-мер; 21 — газовая горелка с принудительной подачей воздуха
Для обвязочных газопроводов агрегата, работающего на низком давлении газа и использующего в качестве отключающих устройств краны, рекомендуется схема, показанная на рис. 2.4. По сравнению с рассмотренными выше эта схема значительно упрощена, контрольный кран и трубопровод безопасности отсутствуют.
Рис. 2.4. Схема обвязочных газопроводов низкого давления котла, оборудованного горелками с принудительной подачей воздуха и отключающими устройствами — кранами
1 — цеховой газопровод; 2 — общий кран; 3 — клапан-отсекатель; 4, 13 — поворотные заслонки; 5 — газовый коллектор; 6 — переносной запальник;
7 — продувочный газопровод; 8 — кран с пробкой для взятия пробы на качество продувки; 9 — рабочий кран; 10 — манометр на воздухопроводе; 11 — шибер; 12 — воздуховод; 14 — дутьевой вентилятор; 15 — манометр на газопроводе; 16 — газовая горелка с принудительной подачей воздуха; 17 — тя-гонапоромер
При применении инжекционных или диффузионных горелок, т.е. однопроводных, схема обвязочных коммуникаций агрегата значительно упрощается: отпадает необходимость в воздуховодах, шиберах, манометрах на воздуховодах и других устройствах и приборах.
Для котельных, предназначенных для работы только на газообразном топливе, газ от ГРУ (ГРП) до котлов подводят по двум трубопроводам для котельной первой категории и по одному — для второй.
В случае когда предусматривается возможность работы котельной на двух видах топлива (газ и жидкое), подача газа производится по одному трубопроводу независимо от категории котельной.
2.5.	Трубы и арматура для газопроводов котельной
При строительстве газопроводов применяют, как правило, стальные трубы. В последнее время для подземных газопроводов используют полиэтиленовые трубы, которые применяют при давлении газа не более 0,6 МПа.
При строительстве систем газоснабжения котельных используют стальные прямошовные, спиральношовные и бесшовные трубы, изготовленные из хорошо сваривающейся стали, содержащей не более 0,25 % углерода, 0,056 % серы и 0,046 % фосфора.
Для подземных и наземных газопроводов толщину стенки труб принимают не менее 3 мм, а для наружных надземных и наземных газопроводов — не менее 2 мм.
По способу изготовления стальные трубы делятся на сварные (прямо- и спиральношовные) и бесшовные (тепло-, горяче- и холоднодеформированные).
Соединение стальных труб производится сваркой. Сварочное соединение должно быть равнопрочно основному металлу труб.
Импульсные газопроводы для присоединения контрольноизмерительных приборов и приборов автоматики изготавливают из стальных труб для газопроводов соответствующего давления. Однако для их подключения допускается применять медные, круглые, тянутые, холоднокатаные трубы общего назначения.
При эксплуатации котельных установок на газовом топливе могут применяться гибкие газопроводы при использовании переносных газоиспользующих устройств. В отличие от стальных газопроводов резиновые и резинотканевые рукава обеспечивают безаварийную работу в более короткий срок, так как с течением времени физические и механические свойства резины и ткани меняются, причем главное свойство резины — эластичность — может быть полностью утрачено.
Резиновые и резинотканевые рукава должны иметь на обоих концах специальные приспособления различной конструкции для присоединения к трубопроводам и штуцерам сосудов и аппаратов.
Наиболее широкое применение в строительстве подземных участков газопроводов из неметаллических труб получили полиэтиленовые. Полиэтиленовые трубы обладают рядом положительных свойств по сравнению со стальными:
высокой коррозионной стойкостью почти во всех кислотах (кроме органических) и щелочах, и поэтому не нуждаются в изоляции и электрохимической защите газопроводов;
незначительным весом, который способствует экономии транспортных расходов, и удобством в обращения с этими трубами (снижение трудозатрат при монтажных и сварочных работах);
повышенной пропускной способностью (приблизительно на 20 %) благодаря гладкой поверхности (эквивалентная шероховатость стенки стальной трубы п = 0,01 см, полиэтиленовой п = 0,002 см);
достаточно высокой прочностью при эластичности и гибкости.
К недостаткам полиэтиленовых труб следует отнести: горючесть;
повышенную окисляемость при нагревании;
деструкцию материала при температурах выше 30 °C;
изменение своих свойств под воздействием прямых солнечных лучей;
высокий коэффициент линейного расширения (в интервале температур 20—30 °C к = 0,00022 1/°С);
усталостные процессы (релаксационное разуплотнение).
Соединение стальных трубопроводов и газового оборудования осуществляют при помощи соединительных частей, которые изготавливают из ковкого чугуна или спокойной стали ( литые, кованные, штампованные, гнутые или сварные.) Для низкого давления допускается применять из кипящей или полуспокойной стали. Из ковкого чугуна с цилиндрической резьбой изготавливают угольники, тройники, кресты, муфты, гайки соединительные, пробки.
Из стали изготавливают муфты, контргайки, стоны с цилиндрической резьбой. Для соединения труб сваркой применяют отводы, переходы, тройники, седловины, заглушки. Для поворотов газопровода применяют гнутые отводы из бесшовных труб на углы 15; 30; 45; 60; 75 и 90°.
На наружных газопроводах фланцевые соединения применяют только для установки задвижек, кранов и другой арматуры. Резьбовые соединения используются в местах установки кранов,
пробок, муфт на конденсатосборниках и гидрозатворах, запорной арматуры на надземных вводах газопроводов низкого давления и присоединения КИП. На подземных газопроводах всех давлений применение резьбовых соединений не допускается.
На газопроводах чаще всего используют плоские стальные приварные фланцы. Для их уплотнения применяются прокладки из паронита толщиной 1—4 мм, для газопроводов давлением до 1,2 МПа, а также алюминия и меди — толщиной 1—4 мм для газопроводов всех давлений.
Для резьбовых соединений наибольшее применение находит цилиндрическая трубная резьба. Уплотнение этих соединений производится подмоткой льняной пряди, пропитанной масляной краской, или фторопластовым уплотнительным материалом (ФУМ) в виде ленты или шнура, а также другими уплотнительными материалами, обеспечивающими герметичность соединения.
К запорным устройствам относятся трубопроводная арматура (краны, задвижки, вентили), а также быстродействующие (отсечные) устройства с электромагнитным или пневматическим приводом.
Запорные устройства должны обеспечивать: герметичность отключения; минимальные потери в открытом положении; удобство обслуживания и ремонта; быстроту открытия и закрытия (при ручном управлении с небольшим усилием). Принципиальные схемы работы различных типов запорных устройств показаны на рис. 2.5. Затвор крана (рис. 2.5,о) представляет собой пробку, вращающуюся в корпусе вокруг своей оси. В шаровых кранах форма пробки шарообразная, в остальных — усеченного конуса. Пробка имеет сквозное отверстие в шаровых круглое, в остальных — щелевидное. Для полного открытия пробку поворачивают на 90°. Конусные краны могут быть сальниковыми или натяжными в зависимости от того, как регулируется посадка пробки в корпусе: сальником в верхней части крана или гайкой в нижней части крана. Краны могут быть двух- или трехходовыми в зависимости от числа рабочих положений пробки. На рис. 2.6 показана конструкция шарового крана, на рис. 2.7 — конструкция пробкового проходного натяжного крана.
Достоинством кранов является их многоцелевое назначение, а также возможность обеспечения полнопроходности, малые длина и высота. Недостатком кранов является значительный крутящий момент для управления. Краны выпускаются для трубопроводов диаметром до 2500 мм.
б)
Рис. 2.5. Принципиальные схемы работы запорных устройств а — кран; б — задвижка; в — вентиль; 1 — корпус; 2 — запирающий орган
Рис. 2.7. Кран пробковый проходной натяжной муфтовый
Проход газа в задвижке (рис. 2.5,б) перекрывается затвором, имеющим форму плоского диска или клина и передвигающимся в плоскости, перпендикулярной к направлению движения газа. Для полного открытия затвор выдвигают на величину, равную условному диаметру прохода. Клин может быть цельным жестким, цельным упругим или составным двухдисковым.
По характеру движения шпинделя различают задвижки с выдвижным или невыдвижным шпинделем. В первом случае шпиндель совершает поступательное или вращательно-поступательное (винтовое) движение; во втором — только вращательное. Задвижки с выдвижным шпинделем имеют большую высоту.
На рис. 2.8 и 2.9 показаны задвижка стальная клиновая с
выдвижным шпинделем и задвижка чугунная параллельная с
выдвижным шпинделем.
Задвижки получили широкое применение для перекрытия
потоков газообразных сред в трубопроводах диаметром от 50 до
2000 мм.
В сравнении с другими видами запорной арматуры задвижки обладают следующими преимуществами: незначительным гидравлическим сопротивлением при полностью открытом проходе; отсутствием поворотов рабочей среды; простотой обслуживания; относительно небольшой строительной длиной; возможностью подачи среды в любом направлении.
К недостаткам следует отнести: невысокую скорость срабатывания затвора; относительно большую высоту; трудности ремонта изношенных уплотнительных поверхностей затвора при эксплуатации; нарушение герметичности сальника по штоку; быстрый износ уплотнительной поверхности, что приводит К потери герметичности затвора при эксплуатации. Задвижки могут быть полнопроходными и суженными, когда
Рис. 2.8. Задвижка стальная клиновая с выдвижным шпинделем
диаметр отверстия уплотнительных колец меньше диаметра трубопровода.
Вентильный затвор (рис 2.5,в) перемещается вдоль оси седла, и для полно
го открытия достаточно поднять его на высоту, соответствующую четверти диаметра условного прохода. При использовании газа вентили, как правило, не применяются.
Выполнение без колец
Рис. 2.9. Задвижка чугунная параллельная с выдвижным шпинделем
Задвижки получили широкое применение для перекрытия потоков газообразных сред в трубопроводах диаметром от 50 до 2000 мм.
Привод к затворам запорных устройств может быть ручным, механическим (устройство оборудуется штурвалом и зубчатой передачей к штоку затвора), пневматическим или гидравлическим (устройство оборудуется гидравлическим или пневматическим цилиндром, шарнирно или другим способом соединенным со штоком затвора), электрическим (устройство оборудуется электромотором и передающим механизмом к штоку затвора) и электромагнитным (устройство оборудуется электромагнитом, сердечник которого шарнирно связан со штоком затвора). На газопроводах котельных в качестве запорных устройств наиболее часто используют краны и задвижки.
При небольших условных проходах запорные устройства иногда используют для регулирования расхода газа.
Электромагнитные вентили и клапаны в системах газоснабжения применяют в качестве предохранительных быстродействующих отсечных устройств, предназначенных для прекращения подачи газа к агрегату при выходе тех или иных контролируемых параметров за пределы заданных значений. В ряде случаев электромагнитные краны и вентили используют в качестве запорных устройств перед горелками.
Запорные устройства, устанавливаемые на газопроводах, должны быть предназначены для газовой среды. Краны должны иметь ограничители поворота и указатели положения затвора «Открыто», «Закрыто». На корпусе должна быть стрелка, указывающая направление движения газа, а задвижки с невыдвижным шпинделем — указатели степени открытия.
Глава 3. Транспортабельные котельные установки
3.1.	Определение, назначение и применение
Транспортабельные котельные установки — это комплексы, состоящие из котла, вспомогательного оборудования, системы управления и защиты, помещения(контейнера), в котором смонтировано все оборудование и приспособленного д ля транспортирования в целях быстрого изменения места их применения.
Транспортабельные котельные установки, имеющие ходовую часть (шасси), называются передвижными котельными установками.
Транспортабельные котельные установки (ТКУ) являются источниками автономного теплоснабжения. Они предназначены для одновременной выработки насыщенного пара с температурой до 175 °C, горячей воды для отопления с температурой 95 °C и воды для горячего водоснабжения с температурой 60 °C. При этом имеется возможность вырабатывать один пар или только горячую воду, или плавно менять их соотношение в зависимости от условий эксплуатации.
Транспортабельные котельные установки, предназначенные только для одновременного получения горячей воды на отопление с температурой 90 °C и воды для горячего водоснабжения с температурой 60 °C, имеют обозначение ТКВУ.
Передвижные и транспортабельные котельные применяют для нужд теплоснабжения временных и постоянных строений
и предприятий (теплиц, хозяйственных построек, магазинов, школ, детских садов и жилых домов) особенно удаленных и труднодоступных районов. Они позволяют быстро обеспечить потребителей тепловой энергией и могут использоваться многократно. Транспортабельные котельные установки представляют собой комплекс полной заводской готовности, включающий основное и вспомогательное оборудование. Они легко перемещаются на место эксплуатации железнодорожным, автомобильным, водным или воздушным транспортом. Ее готовность к работе обеспечивают подключением к коммуникациям электроснабжения, водопровода, канализации и тепловых сетей.
3.2.	Технологическое оборудование и некоторые конструкции транспортабельных котельных установок
Котельные установки типа ТКУ и ТКВУ представляют собой готовую котельную в виде транспортабельного контейнера, внутри которого смонтированы котел, водоподготовка, топливо-подготовка, насосы и теплообменники, дымосос, вентилятор, система автоматики. Установки комплектуют дымовой трубой и емкостями для жидкого топлива.
Рассмотрим некоторые конструкции транспортабельных котельных установок.
Транспортабельная котельная установка ТКУ-0,7М предназначена для выработки насыщенного пара на технологические нужды и горячей воды, используемой для отопления и горячего водоснабжения. Она поставляется потребителю единым транспортабельным блоком с демонтированными дымовой трубой и дефлектором (рис. 3.1). Технологическая схема установки представлена на рис. 3.2. В состав установки входят: двухбарабанный водотрубный паровой котел Е-1,0-0,9-ЗМ, водоподготовительная установка, пластинчатые теплообменники; топливные баки, топливные фильтры; топливные, сетевые и подпиточные насосы; комплект средств автоматического управления. Вместе с установкой поставляются также емкости для мазута.
Транспортабельная котельная установка рассчитана для работы на газе и мазуте М100. В качестве резервного топлива предусмотрено использование дизельного топлива. Регулирование тепловых нагрузок обеспечивается в диапазоне 50—100 %.
1200
Рис. 3.1. Транспортабельная автоматизированная котельная установка ТКУ-0,7М
сл
h
Пар потребителю
Из системы отопления
В систему горячего водоснабжения
Холодная вода
НЦ1
j------J
НПЗ
Дренаж
Запорный орган
Обратный клапан
Питательная вода
Умягченная вода Пар Конденсат Мазут, дизтопливо Вода t = 95° Вода t = 70° Вода t = 60° Подпиточная вода Газ
Дренаж
НЦ2
/7--------Л--------Л
Условные обозначения
Рис. 3.2. Гидравлическая принципиальная схема ТКУ-0,7М
К — паровой котел; ВПУ — водоумягчительная установка; БГ — газовый баллон; Е — емкость для мазута; РБМ — расходный бак дизтоплива; Ф1, Ф2 — фильтры грубой и тонкой очистки мазута; НТ1, НТ2 — топливные насосы; ТО1,ТО2 — пластинчатые теплообменники; НЦ1, НЦ2 —сетевые насосы; НПЗ — подпиточный насос; НШ, НП2 — насосы питательные; ПБ — питательный бак; ПТ1, ПТ2, ПТЗ — подогреватели топлива
Комплект средств автоматического управления обеспечивает: автоматический пуск котла, автоматическое включение в работу подпиточного насоса при понижении давления воды в системе отопления; полуавтоматическое включение и выключение сетевых насосов в системе отопления и горячего водоснабжения; автоматическое двухпозиционное регулирование уровня воды в барабане и конденсатном баке, подачи топлива и воздуха, температуры топлива; автоматическое поддержание температуры воды в сетях отопления и горячего водоснабжения; защиту и аварийную сигнализацию.
Техническая характеристика транспортабельных котельных установок типа ТКУ производства АО «Теком» приведена в табл. 3.1.
Таблица 3.1
Технические характеристики установок типа ТКУ производства АО «Теком»
Параметр	Тку-C.7М	ТКУ-0,7Г	ТКУ-1,8М	ТКУ-1,8Г	ТКВУ-0,7Г
Производительность при работе:					
только в режиме отопления, МВт	0,71	0,71	. 1,5	1,5	0,7
только в паровом режиме, т/ч в смешанном режиме (пример режима в зимнее время), МВт:	1,0	1,0	2,5	2,5	—
вода на отопление	0,43	0,43	1,5	1,5	0,56
пар на технологические нужды	0,14	0,14	0,15	0,15	—
вода на горячее водоснабжение	0,14	0,14	0,15	0,15	0,14
Топливо	Мазут	Газ	Мазут	Газ	Газ
Давление газа перед горелкой, кПа	—	65	—	28	65
Давление, МПа, абс.:					
пара	0,9	0,9	0,9	0,9	—
горячей воды на отопление	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5
Температура горячей воды на отопление, °C	95	95	95	95	90
На рис. 3.3 показана схема парогенераторной установки типа ТКУ. Она состоит из парового котла 1, бака для воды 3, подводящего водяного трубопровода 8, насоса нагнетающего высокого давления 7, вентилятора 6, устройства газогорелочного 2,
шкафа управления 5. Паровой котел выполнен в виде двух цилиндрических змеевиков: наружного 9 и внутреннего 10. Наружный змеевик в верхней части оканчивается плоским спиральным змеевиком 11. Концы труб наружного и внутреннего змеевиков выведены через отверстие плоской спирали наружного змеевика и сварены между собой петлей 4. Пространство, образованное цилиндрами змеевиков и стенкой внутреннего кожуха котла, служит для прохода топочных (дымовых) газов. Двойной цилиндрический кожух котла образует кольцевую камеру для прохода воздуха от узла подачи воздуха к горелочному устройству 2. Установка — парогенераторная, оснащена системой автоматики безопасности и контроля регулирования. Техническая характеристика парогенераторов типа ТКУ приведена в табл. 3.2. В качестве топлива используется природный газ низкого (Н) до 5 кПа или среднего (С) 30 кПа давления. Установка может быть оснащена жидкотопливной горелкой для сжигания дизельного топлива.
Рис. 3.3. Схема устройства парогенераторной установки типа ТКУ
1 — паровой котел; 2 — устройство газогорелочное; 3 — бак водяной; 4 — петля; 5 — щит контроля управления; 6 — вентилятор; 7 — насос водяной; 8 — линия подачи воды в парогенератор; 9 — наружный змеевик; 10 — внутренний змеевик; 11 — спиральный змеевик; 12 — поддон; 13 — отверстие; 14 — искрогаситель; 15 — стойки; 16 — воздуховод; 17 — заслонка; 18 — механизм регулирования; 19 — кран ручной; 20 — отсечной клапан; 21 — клапан номинального режима; 22 — клапан минимального режима; 23 — клапан безопасности; 24 — клапан запальной горелки; 25 — датчики напора; 26 — отверстия газовые; 27 — коллектор газовый; 28 — завихритель; 29 — запальная горелка
Таблица 3.2
Техническая характеристика парогенераторов типа ТКУ
Параметр	ТКУ-0,5		ТКУ-0,7		ТКУ-1,0		ТКУ-1,5		ТКУ-2,0	
	Н	С	н	С	н	С	Н	С	н	С
Производительность по насыщенному пару, т/ч	0,5		0,7		1,0		1,5		2,0	
Давление насыщенного пара, МПа (кгс/см2)	От 0,5 (5) до 4,0 (40)									
Температура насыщенного пара, °C	От 150 до 250									
Степень сухости пара, % не более	80									
Номинальный расход газа, м3/ч	От 35,3 до 37,3		От 49 до 52,5		От 70 до 75		От 105 до 112,5		От 140 до 150	
Номинальная тепловая мощность горелки, МВт	От 0,35 до 0,37		От 0,49 до 0,52		От 0,7 до 0,74		От 1,05 ДО 1,11		От 1,4 до 1,48	
Присоединительное давление пара, кПа, не более	5,0	30	5,0	30	5,0	30	5,0	30	5,0	30
Диапазон давления в топочном пространстве, Па	От минус 40 до плюс 60									
Коэффициент рабочего регулирования, не менее	2									
КПД, %, не менее	86									
Общая жесткость питательной воды, мкг-экв/л, не более при Лтра Д°. 1,4 МПа	20		20		20		20		20	
То же, при Рпара от 1,4 до 2,4 МПа	15		15		15		15		15	
То же, при Р а от 2,4 до 4,0 МПа	10		10		10		10		10	
Габариты, мм (длинахшири-нахвысота)	3000x2200x2500				3000x2200x3000					
Масса, кг	2200				2500					
Передвижная котельная установка типа ПКН предназначена для обеспечения насыщенным паром давлением до 0,9 МПа объектов нефтедобычи, геологоразведки, а также промышленных, жилых и культурно-бытовых объектов. Установка вырабатывает 1 т пара в час. В ней используются паровые котлы ПКН-ЗМ, рассчитанные для работы на сырой нормализованной нефти и мазуте или ПКН-ЗГ — для работы на природном газе.
Вся установка монтируется в одном утепленном контейнере, размещаемом на раме-салазках. Она включает: паровой котел, систему питания, топливную систему, систему автоматики и защиты, блок водоподготовки и дымовую трубу. Система питания — это питательный насос, питательный бак, питательный трубопровод и арматура. Система автоматики и защиты предназначена для обеспечения автоматического управления работой котла и защиты при отклонении параметров от нормальных. Эта система осуществляет: пуск и останов котлов по заданной программе, поддержание в заданных пределах уровня воды в барабане котла и температуры мазута перед горелкой, световую сигнализацию о нормальной работе котла, звуковую сигнализацию при снижении уровня воды в барабане котла ниже допустимого или превышении уровня воды в барабане котла выше допустимого; двухпозиционное регулирование подачи топлива, а также защиту котла при снижении (или привыше-нии) уровня воды в барабане котла ниже (или выше) допустимого, погасании факела, понижении давления вторичного воздуха, понижении температуры мазута, коротком замыкании или перегрузке двигателей. Автоматикой и электрооборудованием котла управляют со щита управления горелкой.
Блок водоподготовки включает механический и натрийкати-онитовый фильтры, обеспечивающие обработку природной воды до норм питательной для котлов с естественной циркуляцией. Производительность водоподготовки — 1,3 т/ч.
В комплект передвижной котельной установки типа ПКН входит дымовая труба диаметром 400 мм и высотой не менее 19 м, которая при работе котла создает достаточное разрежение в топке, обеспечивая стабильное горение топлива.
Техническая характеристика установки типа ПКН
Паропроизводительность, т/ч.........................1,0
Рабочее давление, МПа (кгс/см2), абс..............0,9	(9)
Топливо...........................................Мазут
Расход топлива, кг/ч.................................79
Коэффициент полезного действия, %.....................82
Потребляемая мощность, кВт............................12
Габариты, м.................................6,3x3,2x3,65
Масса установки, т...................................9,5
Транспортабельная котельная «Виток 300-900» (водогрейная индустриальная транспортабельная отопительная котельная) предназначена для теплоснабжения по закрытой схеме жилых и производственных объектов. Котельная спроектирована для работы в различных климатических зонах с расчетной температурой наружного воздуха до минус 50 °C. Она может надежно работать в сейсмически активных районах с сейсмичностью до 9 баллов.
Котельная полной заводской готовности включает водогрейный котел БМЦ-У с экономайзером, трубопроводы холодной и горячей воды, арматуру, циркуляционные насосы, вентилятор, электрощит, электроподогреватель. Все оборудование смонтировано в одном контейнере. Каркас контейнера несущий, ограждающие конструкции выполнены из трехслойных панелей толщиной 80 мм, состоящих из стального гофрированного листа с утеплителем из минераловатных плит. Для удобства монтажа, демонтажа и ремонта оборудования котельной крыша контейнера сделана съемной.
Котельная рассчитана для работы на твердом топливе, предусмотрена возможность использования жидкого и газообразного топлива.
Техническая характеристика транспортабельной котельной «Виток 300-900»
Теплопроизводительность, МВт: на сортированном антраците........................0,9
на буром угле.......................................0,7
на дровах и древесных отходах.......................0,3
Температура горячей воды, °C: прямой..........................................  115
обратной.............................................70
Давление теплоносителя номинальное, МПа (кгс/см2), абс..................................0,5	(5)
Коэффициент полезного действия, %: на сортированном антраците.........................80
на буром угле........................................77
Габариты, м....................................6,1x3,2x3,2
Масса, т.................................................14
Передвижная автоматизированная котельная установка типа ПАКУ предназначена для теплоснабжения промышленных и коммунальных объектов, расположенных в труднодоступных районах Сибири, Крайнего Севера и Дальнего Востока. Котельная рассчитана для работы на сырой нефти или легком жидком топливе (газовом конденсате). Теплоснабжение от котельной предусмотрено по закрытой схеме. Примененный комплект оборудования допускает переоборудование котельной для работы на природном газе. Все оборудование котельной размещено в трех контейнерах (контейнер котлов, контейнер вспомогательного оборудования и контейнер емкостей воды и топлива), соединяемых на месте эксплуатации межблочными коммуникациями. Размеры контейнеров одинаковы (13150x3250x3960 мм) и не превышают железнодорожный габарит. Каркас контейнера несущий, ограждающие конструкции выполнены из утепленных панелей.
В контейнере котлов размещены два стальных водогрейных автоматизированных котлоагрегата ВК-1,6. Помещение для дежурного оператора отделено от котельного зала шумопоглощающими перегородками с окнами для наблюдения за оборудованием.
Топливные насосы, фильтры и запорно-регулирующая арматура вместе с другим вспомогательным оборудованием размещены в контейнере вспомогательного оборудования. Вместимость топливного бака составляет 25 м3.
Техническая характеристика передвижной автоматизированной котельной установки типа ПАКУ
Теплопроизводительность, МВт.......................3,72
Теплоноситель......................................Вода
Температура теплоносителя, °C: на входе..........................................70
на выходе........................................115
Давление теплоносителя на входе, МПа (кгс/см2), абс...............................0,6 (6)
Топливо...................................Легкое	жидкое,
стабилизированная нефть
Расход, кг/ч: топлива..........................................370
подпиточной воды................................1000
Установленная электрическая мощность,	кВт...........116
3.3.	Преимущества транспортабельных котельных установок по сравнению с традиционными системами отопления
Преимуществом транспортабельных котельных установок по сравнению со стационарными является, в первую очередь, автономность теплоснабжения, что исключает расходы на создание и эксплуатацию теплотрасс, дает возможность совмещения в единый технологический агрегат теплогенерирующего и теплоиспользующего оборудования; дает возможность регулирования и контроля технологического процесса в широком диапазоне температур, поддержания заданной температуры в течение необходимого времени. Приемуществом транспортабельных установок является также простота и быстрота монтажа, отсутствие фундамента.
Единица теплоты, полученной от автономной системы теплоснабжения, в 3—4 раза дешевле по сравнению с теплотой, получаемой от ТЭЦ или стационарных котельных. Как показывают исследования Российской Академии наук, при тепловых нагрузках ниже 209,5 ГДж/ч сжигание газа в централизованных источниках теплоснабжения и распределение теплоты потребителям с использованием тепловых сетей экономически не оправдано.
3.4.	Крышные котельные
Вопросы эффективного использования природного газа в технологических процессах промышленного производства, сельского хозяйства и жилищно-бытового комплекса привели к созданию энергосберегающего оборудования типа автономных мини-котельных, не требующих прокладки теплотрасс, газопроводов высокого давления, обеспечивающих отопление и горячее водоснабжение в любое время года без внешних теплоносителей.
Мини-котельные, малогабаритные шкафные установки, изготавливают в заводских условиях. Они полностью автоматизированы, поставляются в собранном виде к месту установки и готовы к эксплуатации после подключения к внешним коммуникациям. Мини-котельная может быть единой на все здание или секционной по подъездам. Устанавливают мини-котельные как отдельно, так и в любом небольшом помещении на нижних этажах, в пристроенных боксах рядом с отапливаемым зданием, в боксах на чердаках или на крыше. В связи с этим их стали называть крышными котельными. Крышные котельные прибли
жают источник теплоты к потребителю, что исключает потери теплоты при транспортировке.
Основное преимущество применения крышных котельных заключается в отсутствии необходимости отвода земли под тепловые сети. Дополнительно снижаются затраты на ремонт и обслуживание тепловых сетей.
Крышные котельные представляют собой автономные котельные установки модульного типа, которые состоят из тепловых модулей и модуля управления с циркуляционными насосами и автоматикой управления. Число тепловых модулей определяется мощностью крышной котельной и зависит от ее типа. Модули соединяются в единую систему.
На рис. 3.4 приведен общий вид одной мини-котельной на базе модульного теплогенератора ТМО-ЮО. Мощность одного модуля ТМО — 100 кВт, этого достаточно для отопления 1000 м2. Габариты модуля — 900x900x1600 мм. Температура нагрева воды — 95 °C, номинальное давление газа — 2,0 кПа, расход природного газа — 12 м3/ч, масса модуля — 180 кг.
Рис. 3.4. Общий вид мини-котельной на базе модульного теплогенератора ТМО-ЮО
На рис. 3.5 представлена автоматизированная автономная крышная котельная установка типа АКУ Московского пусконаладочного управления (МПНУ ОАО «Энерготехмонтаж»). Котельная работает на природном газе или жидком топливе.
Рис. 3.5. Автономные котельные установки типа АКУ-МПНУ, производимые МПНУ ОАО «Энерготехмонтаж»
1 — насос сетевой; 2 — установка Na-катионирования; 3 — горелка; 4 — котел водогрейный; 5 — сосуд мембранный расширительный; 6 — насос циркуляционный
Системой автоматики котельной предусматривается:
-	местный контроль параметров температуры и давления;
-	автоматическое регулирование температуры сетевой воды в зависимости от температуры наружного воздуха;
-	автоматическая подпитка сетевых насосов в зависимости от падения давления в обратном трубопроводе;
-	включение резервного сетевого насоса и насоса контура горячего водоснабжения;
-	автоматическое включение насосов внутрикотловых циркуляционных контуров при понижении температуры в обратном трубопроводе;
-	автоматическая остановка приточного вентилятора для прекращения подачи воздуха в котельную при появлении загазованности или при пожаре;
-	автоматическое отключение подачи газа в котельную и включение вытяжного вентилятора при появлении загазованности;
-	сигнализация о несанкционированном проникновении в здание котельной.
Основные параметры и габариты котельных установок типа АКУ-МПНУ приведены в табл. 3.3.
Таблица 3.3
Техническая характеристика котельных установок типа АКУ-МПНУ
Параметр	АКУ-0.23МПНУ	АКУ-0.35МПНУ	АКУ* 0.46МПНУ	АКУ-0,58МПНУ	АКУ* ОДЗМПНУ	АКУ-1.16МПНУ
Теплопроизво-дительность, МВт (Гкал/ч)	0,23(0,2)	0,35(0,3)	0,46(0,4)	0,58(0,5)	0,93(0,8)	1,16(1,0)
Расход: природного газа, м3/ч жидкого топлива, л/ч	22 25,6	35 39	46 50,7	58 62,2	92 108	116 130
Температурный график системы отопления, °C	95/70					
Температура горячего водоснабжения, °C			60-	-65		
Давление природного газа на горелку, МПа	0,003					
Габариты, мм: длина А ширина В высота Н	3500 3200 2400	3700 3200 2400	5500 3200 2400	6000 3200 2600	6900 3200 2600	7200 3200 2600
Жильцы зданий с крышными котельными получают возможность самостоятельно решать, сколько им нужно теплоты и горячей воды. Исключается возможность перегрева зданий в точке излома температурного графика.
Применение крышных котельных вызвано дефицитом тепловой мощности централизованных источников, отсутствием свободных территорий для прокладки магистральных тепловых сетей.
Крышными котельными оборудуются вновь проектируемые, реконструируемые и капитально ремонтируемые здания. Крыш-
ная котельная размещается в отдельном помещении, сообщается с лестничной клеткой по кровле непосредственно или специально устроенным мостиком.
Крышная котельная должна иметь пределы огнестойкости, отвечающие требованиям для зданий II степени огнестойкости по СНиП 21-01-97. Котельная должна иметь остекление из расчета 0,05 м2 на 1 м3 объема.
Суммарная мощность тепловых агрегатов одной крышной котельной не должна превышать 3,0 МВт. При большей требуемой мощности следует предусматривать две или несколько котельных при условии разделения их противопожарной перегородкой.
Подача природного газа осуществляется газопроводом низкого давления (до 5 кПа). Газопровод к котельной прокладывают по наружной стене. Ввод газопровода допускается только в помещения, где расположено газоиспользующее оборудование.
На вводе газопровода непосредственно в помещении котельной предусматривается установка отключающего устройства с врезкой после него продувочного газопровода с отключающим устройством и штуцера с краном для отбора пробы. В схему газооборудования крышной котельной входит запорно-предохранительный клапан с электромагнитом, сблокированным с системой загазованности и с системой пожарной сигнализации.
В качестве источников выработки тепловой энергии используют автоматизированные тепловые агрегаты с температурой теплоносителя (воды) до 115 °C и давлением до 1,0 МПа. Крышные котельные работают без постоянного обслуживающего персонала.
Крышными котельными оборудуют здания высотой до 17 этажей. Высота и диаметр дымовых труб для отвода продуктов сгорания газового топлива от котельных агрегатов определяются расчетом.
Помещения крышных котельных оборудуются постоянно действующей приточно-вытяжной вентиляцией. Приточная вентиляция рассчитана на подачу воздуха на горение и общий воздухообмен в помещении.
Контрольные вопросы
1.	Что называется котельной установкой? Каков ее состав?
2.	Как классифицируют котельные установки по назначению, по объектам теплоснабжения, по размещению?
3.	Для чего предназначено резервное и аварийное топливо и какие виды его используют в газифицированных котельных?
4.	Что входит в состав вспомогательного оборудования котельных установок?
5.	Какие основные термины и определения применяют в котельной технике?
6.	Дайте определение основных элементов, входящих в состав котла.
* 7. Какие требования предъявляют к зданиям и помещениям газифицированных котельных?
8.	Какие требования по пожарной безопасности предъявляют к зданиям и помещениям газифицированных котельных?
9.	Какие основные требования предъявляют к освещению и электрооборудованию котельных?
10.	Какие основные требования предъявляют к вентиляции газовых котельных?
11.	Какие ограничения по размещению предъявляют к крышным котельным?
12.	Как устроены наружные и внутренние газопроводы котельных?
13.	Назначение и устройство газорегуляторных пунктов и установок газифицированных котельных.
14.	Какие запорные устройства, применяемые в газопроводах, вы знаете?
15.	Требования к трубам, применяемым при прокладке газопроводов.
16.	Назначение и область применения транспортабельных котельных установок.
17.	Преимущества транспортабельных котельных по сравнению с традиционными системами отопления.
18.	Какое технологическое оборудование имеют транспортабельные котельные установки?
19.	Крышные котельные — назначение, область применения, достоинства и недостатки.
Раздел II. КОНСТРУКЦИИ КОТЛОВ
Глава 4. Водогрейные котлы
4.1.	Устройство и принцип работы водогрейных котлов
Водогрейный котел — устройство, имеющее топку, обогреваемое продуктами сжигаемого в ней топлива, и предназначенное для нагревания воды, находящейся под давлением выше атмосферного и используемой в качестве теплоносителя вне самого устройства.
Теплота, вырабатываемая водогрейными котлами, используется на нужды отопления, вентиляции и горячего водоснабжения, а также может использоваться на различные технологические нужды.
Максимальная температура воды в зависимости от теплопро-изводительности котла на выходе из котлов может составлять 95, Н5, 150, 200 °C.
Все водогрейные котлы можно разделить на газотрубные (с дымогарными и жаровыми трубами) и водотрубные. В газотрубных котлах горячие газы движутся внутри труб, омываемых с наружи водой; в водотрубных — вода перемещается по трубам, а дымовые газы движутся снаружи их. По материалу, из которого изготовлены водогрейные котлы, их можно разделить на стальные и чугунные. Чугунные котлы отличаются большей коррозионной стойкостью.
По характеру циркуляции воды (независимо от конструкции) все водогрейные котлы являются прямоточными, т. е. с однократным движением воды по его отдельным элементам.
Водогрейный котел состоит из топочного устройства и тепловоспринимающих поверхностей, которые для водотрубных котлов делятся на топочные экраны, выполненные из отдельных панелей, представляющих из себя ряд параллельно включенных труб, .объединенных входными и выходными коллекторами, и конвективные поверхности нагрева, набираемые из змеевиков.
4.2.	Чугунные секционные котлы
Первые чугунные котлы появились в эксплуатации более 90 лет назад и в настоящее время имеют достаточно широкое применение. Они обычно работают с температурой нагрева воды 95 °C или
115 °C с давлением не более 0,6 МПа. В настоящее время чугунные котлы выпускают теплопроизводительностью, как правило, не превышающей 2 МВт.
Чугунные котлы собирают из отдельных литых секций, соединенных между собой с помощью отдельных конических ниппелей, и стягивают стяжными болтами, которые проходят через отверстия ниппелей. Такая конструкция позволяет подбирать требуемую поверхность нагрева котла, а также производить замену отдельных секций. Чугунные секционные котлы в зависимости от теплопроизводительности поставляются в виде готового блока или собираются на месте из отдельных секций, поставляемых россыпью.
Существуют специализированные чугунные секционные котлы, предназначенные для сжигания газообразного и жидкого топлива, а также для сжигания твердого топлива. Последние могут быть переведены на сжигание газообразного топлива при соответствующей переделке.
К специализированным котлам для сжигания газообразного топлива, например, относятся котлы «Факел», «Братск- 1Г», а также большое число чугунных котлов импортного производства.
Отопительный водогрейный автоматизированный котел *Братск-1Г» (рис. 4.1) работает на природном газе и применяется в качестве генератора теплоты в системах теплоснабжения зданий различного назначения с давлением в системе отопления не выше 0,6 МПа и максимальной температурой нагрева воды — 115 °C; устанавливается в котельных с естественной тягой и соответствующей водоподготовкой.
Котел «Братск-1 Г» является комбинированным, так как содержит как чугунные, так и стальные тепловоспринимающие элементы.
Котел представляет собой блочную конструкцию, состоящую из рамы 25, блока пакетов чугунных секций 1, топочной камеры 5, газогорелочного автоматизированного блока для сжигания газа низкого давления 3, теплоизоляционного кожуха 14, клапана газохода 10, взрывного клапана 20 с защитным коробом 6, арматуры и КИП (КИП на рисунке не показаны).
Рама, на которой собран котел, выполнена из швеллеров, внутри ее размещен поддон 22, футерованный кирпичом.
Поверхность нагрева котла состоит из двух пакетов чугунных секций котла «Братск», установленных на раме параллельно друг другу с зазором 150 мм, и топочной камеры, размещенной
над пакетами. Пакеты собраны из однотипных, соединенных ниппелями и стяжными болтами секций. Каждый пакет в передней части имеет поворотную камеру 24 с ниппельными патрубками 23, ограниченную с двух сторон секциями (первой и второй от фронта котла), неохлаждаемой металлической теплоизолированной стенкой, а со стороны межпакетного пространства камера открыта.
В ниппелях секций установлены шайбы для создания последовательного движения воды в секциях пакета. Пакеты чугунных секций соединены между собой тройником 8 обратной воды и перепускным коллектором 15.
С фронта межтрубные пространства торцевых секций пакетов закрыты крышками, а проем между пакетами — неохлаждаемой металлической теплоизолированной стенкой 13. Сзади проем межпакетного пространства закрыт тоже металлической стенкой, футерованной огнеупорным кирпичом. Межтрубное пространство задних секций объединено клапаном газохода 10, в котором установлен поворотный шибер 21 с электромагнитным приводом 9. Сверху передняя часть пакетов чугунных секций и межпакетный проем перекрыты крышкой 16, наружная часть которой теплоизолирована, а внутренняя, как и верх пакетов, закрыта огнеупорным кирпичом. Нижние ниппельные отверстия передних секций закрыты глухими фланцами 26, задних секций — фланцами с отверстиями 11, к которым прикреплены сливные трубопроводы со спускными кранами 12.
Топочная камера прямоугольной формы состоит из стальных сварных передней 18 и задней 19 водяных камер и сварных панелей, образующих боковые стенки 27 и свод 28. В передней камере имеется амбразура 7 7 для газогорелочного блока 3, патрубок для гляделки, а также патрубок 4 отвода горячей воды из котла в систему отопления. В задней водяной камере имеется проем, закрытый взрывным предохранительным клапаном 20, который футерован огнеупорным кирпичом для защиты от высоких температур в топочной камере.
Проем в задней камере и предохранительный клапан закрыты съемным защитным коробом 6. Для слива воды из топочной камеры сзади, в нижней ее части предусмотрены сливные трубопроводы со спускными кранами 7.
Пакеты чугунных секций соединены с топочной камерой и рамой вертикальными стяжными болтами, а на раме закреплены упорами. Снаружи котел закрыт декоративным кожухом 14, ростоящим из панелей с тепловой изоляцией.

Рис. 4.1. Котел «Братск-1Г»
а — вид сбоку; б — продольный разрез (газогорелочный блок не показан); в — поперечный разрез; г — гидравлическая схема
Топливосжигающее устройство котла — газогорелочный блок Л1-Н — состоит из огневого, воздушного, газового узлов и системы автоматики и работает по принципу смесительной газовой горелки. Газогорелочный блок и автоматика обеспечивают образование газовоздушной смеси, полуавтоматический пуск горелки и безопасное сжигание горючей смеси. Теплота продуктов сгорания воспринимается поверхностью нагрева и передается водой.
Пульт управления с блоком розжига и сигнализации, а также панель с приборами автоматики и шкаф КИП устанавливают вне котла.
Обратная вода из системы поступает в тройник 8 в задней части котла и, разделяясь на два потока, каждый из которых проходит последовательно по чугунным секциям пакета, выходит в перепускной коллектор 15 и из него поступает в нижнюю часть
передней 18 водяной камеры топки. Из передней камеры по двум боковым стенкам 27 параллельными потоками вода направляется в заднюю водяную камеру 19, после чего поступает в свод 28. Далее по своду топочной камеры вода проходит в верхнюю часть передней водяной камеры и через выходной патрубок 4 поступает в систему отопления.
Продукты сгорания, обогнув разделяющую пакеты и топку чугунную плиту 16, поступают из топочной камеры 5 в межпакетное пространство и проходят по нему к фронту котла, где в камерах 24, повернув на 180°, двумя потоками входят в газоходы секций чугунных пакетов. Далее продукты сгорания проходят по каналам газоходов и, отдав теплоту, через газоход 10 направляются в сборный боров котельной.
Тепловая мощность котла «Братск-1 Г» составляет 1 МВт (0,86 Гкал/ч), КПД — 90 %. Длина котла 3250 мм, ширина — 1200 мм, высота — 2600 мм, масса металлических частей — 4600 кг, общая — 5000 кг.
Автоматизированный котел «Факел» с газогорелочным блоком Л1-Н предназначен для теплоснабжения жилых, общественных и промышленных зданий с давлением в системе отопления не выше 0,7 МПа и максимальной температурой нагрева воды — 115 °C (рис. 4.2). Котел при соответствующем переоборудовании позволяет сжигать жидкое печное топливо.
В состав котла входят: пакет котельных секций, газогорелочный блок Л1-Н, система автоматики, арматура, гарнитура и контрольно-измерительные приборы.
Котел состоит из крайних и средних секций, которые собирают в пакет при помощи конических ниппелей и стягивают болтами. Секция состоит из соединенных между собой по воде труб прямоугольного сечения: большой трубы, огибающей каплевидную топку 75, и двух пар меньших труб, огибающих внизу зольники 14, а наверху — газоходы 17. Наружные стенки труб секций, по которым циркулирует вода, и ограничивающие их стыкующиеся ребра 16 образуют конвективные газоходы 20. Каждая секция вверху не имеет стыкующихся ребер и при соединении секций в этом месте между ними образуется окно 18, которое используют для чистки внутренних поверхностей газоходов 20. Сверху эти окна закрывают специальными съемными крышками 10.
Передняя и задняя секции отличаются от средних тем, что вход в топку у них имеет не каплевидную форму, а круглую. Такая конструкция позволяет на фронтовой секции легко подклю-
Рис. 4.2. Котел «Факел»
а — общий вид; б — секция средняя; в — схема водяного тракта: 1 — термометр в оправе; 2 — манометр; 3 — клапан обратный; 4, 8 — задвижка;
5 — вентиль воздушный; 6 — клапан предохранительный; 7 — раковина;
9 — кран спускной
чить к котлу горелку /, а на задней — установить взрывной клапан 12. Вокруг входа в топку на фронтовой и задней секциях имеются дополнительные отверстия, которые с фронта котла обеспечивают установку запальника, гляделки и других устройств, а оставшиеся отверстия на передней секции и все отверстия на последней закрывают съемными крышками. Зольники на передней и последней секциях и дымоходы на передней секции также закрывают крышками.
При сборке пакета все стыкующиеся ребра и торцевые поверхности ниппельных головок секций промазывают термостойкими мастиками. Каждая секция опирается на «ножки» 13, которые образуют «лапы» котла.
К передней секции крепят автоматизированный газогорелочный блок Л1-Н и панель с приборами автоматики 4. К задней секции крепят клапан газохода с заслонкой 11 и взрывной клапан 12. Клапан газохода при монтаже соединяют с боровом.
Пакет секций теплоизолируют специальной мастикой или закрывают декоративным кожухом с теплоизоляцией. Кожух выполнен в виде отдельных стальных легкосъемных панелей из тонколистовой стали.
Конструкция кожуха позволяет выполнить чистку газоходов секций без разборки боковых панелей.
Пульт управления, входящий в комплект поставки газогорелочного блока Л1-Н, устанавливают на расстоянии не более 1,5 м от котла. На котле установлен специальный приборный патрубок 8, к которому подсоединен термометр 7 в оправе и манометр 6 с трехходовым краном 5.
Котел «Факел» работает следующим образом. Газ через кран 3 и систему автоматических газовых клапанов газогорелочного блока Л1-Н поступает в горелку 1, где смешивается с воздухом, подаваемым вентилятором 2, зажигается от электрогазового запальника и сгорает.
Продукты горения, отдав часть теплоты топочной камере котла, через проемы в нижней части топки двумя потоками направляются в конвективные газоходы секций, в которых имеются специальные приливы, в них происходит турбулизация продуктов сгорания.
В верхней части секций продукты горения поворачивают, омывают низкотемпературные газоходы пакета секций и удаляются через клапан газохода, расположенный сзади котла, в сборный газоход, соединенный с боровом котельной.
Воду в котел подводят в задний нижний патрубок, из которого она поступает в коллектор, расположенный в нижнем ниппельном канале 21 пакета секций. В коллекторе против каналов каждой секции имеются отверстия, через которые вода подается во внутренние каналы секций и равномерно омывает поверхности нагрева каждой секции.
Поднимаясь параллельно по всем секциям, нагретая вода собирается в верхнем ниппельном канале 19 и через выходной патрубок поступает в систему отопления.
Для управления работой применяют систему автоматики, которая обеспечивает автоматический розжиг газогорелочного блока, регулирование мощности и защиту котла при аварийных случаях. В системе автоматики предусмотрена световая сигнализация.
В связи с большим сопротивлением газового тракта котельные с котлами «Факел» оборудуют дымососной установкой (одна на 3—4 котла).
Техническая характеристика газового котлоагрегата «Факел»
Тепловая мощность, МВт............................1,0
Площадь поверхности нагрева, м2....................36
Коэффициент полезного действия, %..................91
Число секций, шт...................................20
Вид топлива................................Природный	газ
Расход газа, м3/ч.................................108
Размеры, мм: длина......................................... 3466
ширина........................................ 1100
высота........................................ 2200
Масса, кг....................................... 4280
В настоящее время на российском рынке имеется большое число импортных специализированных чугунных секционных котлов, в частности фирм «Стребель», «Будерус» и др. Импортные котлы отличаются повышенным качеством литья. На рис. 4.3 представлена конструкция котла Logano GE515 фирмы «Будерус» тепловой мощностью от 201 до 510 кВт. Котел собирается из средних и крайних секций (рис. 4.4). На рис. 4.5 показана схема движения воды в котле. Патрубки подающей и обратной воды расположены в верхней задней части котла. В верхней обечайке секции котла встроена специальная распределительная труба 4, по которой в котел поступает холодная вода из обратной линии. Вода в каждую секцию поступает из двух отверстий, симметрично расположенных на распределительной трубе 4. Таким образом происходит равномерное и дозированное распределение по секциям котла воды из обратной линии. Холодная вода опускается вниз по внутренней стороне внешней необогреваемой стенки секции, а затем, нагреваясь, поднимается вверх по тепловоспринимающей поверхности. При движении прямых и обратных потоков происходит их частичное смешение. В верхней части каждой секции котла имеется литой направляющий элемент для распределения воды 2. Он направляет нагретую котловую воду, поднимающуюся снизу в обход трубы 4, по направлению к наружным стенкам секций котла, при этом часть нагретой воды смешивается с холодной водой из обратной линии Такая конструкция позволяет избежать выпадания конденсата на поверхностях нагрева, а также температурных ударов при резком снижении температуры воды в обратном трубопроводе.
Рис. 4.3. Котел «Logano GE515»
1 — чугунная секция котла; 2 — топочная камера; 3 — оребренные поверхности нагрева; 4 — распределительная труба подачи обратной воды
Выход воды
На рис. 4.6 показана схема движения дымовых газов. Высокотемпературные продукты сгорания выходят из топочной камеры 1 через заднюю секцию котла, поворачивают на 180° и направляются по оребренному газоходу 2 к передней секции, где опять поворачивают на 180° и по второму оребренному газоходу 3 направляются к выходному сборнику дымовых газов, расположенному на задней стороне котла.
На рис. 4.7 показаны элементы конструкции котла Logano GE434 фирмы «Будерус» тепловой мощностью 300 кВт с плоскими коробчатыми секциями. В данной конструкции механизм подвода обратной воды аналогичен механизму котла Logano GE515. На рис. 4.8 показана схема движения дымовых газов. Оребрение секции плоскими и коническими ребрами, а также поддержание постоянной скорости дымовых газов по каналу за счет его сужения позволяет добиться низких температур уходящих газов за котлом.
Logano GE315
Logano GE515
Logano GE615
Рис. 4.4. Конструкция секций котла «Logano GE515»
Задняя секция
Рис. 4.5. Распределение потоков воды в секциях котла «Logano GE515»
1 — топочцая камера; 2 — литой элемент секции для направления движения воды; 3 — верхняя обечайка секции котла; 4 — распределительная труба подачи обратной воды
Рис. 4.6. Схема движения продуктов сгорания в котле «Logano GE515»
1 — топочная камера; 2 — первый газоход; 3 — второй газоход
б)	12 3 4
6	5
Рис. 4.7. Устройство котла «Logano GE434»
а — устройство котла; б — распределение потоков воды в секции котла; 1 — подающая линия котла ( кольцевой зазор в верхней ступице); 2 — обратная линия котла (распределительная труба в верхней ступице); 3 — отверстия для подачи обратной воды в секции котла; 4 — направляющие элементы для организации движения воды; 5 — нижняя ступица для организации слива вода из котла; 6 — подовая газовая горелка; 7 — защитная панель горелки
Рис. 4.8. Устройство каналов для движения дымовых газов котла «Logano GE434» 1 — секция котла (вид снаружи); 2 — оребрение наружных поверхностей секций; 3 — подовая горелка
В настоящее время существует достаточно большое число специализированных чугунных секционных котлов для сжигания твердого топлива, которые могут быть переведены на сжигание газообразного. Рассмотрим некоторые из них.
Котлы «Универсал-6» и «Универсал-бМ» с внутренней топкой для сжигания твердого топлива (рис. 4.9 и 4.10) состоят из двух пакетов, собираемых из отдельных секций (крайних и средних), которые соединяются между собой с помощью конических ниппелей и стяжных болтов. Расстояние между верхним и нижним ниппельными отверстиями составляет 1100 мм.
Пакеты секций устанавливают на кирпичные стенки топки и соединяют между собой при помощи отводов и тройников. К передним секциям котла крепят фронтальную плиту, которая оборудована загрузочной и зольниковой дверками, а также имеет отверстие для подачи воздуха в топку.
С обеих сторон котла, вдоль его оси располагаются боковые газоходы из кирпича.
Питание котла водой осуществляют через задний нижний тройник, откуда вода направляется в секции правого и левого пакетов котла, нагревается и через верхний передний тройник поступает в отопительную систему.
Рис. 4.9. Котел «Универсал-6»
1 — зольная дверка (подвод воздуха); 2 — чугунная плитка; 3 — загрузочная дверка; 4 — противовес; 5 — выход горячей воды; 6 — стяжной болт; 7 — ниппель; 8 — средняя секция; 9 — крайняя секция; 10 — скоба связи; 11 — трос к шиберу; 12 — вход обратной воды; 13 — шибер
400
Рис. 4.10. Котел «Универсал-бМ»
1 — труба с отверстиями; 2 — опрокидывающиеся колосники; 3 — рукоятка для опрокидывания колосников
Для обеспечения последовательного движения воды через каждую секцию пакета предусмотрена установка стяжных болтов со специальными шайбами с прорезями, которые устанавливают в ниппелях верхнего и нижнего коллекторов таким образом, чтобы их прорези в первом случае находились вверху, а во втором — внизу (рис. 4.11). Прорези в шайбах верхнего коллектора служат для удаления воздуха, в нижних — для спуска воды и удаления шлама. В результате установки шайб происходит последовательное чередование подъемного и опускного движения воды, что существенно снижает‘температуру стенки секции.
Колосники устанавливают на подколосниковые балки, заделанные в кирпичную балку. Снаружи секции покрываются специальной теплоизолирующей мастикой.
Топливо периодически при помощи совковой лопаты забрасывается на колосниковую решетку, где происходит его горение. Образовавшиеся продукты сгорания поднимаются вверх, омывают торцевые поверхности секций, затем поступают в щели, образованные между соседними секциями, и поворачивают на 180°, опускаются по газовым каналам межу стыкующими ребрами секций, омывая боковые поверхности секций, и поступают вниз в боковые газоходы, откуда направляются в боров.
Тяга котла регулируется шиберами, установленными за котлом.
2 3
Рис. 4.11. Устройство для организации прямоточного движения воды в чугунных секционных котлах
1 — нижняя шайба; 2 — верхняя шайба; 3 — стяжной болт; 4 — секция котла
Котел «Универсал-бМ» является дальнейшей модернизацией котла «Универсал-6». Для улучшения циркуляции воды в нем сделан более плавный вылет топочной части секций и увеличена его прочность. Кроме того, расширена колосниковая решетка до 1030 мм, а колосники в топке установлены продольно. Один ряд колосников выполняется опрокидывающимся, что облегчает процесс удаления шлака из топки.
Котел «Минск-1» (рис. 4.12) относят к котлам с межниппельным расстоянием 1330 мм, что позволяет получить больший теплосъем с одной секции.
Отличительными особенностями котла являются:
трубчатые секции вместо коробчатых, повышающие прочность конструкции;
наличие межтрубного пространства внутри секций, что позволяет организовать многоходовое движение газов;
использование шайбового устройства, что ведет к увеличению скорости движения воды по секциям;
наличие большого числа специальных лючков не только сверху котла, но и с фронта, что облегчает его обслуживание.
Рис. 4.12. Котел «Минск-1»
а — вид сбоку; б — продольный разрез; 1 — колосниковая решетка; 2 — секция; 3 — межтрубное пространство (газоход); 4 — крышка лючка; 5 — перегородка для создания многоходового движения газов; 6 — передняя поворотная камера; 7 — шибер в задней поворотной камере; 8 — съемная крышка газоходов
Котел состоит из двух пакетов однотипных секций. Пакеты устанавливают на кирпичных стенках топки и соединяют между собой отводами и тройниками в верхней части котла по фронту и с обратной стороны котла. На стенках межтрубного пространства секций выполнены приливы для съемных перегородок.
Котлы могут компоноваться в двух вариантах: 1) с перегородками, размещенными на приливах секций, с вертикальными крышками, перекрывающими межтрубное пространство передних секций и кирпичными стенками в межтрубном пространстве задних секций, образующими многоходовое движение газов. Аэродинамическое сопротивление котла в этом случае составляет примерно 230 Па; 2) без перегородок, вертикальных крышек и кирпичных стенок в межтрубном пространстве, аэродинамическое сопротивление котла в этом случае составляет примерно 90 Па. С обеих сторон пакетов, вдоль них выкладывают из кирпича боковые газоходы, которые с фронта соединяют с передними поворотными камерами, а сзади — перекрывают кирпичом.
Задние поворотные камеры имеют шиберы для регулирования разрежения в топке, которые приводятся в действие тягами, выведенными на фронт.
Котел работает следующим образом: из топки газы поднимаются к верху секций, омывают их, затем, повернув вокруг стыкующих ребер секций каждого пакета котла, опускаются по каналам газоходов, попадая в сборный газоход, и движутся к фронту котла, омывая торцы нижней части секций, попадают в передние поворотные камеры, проходят ее подъемную часть и далее в зависимости от компоновки межтрубного пространства секций могут двигаться двумя путями. При компоновке по первому варианту — зигзагообразно сверху в низ по трем горизонтальным газоходам, после чего выходят из котла. По второму варианту — от фронта к сборному газоходу, сразу по всему сечению межтрубного пространства, после чего также выходят из котла.
Вода подводится в котел через задний верхний тройник, отводится — через передний. Вода движется следующим образом. Из заднего верхнего тройника вода попадает в ниппельные отверстия задних секций и, встретив на пути шайбы, установленные на стяжных болтах во вторых верхних ниппелях, опускается по двум крайним секциям вниз, проходит первые и вторые нижние ниппели и вновь встречает шайбы на стяжных болтах, в третьих нижних ниппелях поворачивает на 180° и поднимается по треть
им секциям. Далее аналогичным образом вода достигает передних секций и выходит из верхнего переднего тройника.
4.3.	Стальные секционные котлы
Стальные секционные котлы используют в небольших отопительных котельных и изготавливают, как правило, кустарным способом, но в силу их простоты имеют достаточно широкое применение. Недостатком этих котлов является относительно низкая экономичность и высокая металлоемкость.
Стальной секционный трубчатый котел HP-18 (рис. 4.13) состоит из двух пакетов — правого и левого. Пакеты могут быть разной длины в зависимости от теплопроизводительности котла. Пакеты котла сваривают из отдельных секций, каждая из которых состоит из трех вертикальных труб диаметром 89 мм. Вертикальные трубы ввариваются внизу и вверху в горизонтальные трубы диаметром 100 мм, расположенные вдоль продольной оси котла. Наличие трех рядов труб, соединенных параллельно в секциях котла, условия нагрева которых различны, приводит к усиленному накипеобразованию и частому пережогу труб, обращенных в топку.
Рис. 4.13. Котел НР-18
Стальной секционный трубчатый котел «НИИСТУ-5» (рис. 4.14) состоит из Г-образных труб диаметром 76 мм, образующих боковые и потолочные экраны с шагом 150 мм, соединенных вверху и внизу коллекторами диаметром 108 мм. Задняя и передняя стенки выполняются в виде экрана из вертикальных труб диаметром 76 мм и шагом 144 мм. С тыльной стороны труб боковых экранов приварены ребра, образующие конвективный газоход и дополнительную конвективную поверхность. Продукты сгорания, поднимаясь к потолочному экрану, поворачивают в промежутки между трубами экранов и опускаются по конвективным газоходам, омывая оребренную поверхность труб.
Вода подводится к двум нижним задним коллекторам, а отводится в систему через верхний коллектор.
Котел устанавливают на фундамент и изолируют кирпичной обмуровкой.
В табл. 4.1 приведены технические характеристики некоторых секционных котлов.
Рис. 4.14. Котел «НИИСТУ-5»
1 — трубы бокового экрана; 2 — ребра; 3 — верхний коллектор; 4 — трубы заднего экрана; 5 — нижний коллектор
Таблица 4.1
Техническая характеристика стальных и чугунных секционных котлов
Марка котла	Площадь поверхности нагрева, м2	Число секций	
		всего	средних
«Универсал-6»	18,8	18	14
	24,2	22	18
	28,6	26	22
	33,0	30	26
	37,4	34	30
	41,8	38	34
	46,2	42	38
«Универсал-бМ»	24,2	22	18
	33,0	30	26
	41,8	38	34
«Минск-1»	36,8	18	18
	55,2	26	26
	73,6	34	34
«НР-18»	27,0	16	16
	40,0	24	24
	53,0	32	32
«НИИСТУ-5»	25,2	4	2
	32,3	5	3
	39,4	6	4
	46,5	7	5
4.4.	Стальные водогрейные жаротрубнодымогарные котлы для сжигания газообразного топлива
В настоящее время выпускается достаточно большое число стальных водогрейных жаротрубно-дымогарных котлов как отечественными производителями, так и за рубежом. Их широкое применение объясняется простотой монтажа (котел, как правило, поступает моноблоком полной заводской готовности), простотой обслуживания, хорошей ремонтопригодностью, а также способностью работать при давлении в топке выше атмосферного (под наддувом). К числу достоинств можно отнести их высо
кую аккумуляционную способность (запас теплоты) из-за большого запаса воды внутри котла, что удобно при резких изменениях расхода горячей воды. К недостаткам таких котлов можно отнести их высокую металлоемкость, а также возможность работы при относительно низких давлениях воды, не более 0,7 МПа.
Жаротрубно-дымогарные котлы имеют, как правило, цилиндрический корпус, расположенный горизонтально. Внутри корпуса у водогрейных котлов находится горячая вода, у паровых — водяной и паровые объемы, где в свою очередь размещаются одна или иногда две жаровые трубы. В переднем торце каждой жаровой трубы устанавливается, как правило, наддувная (вентиляторная) горелка, рассчитанная на сжигание газообразного или жидкого топлива. Таким образом, жаровая труба является топочной камерой, в которой сгорает практически все топливо. В зависимости от длины и избыточного давления применяются гладкие или волнистые жаровые трубы. Расположены они всегда в нижней части водяного пространства, что повышает теплообмен и улучшает циркуляцию котловой воды. В Германии имеются нормативные акты, требующие устанавливать две жаровые тубы при мощности котла более 10 МВт. В других странах нет жестких требований по соотношению мощности и числа жаровых труб.
Если изготовитель котла не подчеркивает, что котел трехходовой, значит, горелка практически прямоточная и образует длинный факел. Продукты сгорания достигают противоположной водоохлаждаемой стенки, разворачиваются на 180° и двигаются в сторону передней стенки. Здесь они попадают в кольцевую камеру, из которой по дымогарным трубкам двигаются опять в сторону задней стенки, отдавая теплоту котловой воде.
Если в названии котла присутствует термин «трехходовой», значит продукты сгорания после жаровой трубы возвращаются назад уже по дымогарным трубам, расположенным, как правило, ближе к жаровой трубе, поворот осуществляется в так называемой поворотной камере, продукты сгорания в этой камере разворачиваются на 180° и поступают в дымогарные трубки второго газохода. У фронтовой стены котла дымовые газы в передней кольцевой камере делают еще один поворот и приходят по дымогарным трубам третьего хода в сторону задней стенки. Передняя кольцевая камера имеет один или два люка, позволяющих производить осмотр и чистку дымовых труб. Для более полного использования теплоты дымовых газов в дымогарных
трубах третьего газохода, как правило, устанавливаются специальные турбулизаторы из жаростойкой стали. Такой же эффект достигается иногда без вставок, за счет специальной формы самих трубок. В более крупных котлах повышение экономичности достигается установкой экономайзера. На рис. 4.15 показана схема такого котла, при этом заслонка в верхней части дымовой камеры позволяет пропустить часть продуктов сгорания напрямую, шунтируя экономайзер, что позволяет при изменении нагрузки или недопустимом снижении температуры обратной котловой воды поддерживать постоянную температуру уходящих газов, избегая снижения температуры дымовых газов ниже точки росы.
Рис. 4.15. Схема работы жаротрубного котла с экономайзером
1 — вход воды в котел; 2 — экономайзер; 3 — гляделка; 4 — топочная камера (жаровая труба); 5 — дымогарные трубы; 6 — выход воды из котла; 7 — патрубок для установки предохранительного клапана; 8 — заслонка для изменения направления движения газов с приводом
Цилиндрический корпус жаротрубных котлов всегда покрыт высокоэффективной теплоизоляцией толщиной 100—120 мм. Поверх изоляции корпус обычно обшивают оцинкованными или алюминиевыми листами.
На корпусе котла имеются патрубки подающей и обратной воды (на паровых котлах — питательной воды и насыщенного пара). Для слива воды имеется специальный штуцер. На верхней части корпуса имеются штуцеры для предохранительных клапанов и контрольно-измерительных приборов. На паровых котлах обязательно установлены указатели уровня воды. На вер
хней части крупных котлов обычно имеется площадка для обслуживания арматуры и контрольно-измерительных приборов.
Камеры сгорания в жаротрубных котлах работают обычно при избыточном давлении, поэтому установка дымососа для удаления газов не требуется. Воздух для горения обычно подается вентилятором, встроенным в горелочный блок.
На рис. 4.16 приведено устройство газотрубных котлов марки «СТАВАН» и «ЗИОСАБ». Котел представляет собой горизонтальную цилиндрическую конструкцию, включающую корпус, дверцу топки, короб дымовых газов, опору, теплоизоляцию и декоративную облицовку. На верхней образующей корпуса расположены патрубки подвода и отвода воды с фланцами, два патрубка для установки предохранительных клапанов и серьги для подъема котла. В нижней части корпуса установлена дренажная труба.
Рис. 4.16. Устройство жаротрубных котлов марки «СТАВАН» и «ЗИОСАБ»
1 — корпус; 2 — коллектор; 3 — настил; 4 — переходник; 5 — короб дымовых газов; 6 — облицовка; 7 — опора; 8 — дымогарные трубы; 9 — завихрители;
10— дверца топки; 11 — горелка; 12 — теплоизоляция; 13 — строповая серьга
Корпус котла состоит из двух соосных обечаек (внутренней и наружной), соединенных между собой в передней части плоским кольцом с отверстиями для труб. С задней стороны каждая обечайка закрыта своим приварным днищем с просветом между ними. Днища скреплены друг с другом анкерами. В кольцевом пространстве между обечайками расположены дымогарные трубы конвективного пучка.
Полость внутренней обечайки корпуса образует топочную камеру тупикового (карманного) типа. Движение дымовых газов в
топке реверсивное. Дымовые газы возвращаются к дверце, проходя внутри дымогарных труб, в которые установлены завихрители (интенсификаторы теплообмена), и поступают в короб дымовых газов, откуда через патрубок выводятся в дымовую трубу.
С передней стороны корпуса на специальных петлях подвешивается дверца топки. Со стороны топки дверца защищена толстой изоляционной плитой из керамической фибры. На дверце приварен опорный фланец для крепления горелки. Дверца оборудована гляделкой, к которой может подводится воздух от горелки для уменьшения загрязнения стекла.
К заднему торцу наружной обечайки корпуса на 4 шпильках крепится дымовой короб, представляющий собой коробчатую конструкции с теплоизоляцией из минеральной ваты. В верхней части короба расположен дымовой патрубок с гнездом для установки термометра. В нижней части короба расположен лючок для удаления загрязнений при чистке дымовых труб. С нижней образующей короба патрубком осуществляется дренаж конденсата, образующегося при разогреве воды отопительного контура. На верхней части корпуса котла расположена площадка для обслуживания (съемные листы из рифленой стали).
Котел работает под наддувом с применением автоматизированной вентиляторной блочной горелки. Котлы выпускаются теплопроизводительностью от 125 до 3000 кВт.
На рис. 4.17 приведено устройство котла фирмы VISSMANN, а также устройство для интенсификации теплообмена и увеличения прочности конвективной отопительной поверхности из труб. Так трубы с продольными ребрами внутри имеют в 2,5 раза большую поверхность теплообмена, чем гладкие, при этом обеспечивается более высокая прочность.
4.5.	Компоновка водотрубных котлов
Под компоновкой котлов понимается взаимное расположение газоходов и поверхностей нагрева. На рис. 4.18 приведены компоновки котлов, получившие практическое применение.
Наиболее распространена П-образная компоновка (рис. 4.18,а,б). Преимуществом ее является подача топлива в нижнюю часть топки и вывод продуктов сгорания из нижней части конвективной шахты. Недостатком этой компоновки является неравномерное заполнение газами топочной камеры и неравномерное омывание продуктами сгорания поверхностей нагрева, расположенных в верхней части котла.
Рис. 4.17. Котел Paromat-Triplex с многослойными конвективными поверхностями нагрева
а — котел; 6 — многослойная дымогарная труба; 1 — водяная полость котла; 2 — внутреннее оребрение дымогарных труб; 3 — пульт управления; 4 — теплоизоляция дверей котла; 5— продолжение жаровой трубы с поворотом дымовых газов на 180°; 6 — топочная камера (жаровая труба); 7 — многослойная дымогарная труба; 8 — теплоизоляция котла
Рис. 4.18. Схемы компоновки котлов
а — П-образная; б — П- образная двухходовая; в — Т-образная с двумя конвективными шахтами; г — с U-образными конвективными шахтами; д — с U-об-разной топкой; е — башенная
Т-образная компоновка с двумя конвективными шахтами, расположенными по обе стороны топки, с подъемным движением газов в топке (рис. 4.18,в) позволяет уменьшить глубину конвективной шахты и высоту горизонтального газохода, но наличие двух конвективных шахт усложняет отвод газов.
Трехходовая компоновка с двумя U-образными конвективными шахтами (рис. 4.18,г) иногда применяется при верхнем расположении дымососов.
Башенная компоновка (рис. 4.18,е) применяется для пиковых котлов (котлов, покрывающих пиковые тепловые нагрузки, которые не может покрыть ТЭЦ) для использования самотяги газоходов.
U-образная компоновка (рис. 4.18,3) с нисходящим движением продуктов сгорания в топке и подъемным в конвективной шахте обеспечивает хорошее заполнение топки факелом, низкое расположение пароперегревателей. Недостаток такой компоновки — ухудшенная аэродинамика переходного газохода, обусловленная расположением горелок дымососов и вентиляторов на большой высоте.
4.6.	Стальные водотрубные водогрейные котлы для сжигания газообразного топлива
Водогрейные котлы типа ТВГ. Теплофикационные водогрейные газовые котлы (ТВГ) теплопроизводительностью 4650 кВт (ТВГ-4 ) и 9300 кВт ( ТВГ-8 ) различаются габаритами. Котлы секционные, сварные предназначены для работы на газе с нагревом воды не более 150 °C .
Конвективная и радиационная поверхности котла ТВГ (рис. 4.19) состоят из отдельных секций, которые выполнены из труб диаметром 51x2,5 мм. Трубы в секциях конвективной поверхности расположены горизонтально, а в секциях радиационной поверхности — вертикально. Радиационная поверхность состоит из пяти секций экранов, три из которых двойного облучения и делят топку на четыре части. Конвективную поверхность нагрева выполняют из различного числа секций. Дымовые газы омывают трубки конвективной поверхности поперечным потоком, а радиационной поверхности — в основном продольным потоком.
Котел оборудован подовыми горелками, которые размещены между секциями радиационной поверхности. Схема движения воды в котлах показана на рис. 4.20. Вначале вода для подогрева поступает в два нижних коллектора 1 конвективной поверхности; пройдя последнюю, она собирается в верхних коллекторах 2 и далее по потолочно-фронтовым трубам 3 направляется в нижний коллектор 4 потолочного экрана, откуда по потолочнофронтовым трубам 5 поступает в верхний коллектор 6. После этого вода последовательно проходит экраны — левый боковой 7, три двухсветных 8 и правый боковой. Нагретая вода через коллектор правого бокового экрана выходит в теплосеть. Основные технические характеристики котлов типа ТГВ приведены в табл. 4.2.
Водогрейные котлы типа КВ. Стальные прямоточные водогрейные котлы КВ-ГМ унифицированной серии выпускаются различных типоразмеров по теплопроизводительности. Котлы предназначены для установки на ТЭЦ, в производственно-отопительных и отопительных котельных, работающих на газообразном и жидком (мазут) топливе. Трубная часть котлов типа КВ состоит из конвективной поверхности нагрева, набираемой из змеевиков диаметром 28x3 мм, фестона и экрана, выполненных из труб диаметром 60x3 мм. Стены топочной камеры котлов экранированы трубами диаметром 60x3 мм. У котлов тепло-
4650
A—A
R —R
Рис. 4.19. Стальной водогрейный котел ТВГ-8
Выход воды
Рис. 4.20. Схема движения воды в котлах типа ТВГ
Таблица 4.2
Основные технические характеристики водогрейных котлов типа ТВГ
Параметр	ТВГ-4	ТВГ-8
Теплопроизводительность, кВт Площадь поверхности нагрева, м2 Температура уходящих газов, °C Температура воды, °C: нагретой обратной КПД котла, % Габариты, мм: длина ширина высота	4650 140 180 150 70 91,5 3500 3840 4000	9300 282 180 150 76 91,5 4900 3840 4650
производительностью 11,6, 23 и 35 МВт топочная камера разделена перегородкой на собственно топку и камеру догорания. При этом дымовые газы поступают в конвективный блок снизу и отводятся сверху. В котлах пониженной теплопроизводитель-ности (4,65 и 7,56 МВт) камера догорания отсутствует. Дымовые газы проходят через конвективные поверхности сверху (через верхние проемы в задней стенке топки ) и удаляются из котла снизу. Котлы имеют надтрубную обмуровку с непосредственным креплением к трубам.
Котлы типа KB-ГМ в зависимости от теплопроизводительно-сти (4,65—209 МВт) выпускают следующих типоразмеров: КВ-ГМ-4, КВ-ГМ-6,5, КВ-ГМ-10, КВ-ГМ-20, КВ-ГМ-30, КВ-ГМ-50, КВ-ГМ-100 и КВ-ГМ-180.
Для удаления отложений с наружных поверхностей труб конвективной части котлы снабжены дробеочистительным устройством.
Котлы КВ-ГМ-4 и КВ-ГМ-6,5 (рис. 4.21) теплопроизводительностью соответственно 4,65 и 7,56 МВт имеют единый профиль, так же как и котлы КВ-ГМ-10, КВ-ГМ-20, КВ-ГМ-30 (рис. 4.22) мощностью 11,6; 23 и 34,8 МВт и различаются размерами (глубиной) топочной камеры и конвективной шахты.
-3,544
Рис 4.21. Водогрейные котлы КВ-ГМ-4 и КВ-ГМ-6,5
Котлы КВ-ГМ-50 и КВ-ГМ-100 (рис. 4.23) теплопроизводительностью соответственно 58 и 116 МВт по конструкции сходны и отличаются только размерами и имеют П-образную компоновку. Топки полностью экранированы, причем трубами боковых экранов покрываются (экранируются) пол и потолок. На передней стенке топки размещены горелочные устройства: на котлах КВ-ГМ-50 две горелки РГМГ-20, на котлах КВ-ГМ-100 — три горелки РГМГ-30.
Рис. 4.22. Водогрейные котлы КВ-ГМ-10 и КВ-ГМ-20
1 — горелочное устройство; 2 — экран; 3 — дробеочистительное устройство;
4 конвективная часть котла; 5 — перегородка в топке
Рис. 4.23. Котлы КВ-ГМ-50 и КВ-ГМ-100 (в скобках даны размеры для котла КВ-ГМ-100)
1920
Вид Г для КВ-ГМ-50
На некоторых тепловых станциях установлены газомазутные котлы КВ-ГМ-180 теплопроизводителъностью 209 МВт, выполненные с Т-образной компоновкой, котлы экранированы и оборудованы шестью горелками. Основные технические характеристики котлов типа KB-ГМ приведены в табл. 4.3.
Таблица 4.3
Основные технические данные котлов типа КВ-ГМ
Тип котла	Тепло-производитель-ность, МВт	Площадь поверхности нагрева котла,		Аэродинамическое сопро-тивле-ние, Па	Габариты, мм		
		род	и "конв		длина	ширина	высота
КВ-ГМ-4	4,65	38,6	88,7	260	7260	5150	4000
КВ-ГМ-6,5	7,56	49	150,4	260	8760	5150	4000
КВ-ГМ- ю	11,63	82	221,5	600	8350	6000	10500
КВ-ГМ-20	23,26	105	406	730	11300	6000	10500
КВ-ГМ-30	34,89	126,8	593	770	13000	6000	11400
КВ-ГМ-50	58,15	245	1223	980	10520	10000	13400
КВ-ГМ-100	116,3	325	2385	1167	14166	10100	13450
КВ-ГМ-180	209	568	5320	1520	7300	14400	29380
Котлы типа ПТВМ выпускают средней и большой теплопро-изводительности для работы на газообразном, жидком и твердом топливе. Эти котлы бывают с П-образной компоновкой и башенной конструкции.
Теплофикационный водогрейный газомазутный котел ПТВМ-ЗОМ (рис. 4.24) выполнен по П-образной схеме и состоит из топочной камеры 1, конвективной шахты 2 и соединяющей их поворотной камеры 3. Все стены топочной камеры котла, а также задняя стенка и потолок конвективной шахты полностью экранированы трубами диаметром 60x3 мм с шагом s = 64 мм. Боковые стены конвективной шахты с целью защиты подвесной обмуровки закрыты трубами диаметром 84x4 мм с шагом s = 128 мм.
Конвективная поверхность нагрева котла, выполненная из труб диаметром 28x3 мм, состоит из двух пакетов по ходу газов. Змеевики конвективной части собраны в ленты по шесть-семь штук, которые присоединены к вертикальным стоякам.
Каркас котла имеет шесть колонн с рамой, расположенной на высоте 5150 мм, которая служит опорой для топочных блоков и конструкций конвективной шахты. Облегченная обмуровка
котла крепится непосредственно к экранным трубам с помощью шпилек, приваренных к ним. На шпильки диаметром 12 мм с шагом 500—600 мм последовательно крепят крафт-бумагу и металлическую плетеную сетку с ячейками размером 20x20 мм. По сетке наносят слой шамотобетона толщиной 20 мм. Затем между шпильками вкладывают элементы из минеральной ваты толщиной 80 мм, которые сшивают между собой и притягивают к каркасным балкам вязальной проволокой. После этого накладывают слой магнезиальной штукатурки толщиной 10 мм и наносят слой газонепроницаемой обмазки. Общая толщина обмуровки котла — 110—112 мм.
Рис. 4.24. Водогрейные котлы типа ПТВМ
Котел предназначен для работы на газе (теплопроизводитель-ность 46 МВт) и на мазуте (теплопроизводительность 40 МВт). Он оборудован шестью газомазутными горелками, установленными по три на каждой боковой стенке топки. Для очистки
внешних поверхностей нагрева предусмотрено дробеочистительное устройство 4. Дробь поднимается в верхний бункер с помощью пневмотранспорта от специальной воздуходувки. Тяга в котле обеспечивается дымососом, а подача воздуха — двумя вентиляторами, работающими параллельно на общий воздуховод. Вода в котле движется принудительно по прямоточной схеме. При основном отопительном режиме поток воды в котле имеет десять ходов.
Водогрейный теплофикационный котел ПТВМ-50 (см. рис. 4.24) имеет башенную компоновку и выполнен в виде прямоугольной шахты, в нижней части которой находится полностью экранированная топочная камера. Экранная поверхность площадью 116 м2 изготовлена из труб диаметром 60x3 мм с шагом 64 мм и состоит из двух боковых 1, фронтового 2 и заднего 5 экранов. Сверху (над топочной камерой) размещается конвективная поверхность нагрева котла 4 площадью 1110 м2. Эта поверхность образована трубами диаметром 28x3 мм и выполнена в виде змеевиковых пакетов.
Топка котла оборудована 12 газомазутными горелками, 6 — с 12 индивидуальными дутьевыми вентиляторами. Горелки расположены на боковых стенках (по шесть горелок на каждой стороне). Над каждым котлом устанавливают стальную дымовую трубу 3, которая опирается на его каркас. Дымовая труба имеет диаметр 2,5 м. Поскольку котел работает на естественной тяге, высота трубы достигает 53 м, считая от поверхности пола котельной.
Котел устанавливается полуоткрыто, поэтому в помещении размещается лишь нижняя часть (горелочные устройства, арматура, вентиляторы и т. д.) до отметки 6—7 м, а все остальные элементы котла расположены на открытом воздухе. Обмуровка котла выполнена надтрубной облегченного типа. Вся трубная Насть котла подвешивается к раме каркаса, изготовленного из профильного металла. На монтажную площадку котлы ПТВМ-50 поставляют крупными блоками вместе с элементами каркаса.
Топочная камера разделена на четыре угловых блока. Масса каждого блока вместе с обмуровкой 12 т, а масса металлических частей блока без обмуровки 8 т. Конвективная часть котла разбита на шесть блоков массой по 5 т каждый.
Вода в котле циркулирует с помощью насосов. Расход воды зависит от режима работы котла: при работе в зимний период применяется четырехходовая схема циркуляции воды (рис. 4.25,а), в летний период — двухходовая (рис. 4.25,6). При четы
рехходовой схеме циркуляции вода из теплосети подводится в один нижний коллектор и последовательно проходит через все элементы поверхности нагрева котла, совершая подъемно-опускные движения, после чего также через нижний коллектор отводится в тепловую сеть.
Рис. 4.25. Схемы движения воды в котле ПТВМ-50
а — в зимний период; б — в летний; 1 — коллекторы подводящие и отводящие;
2 — соединительные трубы; 3 — фронтовой экран; 4 — конвективный пучок;
5 и 6 — левый и правый боковые экраны; 7 — задний экран; 8 — коллекторы контуров
При двухходовом режиме вода поступает одновременно в два нижних коллектора и, перемещаясь по поверхности нагрева (как показано стрелками), нагревается, а затем удаляется в тепловую сеть. При двухходовой схеме циркуляции через котел пропускается почти в 2 раза больше воды, так как при этом режиме работы котла нагревается большее количество воды (чем в зимний период), и она поступает в котел с более высокой температурой (110 вместо 70 °C ).
Нормальный расход воды при четырехходовой схеме в среднем составляет 600 т/ч. Скорость движения воды в трубах поверхности нагрева равна 1,2—1,45 м/с. Гидравлическое сопротивле
ние котла при двухходовом режиме — 60 кПа, а при четырехходовом — 100 кПа; сопротивление в газовом тракте — 220—250 Па; КПД котла — 0,88—0,9; теплопроизводительность — 58,15 МВт.
Котлы ПТВМ-100 с теплопроизводительностью 116,3 МВт аналогичны по конструкции котлам ПТВМ-50. Они предназначены для работы на газе и мазуте. Их применяют в качестве теплофикационных (пиковых) котлов на ТЭЦ, а также в виде основного оборудования в районных отопительных котельных. Основные технические характеристики котлов типа ПТВМ приведены в табл. 4.4.
Таблица 4.4
Основные технические данные котлов типа ПТВМ
Показатели	ПТВМ-30	ПТВМ-50	ПТВМ-100	ПТВМ-180
Теплопроизводительность, МВт	40-47	58	116	209
КПД при номинальной нагрузке, %: при работе на газе » .	» на мазуте	91 88	90 88	87 87	89 87
Площадь лучевоспринимаю-щей поверхности нагрева, м2	129	139	184	479
Площадь конвективной поверхности нагрева, м2	693	1215	2960	5500
Объем топочной камеры, м3	80	125	245	461
Число устанавливаемых горелок	6	12	16	20
4.7.	Модернизация котлов типа КВ-ГМ и ПТВМ
В настоящее время котлы КВ-ГМ и ПТВМ выпускаются промышленностью. В эксплуатации также находится большое число котлов этих типов. Поэтому предприятия — производители этих котлов — предлагают ряд мероприятий, направленных на их модернизацию. К числу этих мероприятий относятся.
1.	Замена существующей конвективной части, составленной из змеевиков из труб диаметром 28x3 мм, на мембранные панели из труб увеличенного диаметра (38x4 мм) с одновременным увеличением проходного сечения по газу. U-образные трубы диаметром 38x4 мм соединяются в панели с помощью проставок
(полос) сечением 4x23 мм непрерывным сварным швом по всей длине прямых участков труб.
Предлагаемая реконструкция не затрагивает компоновочные решения в целом по котлу, сохраняет без изменения гидравлическую схему циркуляции воды. Гидравлическое и аэродинамическое сопротивления новой улучшенной конвективной части не хуже показателей базовой конструкции. На рис. 4.26 показан пример использования таких поверхностей при реконструкции котла ПТВМ-100.
Рис. 4.26. Реконструкция котла ПТВМ-100 с заменой конвективной части мембранной из труб
Использование данного решения позволяет: повысить надежность работы котла в результате уменьшения вероятности перекрытия проходных сечений конвективных труб внутренними отложениями из-за их увеличенного диаметра; обеспечить надежное фиксирование труб в пучке, за счет плавников; уменьшить интенсивность наружных загрязнений и ослабить низкотемпературную сернокислотную коррозию при работе на мазуте за счет увеличения проходного сечения для потока газов. Также улучшаются условия очистки конвективных поверхностей.
Данный вид модернизации ведет к увеличению ресурса поверхностей нагрева не менее чем в два раза.
Для сохранения расчетной теплопроизводительности необходима установка дополнительных панелей, для чего производится опускание нижнего раздаточного коллектора на необходимую величину. Масса котла при этом возрастает.
2.	Для улучшения условий теплообмена предлагается использовать взамен старых гладкостенных труб трубы равного или увеличенного диаметра с наружным спиральным оребрением лентой (рис. 4.27,а).
Рис. 4.27. Повышение эффективности тепловосприятия конвективных труб
а — использование оребрения; 6 — получение плавников путем обжатия
Применение оребренных труб вместо гладкостенных позволяет сократить расход труб в 2,5—3 раза, уменьшить общую массу поверхности нагрева в 1,5 раза, уменьшить габариты поверхности нагрева по высоте до 30 %.
На рис. 4.28 Показан пример реконструкции котла КВ-ГМ-100 с использованием как мембранных, так и оребренных труб увеличенного диаметра.
Подобная реконструкций ведет кроме указанных выше преимуществ к снижению температуры уходящих газов до 20 °C и снижению массы металла до 15 т.
А—А
ю
Рис. 4.28. Реконструкция котла КВ-ГМ-100 с использованием мембран из труб и оребренных труб
3.	Для улучшения аэродинамических и теплотехнических свойств конвективных поверхностей предлагается использование двухслойных плавниковых труб без сварочных операций путем обжима толстостенной внутренней трубы тонкостенной оболочкой толщиной 2 мм до образования профиля плавниковой трубы. Причем профилю можно придать любую оптимальную форму в зависимости от конкретных условий эксплуатации (рис. 4.27,6). Двухслойные плавниковые трубы обладают повышенной износостойкостью и пониженной загрязняемостью.
4.	С целью повышения эффективности котельной установки в целом предлагается использование установок по глубокому снижению температуры уходящих газов. Одним из эффективных способов является установка водовоздушного теплообменника в тракт рециркуляции горячего воздуха (рис. 4.29).
Рис. 4.29. Установка по глубокому снижению температуры уходящих газов
1 — котел; 2 — воздухоподогреватель; 3 — водовоздушный теплообменник; 4 — вентилятор рециркуляции; 5 — основной дутьевой вентилятор
Воздух подается в воздухоподогреватель с помощью дутьевого вентилятора. Подогретый до высокой температуры (250— 300 °C) воздух подается в котел, а часть его — 30 % — обратно на вход в воздухоподогреватель по линии рециркуляции. Перед вентилятором рециркуляции устанавливается водовоздушный теплообменник, рабочей средой в котором служит вода, нагретая до 80 °C. В теплообменнике вода нагревается до 150 °C и используется в системе теплоснабжения.
Водовоздушный теплообменник изготавливают из оребренных труб.
Дополнительный эффект от использования такой установки ведет к снижению температуры уходящих газов на 30—40 °C, а также к снижению выбросов окислов азота за счет снижения температуры горячего воздуха, поступающего в топку котла.
Глава 5. Паровые котлы
5.1.	Устройство и принцип работы паровых котлов
Паровым котлом называется устройство для выработки пара, использующее для этих целей теплоту сгорания органического топлива.
Простейшим котлом, с которого началось развитие паровых котлов, является цилиндрический котел, схема которого приведена на рис. 5.1. Вода в таком котле подается в барабан по питательному трубопроводу, а полученный пар собирается в сухопарнике и отводится по паропроводу к потребителю. Верхняя поверхность воды в барабане, где происходит образование пара, называется зеркалом испарения. Под барабаном располагается топочная камера, в которой происходит сжигание топлива. Горячие дымовые газы, омывая барабан, отдают теплоту воде и охлажденные уходят в дымовую трубу. Поверхность, омываемая с одной стороны дымовыми газами, а с другой стороны — нагреваемой водой, называется поверхностью нагрева котла. Обмуровка котла выполняется из красного или огнеупорного кирпича и образует газоплотные поверхности, препятствующие потере теплоты дымовых газов в окружающую среду и подсосу внешнего воздуха в газоходы котла. В обмуровке имеются необходимые для эксплуатации котла дверцы, лазы, лючки, гляделки, заслонки, называемые гарнитурой котла.
Обеспечение надежности и безопасности работы котла достигается установкой соответствующей арматуры: манометров, пре
дохранительных клапанов, водоуказательного стекла и пробных кранов, запорных и регулирующих приспособлений на трубопроводах.
Рис. 5.1. Простой цилиндрический котел
7 — барабан; 2 — сухопарник; 3 — топка; 4 — водоуказательное стекло;
5 — манометр; 6 — предохранительный клапан; 7 — питательный вентиль;
8 — обратный клапан; 9 — паровой вентиль; 10 — обмуровка котла; 11 — дымовая заслонка
Обладая несомненной простотой, такой котел имеет ряд крупных недостатков: низкий коэффициент полезного действия, большую металлоемкость, ограничения по давлению и производительности.
Поэтому сразу же началось его совершенствование путем введения трубных поверхностей нагрева для общего увеличения поверхностей нагрева.
Развитие шло по двум направлениям — по пути создания газо- и водотрубных котлов (рис. 5.2).
В газотрубных котлах дымовые газы проходят внутри труб, а вода омывает их снаружи, а в водотрубных котлах наоборот.
В зависимости от угла наклона кипятильных труб к горизонту водотрубные котлы разделяют на горизонтально-водотрубные (с небольшим углом наклона труб) и вертикально-водотрубные (с углом наклона 50° и более).
В настоящее время горизонтальные водотрубные котлы не выпускаются.
Жаротрубные котлы, где в барабане размещены одна или две жаровые трубы большого диаметра, тоже не выпускаются из-за большой металлоемкости и малого коэффициента полезного
действия. Практическое применение нашли конструкции, включающие как жаротрубную, так и дымогарную части.
Рис. 5.2. Схемы развития паровых котлов
1 — простой цилиндрический котел; 2— жаротрубный котел; 3 — дымогарный котел; 4 — горизонтально-водотрубный котел; 5 — вертикально-водотрубный котел; 6 — экранный водотрубный котел
Тепловоспринимающие поверхности котла делятся на радиационные и конвективные поверхности нагрева.
Радиационные поверхности нагрева котла расположены в топочной камере и воспринимают теплоту преимущественно в результате лучеиспускания горящего топлива и продуктов сгорания и работают с большим теплонапряжением.
Конвективные поверхности нагрева получают теплоту от дымовых газов непосредственно от соприкосновения с ними движущихся горячих продуктов сгорания.
При работе котла от поверхностей нагрева, обогреваемых с одной стороны дымовыми газами, теплота с другой стороны должна отводиться рабочим веществом (вода, пароводяная смесь, пар), непрерывное движение которого обеспечивается путем создания естественной или принудительной циркуляции.
Естественная циркуляция образуется в замкнутом контуре за счет разности плотностей смеси в опускных и подъемных тру
бах. Принудительная — за счет применения побудителя движения воды (насоса), обеспечивающего принудительную циркуляцию воды через котел. Такие котлы бывают с многократной циркуляцией и прямоточные. Котлы с многократной принудительной циркуляцией из-за сложности их эксплуатации не получили широкого применения. Прямоточные котлы, в которых наблюдается однократная принудительная циркуляция воды и полное испарение происходит за время одного прохождения ее по поверхности нагрева, применяют на крупных энергетических станциях.
На рис. 5.3 изображен простейший контур естественной циркуляции, состоящий из барабана, коллектора и двух труб. Левая из труб контура нагревается и в ней частично образуется пар. Так как плотность смеси пара и воды в ней будет меньше, чем в правой, столб смеси в левой трубе не уравновесит столба жидкости в правой трубе и начнется движение жидкости, называемое естественной циркуляцией. Вода по необогреваеМой опускной трубе движется вниз, а пароводяная смесь по обогреваемой подъемной трубе движется вверх. Получившийся пар удаляется из контура через барабан, а на его место поступает питательная вода. Количество образующегося пара в подъемной трубе контура меньше, чем количество воды, поступающей в опускную трубу за тот же промежуток времени, т.е. не вся вода за один оборот по контуру превращается в пар. Отношение количества воды, проходящей через контур в определенный промежуток времени, к паропроизводительности контура называют кратностью циркуляции. Для котлов с естественной циркуляцией эта величина колеблется в пределах от 10 до 40.
Расчет циркуляции сводится в основном к решению двух уравнений, отражающих массовый баланс и баланс сил. Первое уравнение показывает, что количество рабочего вещества при движении по контуру остается неизменным:
Спод = Соп>	(5-1)
где (7ПОД — количество пара и воды, движущихся в подъемных . трубах , кг/с;
Gon — количество воды, движущейся в опускных трубах, кг/с.
Второе уравнение показывает, что движущий напор циркуляционного контура, создаваемый разностью плотностей воды рв, кг/м3, и пароводяной смеси рсм, кг/м3, умноженной на высоту паросодержащего участка подъемной трубы Лпар, м, уравно
вешивается суммой сопротивлений, возникающих в опускных и подъемных трубах:
Лв=^роп + ^под, Па,	(5.2)
где Рдв — движущий напор, Па, равный Лпар (ув - усм);
ЕДР0П — сумма сопротивлений движению в опускных трубах, Па;
ЕДРпод — сумма сопротивлений движению в подъемных трубах, Па.
Рис. 5.3. Схема естественной циркуляции воды
Избыточную часть движущего напора, оставшуюся после покрытия потерь на сопротивление движению в подъемной трубе, называют полезным напором циркуляции:
Рпол = Рдв-2Дрпод>Па.	(5.3)
Или иначе это можно выразить так:
Лол = Па.	(5.4)
Следовательно, полезный напор служит для преодоления сопротивления движению в опускных трубах.
В результате расчета циркуляции должны быть выбраны число и диаметр опускных и подъемных труб, обеспечивающих необходимую скорость движения жидкостей по трубам для заданной высоты контура.
При недостаточных скоростях может произойти застой и даже опрокидывание циркуляции, т.е. изменение движения воды в подъемных трубах сверху вниз, а в опускных — снизу вверх. Эти явления очень опасны, так как при них в подъемных трубах будут возникать паровые мешки из-за скапливания пузырьков пара, что приведет к местному перегреву стенок и разрыву труб.
Устойчивая циркуляция, обеспечивающая в контуре котла непрерывное движение с необходимой скоростью потоков воды и пароводяной смеси, гарантирует надежную и безопасную работу котла.
Котлы с естественной циркуляцией могут быть как газотрубные, так и водотрубные.
Стационарные паровые котлы подразделяют на следующие типы: Пр — котел с принудительной циркуляцией, Е — с естественной циркуляцией, ЕПр — с естественной циркуляцией и промежуточным перегревом пара, ППр — прямоточный с промежуточным перегревом пара, КПр — с комбинированной циркуляцией и промежуточным перегревом пара. Первое число в обозначении котла после типа показывает паропроизводитель-ность (т/ч), второе — абсолютное давление пара в МПа (кгс/см2), затем проставляется индекс топки: Ж — с жидким шлакозолоуда-лением, В — вихревая, Ц — циклонная, Р — слоевая, Г — газ, М — мазут. В случае если котел работает под наддувом проставляется индекс Н.
5.2.	Чугунные секционные паровые котлы
Чугунные секционные котлы можно использовать как паровые с давлением не выше 0,17 МПа, если их оборудовать барабанным паросборником. Котел соединяется с паросборником подъемными и опускными трубами. Подъемные трубы подсоединяют к верхним ниппельным отверстиям крайних секций котла, а опускные — к нижним (рис. 5.4). Для предотвращения превышения давления в котле выше допустимого на котле устанавливается гидравлический затвор, представляющий из себя
трубу, в которой столб воды уравновешивает давление пара. В случае превышения давления в котле на величину более 10 кПа происходит выброс воды и пара в верхнюю емкость гидравлического затвора. После снижения давления вода из верхней емкости опять заполняет трубу, поддерживая заданное давление.
Рис. 5.4. Схема присоединения чугунного парового котла к системе теплоснабжения
1 — чугунная секция котла; 2 — водоуказательное стекло; 3 — манометр; 4 — гидравлический затвор; 5 — воздушный вентиль; 6 — паросборник; 7 — продувочный кран; 8 — циркуляционная труба; 9 — обратный клапан; 10 — питательный трубопровод; 11 — конденсатный бак; 12 — питательный насос; 13 — спускные краны
На рис. 5.5 показана одна из конструкций паросборника. Паросборник имеет дырчатую трубу, дырчатый затопленный лист и потолочный дырчатый волнистый щит с отверстиями на верхних точках волнистой поверхности. Для организованного движения пара со скоростью не более 3 м/с и только через отвер
стия потолочного щита боковое пространство между щитом и обечайкой паросборника закрыто листами. Питательная вода ( для восполнения испарившейся воды) подводится в паросборник через корыто, благодаря чему равномерно распределяется по всему зеркалу горения.
Рис. 5.5. Конструкция паросборника, вырабатывающего пар влажностью не более 0,2 %
а — продольный разрез; б — поперечный разрез; в — профиль потолочного дырчатого щита; 1 — дырчатая труба; 2 — дырчатый лист; 3 — волнистый потолочный лист; 4 — отверстия для прохода пара в потолочном щите; 5 — патрубок для отвода пара; б — боковые заглушки; 7 — корыто для питательной воды;, 8 — патрубок для присоединения циркуляционной трубы
Пароводяная смесь из котла поступает в дырчатую трубу с двух сторон через верхние тройники котла, проходит через дырчатый затопленный лист и через зеркало испарения выходит в паровое пространство, из которого направляется в отверстия, расположенные в верхних точках волнистого потолочного щита, и далее через присоединительный патрубок поступает к потре
бителю. Капли влаги, оказавшиеся за потолочным дырчатым щитом, стекают по желобам, образованным наклонной потолочной волнистой поверхностью, в пароводяное пространство.
В дырчатой трубе происходит снижение скорости пароводяной смеси и ее равномерное распределение по всей длине паросборника. Дырчатый затопленный лист предназначен для дальнейшего снижения скорости и создания равномерного зеркала испарения. Потолочный наклонный щит с отверстиями предназначен для предотвращения уноса капелек влаги в отводящий трубопровод.
Стальные секционные котлы используют как паровые аналогичным образом.
5.3.	Вертикальные цилиндрические паровые котлы
Вертикально-цилиндрические котлы состоят из концентрически расположенных цилиндров, пространство между которыми заполнено водой й образует так называемую водяную рубашку. В верхней части наружного цилиндра находится паровое пространство, из которого пар отбирается потребителям. Продукты горения движутся только вверх (без поворотов), поэтому опасность скопления газовоздушной смеси при сжигании газа минимальная. Дымовую трубу в большинстве случаев можно устанавливать непосредственно на дымовом коробе котла. Вертикально-цилиндрические котлы транспортабельны, собираются целиком в заводских условиях, а в котельной их устанавливают на заранее подготовленный фундамент и подсоединяют к водяной и паровой магистрали и к дымовой трубе.
Вертикально-цилиндрический котел типа МЗК (рис. 5.6) состоит из двух концентрических обечаек, межкольцевое пространство которых разделено двумя горизонтальными перегородками 2 и 5. Между перегородками размещены три ряда вертикальных (кипятильных) труб 3 диаметром 51x2,5 мм и длиной 850 мм. Топка оборудована газовой горелкой 8, завихрителем 9 и вентилятором 10, расположенными с фронта.
При работе котла дымовые газы из средней части жаровой трубы через специальное окно /поступают в среднее по высоте межкольцевое пространство котла и поперечным потоком омывают кипятильные трубы, а затем через отверстия 4 и патрубок 1 с помощью дымососа 11 удаляются в дымовую трубу. На фланце 6 устанавливают взрывной клапан. Котлы МЗК имеют рабочее давление 0,8 МПа и паропроизводительность 0,4 и 1 т/ч. Площадь поверхности нагрева равна соответственно 10 и 30 м2.
400 “ оо 1307
Котел Е1-9Г (рис. 5.7) состоит из верхних 3 и нижних 9 кольцевых камер, соединенных двумя рядами прямых вертикальных труб диаметром 38 мм, расположенных в шахматном порядке по концентрическим окружностям. Внутренний ряд экранных труб образует цилиндрическую топочную камеру, газо-плотность которой обеспечивается приваркой к трубам стальных плавников. Часть экранных труб, между которыми проходят топочные газы, установлена более редко и не имеет плавников. Конвективный газоход образуется кольцевым пространством между экранными трубами с плавниками и внутренней стенкой газоплотной обшивки котла. Выходя из топки, продукты горения движутся в конвективном газоходе сначала в противоположные стороны, а затем навстречу друг к другу и поступают в общий отводящий газоход.
Рис. 5.7. Котел Е1-9Г (МЗК-7АГ)
Наружная тепловая изоляция котла создается устройством кольцевого канала 6 между внутренней жаростойкой 4 и съемной наружной стальной обшивкой 5, в которую подается воздух от вентилятора через патрубок 7. Подогретый воздух с противоположной стороны котла через воздуховод 1 подается в горелку 2.
Котел работает под наддувом с избыточным давлением 200— 500 Па. Котел имеет паропроизводительность 1 т/ч, полная поверхность нагрева составляет 17,1 м2, расчетный КПД при работе на природном газе равен 86 %.
5.4.	Водотрубные паровые котлы
Водотрубные котлы отличаются от других увеличенным теп-лосьемом с каждого квадратного метра поверхности нагрева и возможностью получения пара высокого давления и высокой степенью перегрева.
Составными частями водотрубного котла являются барабаны, коллекторы и трубы, называемые в зависимости от места расположения конвективными или экранными. Конвективными называют трубы, образующие поверхность нагрева котла, расположенную в газоходах и воспринимающую, в основном, теплоту от газов конвекцией.
Экранными называют трубы, образующие поверхность нагрева, расположенную в топочной камере и воспринимающую, в основном, теплоту, лучеиспусканием (радиацией) из топки.
Экранные поверхности нагрева могут быть односветными, расположенными по стенам топки и воспринимающими теплоту одной стороной, обращенной к излучающему факелу, и двухсветными, если экранные трубы размещаются внутри объема топочной камеры и воспринимают теплоту излучающего факела с двух сторон.
Коллекторы, служащие для объединения пучков экранных или кипятильных труб, представляют собой трубы большого диаметра, с отверстиями для приварки экранных или кипятильных труб.
Барабаны представляют собой сварные цилиндры большого диаметра с плотно закрывающимися люками по торцам для осмотра, ремонта и чистки.
Конструктивно водотрубные котлы в зависимости от расположения трубных пучков и способа их объединения в единую систему делят на горизонтально- и вертикально-водотрубные.
Трубные системы первого типа располагаются под небольшим углом к горизонтальной плоскости (10—15°) и собираются с помощью специальных камер, соединяющихся с горизонтально расположенными барабанами. Камеры в свою очередь могут состоять из отдельных секций. Поэтому горизонтально-водотрубные котлы иногда называют камерными или секционными. Примером такого котла может служить котел Шухова-Берлина (рис. 5.8). В данном котле барабан расположен поперечно, пучки труб расположены в шахматном порядке, число газоходов в обмуровке котла — четыре. Вода в котле циркулирует следующим образом. Из барабана по опускным трубам вода попадает в задние камеры, оттуда по кипятильным трубам поднимается в передние камеры, из которых по подъемным трубам — опять в барабан. Эксплуатация таких котлов выявила ряд существенных недостатков. В связи с малым наклоном кипятильных труб циркуляция котла оказалась неустойчивой, наблюдалось расслоение потока пара и воды в кипятильных трубах, что приводило к перегреву их верхних частей. В настоящее время в силу указанных причин котлы такой конструкции не находят практического применения.
Рис.5.8. Паровой котел системы Шухова-Берлина
1 — барабан; 2 — кипятильные трубы; 3 — обмуровка; 4 — сухопарник;
5 — камеры; 6 — пароперегреватель; 7 —грязевик
Вертикально-водотрубные котлы имеют вертикальное расположение трубной системы и являются бескамерными. Они имеют более надежную циркуляцию, чем горизонтально-водотрубные. К ним относятся широко распространенные котлы ДКВР и серии ДЕ.
В состав испарительных поверхностей нагрева водотрубного котла входят радиационные и конвективные поверхности нагрева.
В котлах с естественной циркуляцией низкого и среднего давления конвективные испарительные поверхности нагрева выполняют в виде нескольких рядов вертикально расположенных подъемных и опускных труб с внутренним диаметром 40— 60 мм, ввальцованных или приваренных к верхнему и нижнему барабанам или коллектору. Преимущественно применяют поперечное омывание труб потоком продуктов сгорания. Обычно высота труб конвективного пучка более 1,5 м и отношение площадей поперечного сечения подъемных и опускных труб не менее 3, чем достигается надежность естественной циркуляции в системе при всех условиях эксплуатации. Схемы конвективных испарительных поверхностей котлов низкого и среднего давления показаны на рис. 5.9.
Рис. 5.9. Схемы конвективных испарительных поверхностей нагрева а — горизонтально-водотрубных котлов низкого давления; б и в — вертикально-водотрубных котлов низкого давления; г — энергетических котлов среднего давления
Основной испарительной поверхностью нагрева в современных котлах являются экраны, расположенные в топочной камере. Экраны представляют собой ряд панелей с параллельно включенными вертикальными подъемными трубами, соединенными между собой коллекторами. Часть труб может вводится непосредственно в барабаны. Отдельные секции экранов могут присоединяться к барабану через коллекторы и соединительные трубы. Подъемные трубы экранов выполняют без горизонтальных участков, с минимальным числом изгибов в местах распо
б)
Рис. 5.10. Газоплотные нанели
ложения горелок, лазов и т.д. Опускные трубы, как правило, выносятся за пределы обмуровки котла. Для котлов низкого и среднего давления внутренний диаметр подъемных труб экранов равен 40—60 мм. Необходимое сечение опускных труб определяют расчетом циркуляции. В настоящее время широкое применение имеют газоплотные конструкции экранов с приваренными к трубам ребрами прямоугольного сечения, а также экранные панели, составленные из специальных плавниковых труб (рис. 5.10). Такая конструкция экранов обеспечивает их повышенное тепловосприятие, а также улучшает условия работы обмуровки котла.
В котлах с естественной циркуляцией экраны располагают вертикально или под небольшим углом к вертикали.
При большой ширине экрана его секционируют для уменьшения неоднородности его гидравлического режима.
В прямоточных котлах принудительное движение пароводяной смеси позволяет располагать как экраны, так и конвективные поверхности нагрева любым удобным образом.
Пароперегреватели предназначены для перегрева насыщенного пара, по-
ступающего из испарительной системы котла. Пароперегреватель является одним из основных теплоиспользующих элементов котла и работает в наиболее тяжелых условиях. С повышением параметров пара роль и значение пароперегревателя возрастают.
Металл поверхностей нагрева пароперегревателя имеет наибольшую по сравнению с другими теплоиспользующими поверхностями нагрева температуру, что обусловлено высокими температурами пара и большими тепловыми нагрузками.
В зависимости от определяющего способа передачи теплоты от газов к поверхности нагрева пароперегреватели разделяют на конвективные, радиационные и полурадиационные. В зависимости от расположения змеевиков пароперегреватели бывают горизонтальные и вертикальные. В основном применяют пароперегреватели с вертикальными змеевиками. На рис. 5.11,о показан конвективный пароперегреватель с вертикальными змеевиками, размещенный в горизонтальном газоходе за фестоном.
а — ребра прямоугольного сечения, привариваемые к трубам; б — плавниковые трубы
На рис. 5.11,6 показан пароперегреватель, состоящий из небольшого радиационного пароперегревателя 3, расположенного на потолке топки, ширмового 2, расположенного на входе в горизонтальный газоход, и конвективного 7, расположенного в горизонтальном газоходе.
Рис.5.11. Схемы размещения пароперегревателей в котле
а — для котлов с рабочим давлением до 3,9 МПа; б — для котлов с большим рабочим давлением; 1 — конвективный пароперегреватель; 2 — ширмовый пароперегреватель; 3 — потолочный пароперегреватель
Режим работы пароперегревателя и как следствие температура перегретого пара зависит от режима работы котла.
Конвективные пароперегреватели выполняют обычно из труб с внутренним диаметром 20—30 мм, образующих змеевики, ввальцованные или приваренные к круглым коллекторам. В газоходе змеевики размещают вертикально или горизонтально. Змеевики выполняют одинарными (однорядные), сдвоенными (двухрядные) и строенными (трехрядные). Для выравнивания температуры пара по отдельным змеевикам при его температуре более 450 °C пароперегреватель разделяют на последовательно включенные по пару части с перемешиванием пара между ними. Перемешивание пара обеспечивается в смесительных коллекторах, к которым присоединены змеевики отдельных частей пароперегревателя. Кроме того, осуществляется переброс
пара из змеевиков, расположенных в одной части газохода, в змеевики другой части.
Для надежной работы пароперегревателя, помимо обеспечения достаточной скорости потока пара и его равномерной температуры по параллельно расположенным змеевикам, необходимо обеспечивать рациональную схему включения пароперегревателя по ходу потока продуктов сгорания. В зависимости от направления движения потоков пара и продуктов сгорания различают пароперегреватели прямоточные, противоточные и со
а) б) в)	г)
Рис. 5.12. Схемы движения пара и продуктов сгорания в конвективных пароперегревателях
a — противоточное; б — прямоточное; виг — смешанное
В противоточным пароперегревателе достигается наибольший температурный напор между продуктами сгорания и паром, что уменьшает необходимую поверхность нагрева пароперегревателя. Недостатком такой схемы является размещение последних по ходу пара частей змеевиков в области наиболее высоких температур продуктов сгорания и тяжелые температурные условия работы металла труб.
В прямоточном пароперегревателе температурный напор меньше, чем в противоточном, однако условия работы труб лучше.
Оптимальной является смешенная схема, при которой большая и первая по ходу пара часть пароперегревателя выполняется противоточной, завершение перегрева пара происходит во второй его части при параллельном токе. При этом в части змеевиков, расположенных в области наибольшей тепловой нагрузки пароперегревателя, в начале газохода, будет умеренная температура пара, а завершение перегрева пара происходит при меньшей тепловой нагрузке.
На рис. 5.13 показано крепление вертикального пароперегревателя. Вертикальные змеевики подвешены к каркасу котла за
концы верхних петель, вынесенных из зоны обогрева, с помощью хомутов, охватывающих трубки и подвешенных к крючку, укрепленному на балке каркаса. Для обеспечения определенного расстояния между змеевиками на нижние петли змеевиков укладывают дистанционирующие гребенки из жаропрочного чугуна и скрепляют хомутами.
SSSSSSS
Узел подвески труб
-J Б
Рис. 5.13. Крепление вертикального конвективного пароперегревателя
1 — змеевики; 2 — подвесные планки; 3 — верхние изгибы туб; 4 — потолочные трубы; 5 — дистанцирующие гребенки; 6 — опорные планки
На рис. 5.14 показана схема пароперегревателя с горизонтальными змеевиками, ориентированными для обеспечения равномерного их обогрева в направлении потока продуктов сгорания. Горизонтальные пароперегреватели обеспечивают легкое удаление из них воды, но они более склонны к отложению на них продуктов сгорания и имеют более сложную конструкцию крепления змеевиков.
Радиационные и ширмовые пароперегреватели. При высоких параметрах пара возникает необходимость размещения в топке радиационного или ширмового пароперегревателя. Радиационный пароперегреватель обычно устанавливают на потолке топки, если же этой поверхности недостаточно, то и на вертикальных стенках, где установлены горелки.
Радиационные пароперегреватели работают с большими тепловыми нагрузками, поэтому их обычно применяют для частичного перегрева пара, который завершается в конвективном пароперегревателе.
Рис. 5.14. Конвективный пароперегреватель с горизонтальными змеевиками
1 — первая ступень пароперегревателя; 2 — барабан; 3, 6 — подвесные трубы;
4, 8 — промежуточные коллекторы; 5 — выходная камера; 7 — вторая ступень пароперегревателя; 9 — коллектор подвесных труб
Преимуществом радиационных пароперегревателей является меньшая чем у конвективных удельная площадь нагрева и отсутствие аэродинамического сопротивления по газовой стороне.
Ширмовые пароперегреватели представляют собой систему трубок, образующих плоские плотные пакеты с входными и выходными коллекторами. Ширмы размещают вертикально или горизонтально в верхней части топки. На рис. 5.15 показана конструкция ширм, у которых трубки ширм висят на коллекторах, подвешенных к каркасу. Постоянство взаимного расположения ширм в топке обеспечивается соединением хомутами попарно выступающих соседних труб в месте их соприкосновения.
Для обеспечения постоянства температуры пара применяют различные регулирующие устройства, к которым относятся поверхностные и впрыскивающие пароохладители.
Поверхностный пароохладитель представляет собой трубчатый теплообменник, в котором по трубам движется охлаждающая (обычно питательная) вода, а между трубами — пар.
По потоку питательной воды пароохладитель может быть включен параллельно или последовательно с экономайзером (рис. 5.16). При параллельной схеме с увеличением количества воды, проходящей через пароохладитель* ухудшаются условия охлаждения экономайзера и уменьшается использование в нем
теплоты уходящих газов, поэтому последовательная схема включения является более предпочтительной.
Рис. 5.15. Вертикальный ширмовый пароперегреватель
а — клинообразная форма низа ширмы; б — горизонтальная форма низа шины; 1 — труба ширмы; 2 — камеры (коллекторы); 3 — обвязочные трубы;
4 — хомут
Рис. 5.16. Схемы включения поверхностного пароохладителя
а — параллельная; б — последовательная; 1 — барабан; 2 — пароохладитель;
3 — отвод охлаждающей воды; 4 — экономайзер
В впрыскивающих пароохладителях температура пара понижается вследствие впрыска конденсата ( во избежание отложения солей в пароперегревателе) в поток пара. Впрыскиваемая вода, испаряясь за счет теплоты перегретого пара, снижает его температуру. Впрыскивающий пароохладитель представляет собой участок паропровода перегретого пара, в котором расположена перфорированная труба с отверстиями диаметром 3—5 мм, через
которые в пар подается распыленный конденсат. Для предотвращения попаданий на стенку паропровода относительно холодных струй конденсата в месте установки распылителя в паропроводе имеется защитная рубашка длиной не менее 0,5 м и с зазором между ней и паропроводом 6—10 мм. Обычно устанавливается ряд параллельных по ширине пароперегревателя и последовательных по ходу потока пара впрыскивающих пароохладителей. Первые по ходу пара пароохладители предназначаются для предохранения расположенных за ними поверхностей нагрева от чрезмерного повышения температуры. Последний по ходу пара пароохладитель поддерживает постоянную температуру пара.
Температуру пара можно также регулировать путем изменения количества и температуры дымовых газов, проходящих через пароперегреватель. Такое регулирование называется газовым, однако на практике оно применяется сравнительно редко.
5.5.	Сепарация и промывка пара
В насыщенном водяном паре могут находится различные примеси: газы, соли и кислоты минеральных и органических веществ, оксиды металлов, взвешенные или растворенные в паре.
Минеральные примеси могут отлагаться в трубах пароперегревателя, в паропроводах и на поверхностях потребителей пара в количествах, недопустимых для их нормальной работы. Поэтому к качеству насыщенного пара барабанных котлов предъявляют жесткие требования.
Загрязняющие примеси поступают в насыщенный пар в основном из питательной воды. Содержание продуктов коррозии при нормальных условиях эксплуатации незначительно.
В прямоточных котлах качество насыщенного пара определяют только характеристикой питательной воды.
В котлах с естественной циркуляцией отделение пара от воды происходит в барабане. При этом загрязнение насыщенного пара происходит преимущественно вследствие выноса вместе с паром капель воды, содержащих примеси. Поэтому для уменьшения солесодержания пара необходимо производить сепарацию капельной влаги и пара.
В современных барабанных котлах применяют в отдельности или в различных сочетаниях сепарационные устройства, схемы которых показаны на рис. 5.17. Задачей этих устройств является: а) гашение кинетической энергии пароводяной смеси, поступаю-.
Рис. 5.17. Схемы сепарационных устройств в барабане котла
а — при подводе пароводяной смесц под уровень воды в барабане; б — то же, в паровой объем барабана; в — при установке внутрибарабанных циклонов; 1 — распределительный дырчатый утопленный щит; 2 — отбойный щит; 3 — пароприемный щит; 4 — жалюзийный сепаратор; 5 — внутрибарабанный циклон; 6 — трубы испарительной поверхности нагрева; 7— опускные трубы;
8 — пароотводящие трубы
щей в барабан с минимальным каплеобразованием; б) обеспечение равномерного распределения паровой нагрузки по площади зеркала испарения; в) удаление из потока пара капель влаги. Для этого используют приведенные ниже принципы сепарации.
Гравитационная сепарация. Отделение капель влаги от пара осуществляется при горизонтальном и вертикальном подъемном движении пара с малой скоростью. Выпадание капель происходит под собственным весом в паровом пространстве котла. Эффективность этого способа определяется разностью плотностей воды и пара, размерами капли, скоростью потока пара и длиной его пути до выхода из барабана. Гравитационная сепарация имеет место в той или иной степени при любой конструкции внутрибарабанных устройств.
Инерционная сепарация. Отделение капель воды происходит за счет сил инерции, при резком ускорении потока пара с последующим уменьшением его скорости, или за счет центробежных сил, действующих на каплю при изменении направления движения потока влажного пара.
Простейшим инерционным сепаратором является отбойный щит 2 (рис. 5.17,о), который обеспечивает гашение кинетической энергии пароводяной смеси и отделение основной массы воды от пара.
В'жалюзийном сепараторе 4 (рис. 5.17,6) происходит инерционное отделение капель воды за счет изменения ускорения потока, а также многократного изменения его направления.
Центробежный сепаратор циклонного типа обеспечивает интенсивное закручивание потока влажного пара (рис. 5.17,в), при этом за счет центробежных сил капли влаги отбрасываются к стенкам циклона, где они задерживаются на пленке воды, стекающей на зеркало испарения. Циклонные сепараторы могут быть как внугрибарабанными, так и выносными. Эффективность работы циклонного сепаратора определяется тангенциальной скоростью входа пароводяной смеси в циклон и осевой скоростью подъема потока в циклоне.
Пленочная сепарация основана на использовании способности налипания мелких капель воды на увлажненную развитую поверхность при соприкосновении с ней потока влажного пара. При этом в результате слияния мелких капель на ней образуется сплошная водяная пленка, которая достаточна прочна и не срывается паром, но в то же время имеет возможность стекать в водяное пространство барабана.
Для равно мерного отвода пара по сечению барабана на выходе из него устанавливают пароприемный дырчатый щит.
Обеспечение равномерного распределения пара по пощади зеркала испарения достигается с помощью распределительных дырчатых утопленных щитов, устанавливаемых на глубине 75— 100 мм ниже уровня воды в барабане.
Промывка пара. Механические способы сепарации позволяют удалить из пара относительно крупные частицы. От веществ, находящихся в паре высокого давления в виде молекулярных и коллоидных растворов, пар может быть очищен промывкой его чистой водой, путем пропуска его через слой воды. На рис. 5.18 показано устройство для промывки пара. В паровом пространстве барабана размещается щит, на который подается питательная вода, стекающая затем в водяное пространство барабана.
Щит выполняют в виде системы корыт или с перфорированными по его площади отверстиями. Пар, проходя сквозь слой воды в корытах или через отверстия в щите, частично очищается от солей, насыщая ими воду. Основной целью промывки пара при высоком давлении является снижение уноса кремнеевой кислоты.
Рис. 5.18. Схема сепарационного устройства с промывкой пара
1 — щит с промывочными корытцами; 2 — жалюзийный сепаратор; 3 — пароприемный щит; 4 — распределительный щит; 5 — подвод питательной воды; 6— трубы испарительной поверхности нагрева; 7 — опускные трубы; 8— пароотводящие трубы
5.6.	Водный режим и продувка котла
В барабанных паровых котлах для исключения возможности образования накипей необходимо, чтобы концентрация солей в воде была ниже критической, при которой начинается их выпадение из раствора. Для поддержания необходимой концентрации из котла продувкой выводится некоторая часть воды и вместе с ней удаляются соли, поступающие с питательной водой. В результате продувки количество солей, содержащихся в котловой воде, стабилизируется на допустимом уровне, исключающем их выпадение из раствора. Применяются непрерывная и периодическая продувки котла. Непрерывная продувка обеспечивает равномерное удаление растворенных солей и из места их наибольшей концентрации в верхнем барабане. Периодическая продувка применяется для удаления шлама, осевшего в элементах котла, и производится из нижних барабанов и коллекторов котла через каждые 12—16 ч. Схема непрерывной продувки показа
на на рис. 5.19. Вода непрерывной продувки из котла поступает в расширитель, где поддерживается давление, меньшее чем в котле. В расширителе часть продувочной воды испаряется, и образовавшийся пар поступает в деаэратор. Оставшаяся в расширителе вода удаляется через теплообменник и после ее охлаждения сливается в дренажную систему.
Рис. 5.19. Схема непрерывном продувки котла при одноступенчатой системе испарения
1 — труба с отверстиями по длине для отвода продувочной воды; 2 — труба для подвода питательной воды
Величину непрерывной продувки Р, %, устанавливают чаще всего по общему солесодержанию в питательной воде и выражают в процентах паропроизводительности котла
Р= Dnp/D- 100,	(5.5)
где £>пр и D — расходы продувочной воды и номинальная па-. ропризводительность котла, кг/ч.
Расход питательной воды DnB при наличии непрерывной продувки составляет
Z)n.B = Z)+Z)np.	(5.6)
Количество воды, удаляемой непрерывной продувкой, определяют мз уравнения солевого баланса котла
Д.А.В =	+ ДЛ,	(5-7)
где	Z>n в — расход питательной воды, кг/ч;
5П В, 5П и — солесодержание питательной воды, пара и продувочной воды, кг/кг.
В котлах низкого и среднего давления количество солей, уносимых паром, незначительно, и членом DSn можно пренебречь. Тогда количество воды, удаляемой с продувкой, равно
-^пр = Льв^п.в / ^пр.
Подставляя значение Dn в из выражения (5.6) и с учетом формулы (5.5), величину продувки определяют
Р=5п.в100/(5пр-5п,).	(5.8)
В целях уменьшения потерь теплоты с продувкой следует стремиться к уменьшению количества выводимой из котла воды. Эффективным методом снижения количества продувочной воды является ступенчатое испарение воды, сущность которого состоит в том, что испарительную систему котла разделяют на ряд отсеков, соединенных по пару и разделенных по воде. Питательную воду подают только в первый отсек. Для второго отсека питательной водой служит продувочная вода из первого отсека. Продувочная вода из второго отсека поступает в третий отсек и т.д. Продувку котла осуществляют из последнего отсека. Так как концентрация солей в воде второго или третьего отсека значительно выше, чем в воде при одноступенчатом испарении, для вывода солей из котла требуется меньший процент продувки. Системы ступенчатого испарения и продувки обычно выполняют из двух или трех отсеков. Повышение солесодержа-ния воды при нескольких ступенях испарения происходит ступенями и в пределах каждого отсека устанавливается постоянным, равным выходному из данного отсека. При двухступенчатом испарении систему делят на две неравные части — чистый отсек, куда подается вся питательная вода и вырабатывается 75— 80 % пара, и солевой отсек, где вырабатывается 25—20 % пара. На рис. 5.20 показана схема испарительной системы с двухступенчатым испарением с солевыми отсеками, расположенными внутри барабана котла, в его торцах. При двухступенчатом испарении относительная суммарная паропроизводительность солевых отсеков, необходимая для обеспечения заданного солесо-держания воды в чистом отсеке при отсутствии переброса воды в него из солевых отсеков, определяется из выражения
«jPdOO+p^/^-p,	(5.9)
где «и — паропроизводительность солевых отсеков, %;
5П В и 5в1 — солесодержание питательной воды и воды в чистом отсеке, кг/кг;
р — продувка из солевого отсека, %.
Оптимальная паропроизводительность солевых отсеков при двухступенчатом испарении определяется допустимым солесо-держанием в паре и при величине продувки в 1 % составляет 10—20 %, а при продувке 5 % — 10—30 %.
Рис.5.20. Схема продувки котла при ступенчатой системе испарения
1 — подвод питательной воды; 2 — отвод пара; 3 — продувка чистого отсека; 4 — продувка солевого отсека; 5 — испарительные поверхности нагрева, включенные в солевой отсек; 6 — испарительные поверхности нагрева, включенные в чистый отсек
Избежать появления накипи на поверхностях нагрева барабанного котла только путем улучшения качества питательной воды и продувки котла не всегда возможно. Поэтому дополнительно применяют коррекционный метод обработки воды, при котором соли Са и Mg переводят в соединения, не растворимые в воде. Для этого вводят в воду реагенты-вещества, анионы которых связывают и осаждают в виде шлама катионы кальция и магния. Образующийся шлам удаляется периодической продувкой.
В качестве корректирующих реагентов применяют тринатри-фосфат Na3PO412H2O. При введении этого реагента происходит реакция с кальциевыми и магниевыми соединениями
6Na3PO4 + 10CaSO4 + 2NaOH =
= ЗСа3(РО4)2 + Са(ОН)2 + 10Na2SO4.	(5.10)
Получившиеся вещества — Са3(РО4)2; Са(ОН)2; 10Na2SO4 — обладают малой растворимостью и выпадают в виде шлама, удаляемого периодической продувкой из нижнего барабана и коллектора котла.
В некоторых случаях в качестве корректирующих веществ используют комплексоны.
5.7.	Конструкции водотрубных паровых котлов для работы на газе и мазуте
Паровые водотрубные котлы низкого давления с естественной циркуляцией
Котел Е1-9Г(рис. 5.21) паропроизводительностью 1 т/ч является вертикально-водотрубным двухбарабанным котлом, предназ-
каченным для выработки насыщенного водяного пара рабочим давлением 0,8 МПа, потребляемого предприятиями промышленности, транспорта и сельского хозяйства для технологических, хозяйственных, отопительных и других бытовых нужд. Трубная система котла выполнена в газоплотном исполнении с применением в качестве радиационной поверхности топки цельносварных экранов и состоит из следующих узлов: верхнего 1 и нижнего 2 барабанов, расположенных на одной вертикальной оси и соединенных между собой пучком труб 7 диаметром 51 мм, образующих конвективную поверхность нагрева; двух боковых топочных экранов 3, включенных в циркуляционный контур котла через систему коллекторов и труб потолочного экрана 6, вваренных в барабаны, и поперечного фронтового коллектора 13, сообщающегося с коллекторами 4 и 10.
Верхние и нижние коллекторы боковых экранов расположены в одной вертикальной плоскости.
Для очистки и осмотра коллекторов на торцевой части имеются лючки 8. Доступ к внутренним поверхностям барабанов и к трубам конвективного пучка возможен через люки барабанов 9.
В качестве лаза для осмотра внутренней поверхности топки используется отверстие в листе фронта под установку переходника горелочного устройства 21.
Трубы конвективного пучка разделены перегородками 12 из жаропрочной стали, которые меняют направление потока газов и улучшают условия теплообмена.
Нижний барабан и нижние коллекторы боковых экранов снабжены продувочными штуцерами 5 и 11.
На днище верхнего барабана размещены патрубки водоуказательной арматуры 14.
В верхней части обечайки верхнего барабана установлены штуцеры крепления пружинных предохранительных клапанов 16, главный пароотводящий штуцер 17, трубка крепления манометра 18, трубы подвода питательной воды 20 и отбора пара на продувку. Внутри верхнего барабана смонтировано сепарационное устройство 19 и труба ввода питательной воды. Трубная система собрана на общей раме.
Термоизоляция выполнена минераловатными матами или другими теплоизоляционными материалами, уложенными на штыри 23, приваренные к мембранам трубной системы. Фронт котла 22 до уровня поперечного коллектора залит огнеупорным бетоном. Наружную декоративную обшивку изготавливают из тонколистовой стали.
4
23	3
19
Рис. 5.21. Вертикальный водотрубный котел Е1-9Г
Над топочной камерой установлен предохранительный взрывной клапан. Котел комплектуют индивидуальным вентилятором среднего давления и дымососом типа Д-3,5. Дымовые
газы выходят из котла через патрубок 15, расположенный с задней стороны котла.
Котел вырабатывает насыщенный пар давлением до 0,8 МПа, имеет расчетный КПД при работе на природном газе 89,5 %.
Парогенераторы ДЕ. Конструктивная схема, характеристики, компоновка. Газомазутные вертикально-водотрубные паровые котлы типа ДЕ паропроизводительностью 4; 6,5; 10; 16; 25 т/ч (рис. 5.22, 5.23) предназначены для выработки насыщенного и слабоперегретого пара, идущего на технологические нужды промышленных предприятий, в системы отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. Топочная камера котлов размещается с боку от конвективного пучка, образованного вертикальными трубами, развальцованными в верхнем и нижнем барабанах. Ширина топочной камеры по осям боковых экранных труб одинакова для всех котлов — 1790 мм.
Основными составными частями котлов являются верхний и нижний барабаны, конвектный пучок, фронтовой, боковой и задний экраны, образующие топочную камеру.
Трубы правого бокового экрана, образующего также пол и потолок топочной камеры, вводятся непосредственно в верхний и нижний барабаны. Концы труб заднего экрана приваривают к верхнему и нижнему коллекторам диаметром 159x6 мм. Трубы фронтового экрана котлов паропроизводительностью 4; 6,5; 10 т/ч приварены к коллекторам диаметром 159x6 мм, а на котлах паропроизводительностью 16 и 25 т/ч — развальцованы в верхнем и нижнем барабанах. Во всех котлах диаметр верхнего и нижнего барабанов — 1000 мм. Расстояние между барабанами по вертикали — 2750 мм (максимально возможное по условиям транспортировки блока по железной дороге). Длинна цилиндрической части барабанов котла паропроизводительностью 4 т/ч — 2250 мм, производительностью 25 т/ч — 7500 мм. Для доступа внутрь барабанов в переднем и заднем днище каждого из них имеются специальные лазы. Материал барабанов для котлов с рабочим давлением 1,36 МПа и 2,36 МПа — сталь 16ГС, толщина стенки соответственно 13 и 22 мм.
В водяном пространстве верхнего барабана находится питательная труба и труба для ввода фосфатов, в паровом объеме — сепарационные устройства. В нижнем барабане размещают перфорированные трубы для продувки, устройство для парового прогрева воды в барабане при растопке и патрубки для спуска воды.

Б—Б
Рис. 5.22. Паровой котел ДЕ-10-14
1 — взрывной предохранительный клапан; 2 — короб предохранительного взрывного клапана; 3 — трубка манометра; 4 — верхний барабан; 5 — паровая задвижка; 6 — площадка обслуживания; 7 — обмуровка огнеупорная; 8 — короб отвода продуктов сгорания; 9 — обдувочный аппарат; 10 — газомазутная горелка

Рис. 5.23. Паровой котел ДЕ-16-14
1 — трубка манометра; 2 — привод паровой задвижки; 3 — предохранительный клапан котла; 4 — трубы для ввода питательной воды; 5— водоуказательный прибор; 6— газоход; 7— фланец для отвода продуктов сгорания; 8 газомазутная горелка
На котлах паропроизводительностью 4; 6,5; и 10 т/ч предусмотрена непрерывная продувка из нижнего барабана и периодическая — из нижнего коллектора заднего экрана, если задний экран имеет коллектор, если нет — периодическая продувка совмещена с непрерывной, осуществляемой из фронтового днища нижнего барабана.
Котлы паропроизводительностью 16 и 25 т/ч имеют непрерывную продувку из второй ступени испарения (соленый отсек) верхнего барабана и периодическую продувку из нижнего барабана, и из нижнего коллектора заднего экрана в случае его наличия.
Котлы паропроизводительностью 4; 6,5; и 10 т/ч выполнены с одноступенчатой схемой испарения. В котлах производительностью 16 и 25 т/ч применено двухступенчатое испарение. Во 2-ю ступень испарения, при помощи поперечных перегородок в барабанах, включена задняя часть правого и левого экранов топки, задний экран и часть конвективного пучка, расположенная в зоне с более высокой температурой газов.
Питание второй ступени испарения осуществляется из первой по перепускной трубе диаметром 108 мм, проходящей через поперечную разделительную перегородку верхнего барабана. Контур второй ступени испарения имеет необогреваемые опускные трубы диаметром 159x4,5 мм.
Опускным звеном циркуляционных контуров котлов паропроизводительностью 4; 6,5; и 10 т/ч и первой ступени испарения котлов паропроизводительностью 16 и 25 т/ч являются последние по ходу газов наименее обогреваемые ряды труб конвективного пучка.
Конвективный пучок от топочной камеры отделен газоплотной перегородкой (левым топочным экраном), в задней части которой имеется окно для входа газов в пучок. Перегородка выполнена из вплотную поставленных (S = 55 мм) и сваренных между собой труб диаметром 51x2,5 мм. При вводе в барабаны трубы разводятся в два ряда. Места разводки уплотняют металлическими проставками и шамотобетоном.
Конвективный пучок образован коридорно расположенными вертикальными трубами диаметром 51x2,5 мм, развальцованными в верхнем и нижнем барабанах. Шаг труб вдоль барабана 90 мм, поперечный 110 мм (за исключением среднего, равного 120 мм). Для поддержания необходимого уровня скоростей газов в конвективных пучках котлов производительностью 4; 6,5; 10 т/ч устанавливают продольные чугунные или ступенчатые стальные
перегородки. Котлы производительностью 16 и 25 т/ч перегородок в пучке не имеют. Выход дымовых газов из котлов паропро-изводительностью 4; 6,5 и 10 т/ч осуществляется через окно, расположенное на задней стенке котла. На котлах паропроизво-дительностью 16 и 25 т/ч выход дымовых газов — через окно в левой боковой стенке котла в конце (по ходу газов) конвективного пучка.
Все типоразмеры котлов имеют одинаковую циркуляционную схему. Контуры боковых экранов и конвективного пучка всех типоразмеров (а также фронтового экрана котлов паропроизво-дительностью 16 и 25 т/ч) замкнуты непосредственно на барабан. Контуры заднего экрана всех котлов и фронтового экрана котлов паропроизводительностью 4; 6,5; и 10 т/ч соединяют с барабаном через промежуточные коллекторы: нижний — разда-ющий(горизонтальный) и верхний — собирающий (наклонный). Концы промежуточных коллекторов со стороны, противоположной барабанам, объединены необогреваемой рециркуляционной трубой диаметром 76x3,5 мм.
В качестве первичных сепарационных устройств 1-й ступени испарения используют установленные в верхнем барабане направляющие щиты и козырьки, обеспечивающие выдачу паро-водянной смеси на уровень воды. В качестве вторичных сепарационных устройств 1-й ступени котла паропроизводительности 4 т/ч применяется дырчатый лист, а в остальных — используют горизонтальный жалюзийный сепаратор и дырчатый лист. Сепарационными устройствами 2-й ступени испарения являются продольные щиты, обеспечивающие движение пароводяной смеси сначала на торец, а затем вдоль барабана к поперечной перегородке, разделяющей отсеки. Отсеки ступенчатого испарения сообщаются между собой по пару через окно над поперечной перегородкой, а по воде — через подпиточную трубу диаметром 89—109 мм, расположенную в водяном объеме.
Пароперегреватель котлов производительностью 4; 6,5 и 10 т/ч выполнен змеевиковым из труб диаметром 32x3 мм. На котлах производительностью 16 и 25 т/ч пароперегреватель вертикальный, дренируемый из двух рядов труб диаметром 51x2,5 мм.
Плотное экранирование боковых стен (относительный шаг труб S = 1,08), потолка и пола топочной камеры позволяет на котлах применить легкую изоляцию в два-три слоя изоляционных плит общей толщиной 100 мм, укладываемую на слой ша-мотобетона по сетке толщиной 15—20 мм. Обмуровку фронтовой и задней стенок выполняют по типу облегченной обмуров
ки: кирпич шамотный толщиной 65 мм и изоляционные плиты общей толщиной 100 мм для котлов паропроизводительностью 4; 6,5 и 10 т/ч. Обмуровка фронтовой стены для котлов паропроизводительностью 16 и 25 т/ч выполнена из шамотного кирпича толщиной 125 мм и нескольких слоев изоляционных плит толщиной 175 мм, общая толщина обмуровки фронтовой стены 300 мм. Обмуровка задней стены состоит из слоя шамотного кирпича толщиной 65 мм и нескольких слоев изоляционных плит толщиной 200 мм. Общая толщина обмуровки составляет 265 мм. Для уменьшения присосов газовый тракт котла снаружи изоляции покрывают металлической листовой обшивкой толщиной 2 мм, которая приварена к обвязочному каркасу. Раскроенные обшивки поставляются заводом в виде пакетов.
Применение натрубной обмуровки при плотном шаге труб позволяет улучшить динамические характеристики котлов и значительно уменьшить потери теплоты в окружающую среду и потери при пусках и остановках.
В качестве хвостовых поверхностей нагрева котлов применяют проверенные длительным опытом эксплуатации стандартные чугунные экономайзеры из труб ВТИ.
Котлы оборудованы стационарными обдувочными аппаратами, расположенными от них с левой стороны. Для обдувки котлов используют насыщенный или перегретый пар давлением не менее 0,7 МПа.
Каждый котел ДЕ снабжен двумя пружинными предохранительными клапанами, один из которых является контрольным. На котлах без пароперегревателя оба клапана устанавливают на верхнем барабане котла, и любой из них может быть выбран как контрольный. На котлах с пароперегревателем контрольным клапаном является клапан выходного коллектора перегревателя.
Диапазон регулирования нагрузок 20—100 % номинальной паропроизводительности. Допускается кратковременная работа с нагрузкой 110 % номинальной паропроизводительности.
Котлы ДЕ-4-14ГМ, ДЕ-6,5-14ГМ, ДЕ-10-14ГМ, ДЕ-16-14ГМ и ДЕ-25-14ГМ могут работать в диапазоне давлений 0,7— 1,39 МПа (7—14 кгс/см2) без изменения паропроизводительности.
Котлы ДЕ-10-24ГМ, ДЕ-16-24ГМ и ДЕ-25-24ГМ могут работать в диапазоне давлений 1,8—2,39 МПа (18—24 кгс/см2) без изменения паропроизводительности.
С уменьшением рабочего давления КПД котла не уменьшается.
В котельных, предназначенных для производства насыщенного пара без предъявления жестких требований к его качеству,
паропроизводительность котлов типа ДЕ при пониженном до 0,7 МПа давлении может быть принята такой же, как и при давлении 1,4 МПа.
При работе на пониженном давлении предохранительные клапаны на котле и дополнительные предохранительные клапаны, устанавливаемые на оборудовании, должны быть отрегулированы на фактическое рабочее давление.
С понижением давления в котлах до 0,7 МПа изменений в комплектации котлов экономайзерами не требуется, так как подогрев воды в питательных экономайзерах до температуры насыщения пара в котле составляет более 20 °C, что удовлетворяет требованиям правил Госгортехнадзора России.
Средний срок службы котлов между капитальными ремонтами при числе часов использования установленной мощности 2500 — 3 года, средний срок службы до списания — 20 лет.
Котлы всех типоразмеров поставляют потребителям собранными без обмуровки и обшивки. Техническая характеристика котлов ДЕ приведена в табл. 5.3, комплектация — в табл. 5.4.
Таблица 5.3
Техническая характеристика котлов ДЕ
Параметр	Производительность, т/ч				
	4	6,5	10	16	25
Давление, МПа (кгс/см2)	1,39 (14)	1,39 (14)	1,39 (14)	1,39 (14)	1,39 (14)
Температура пара, °C: - насыщенного - слабоперегретого	194	194 225	194 225	194 225	194 225
Площадь поверхностей нагрева, м2: -	радиационной -	конвективной	22 48,5	28 67	40 116	48 156	60,5 212
КПД, %: ' -	при сжигании мазута -	»	»	газа	89,56 90,86	89,87 91,12	90,99 92,04	90,18 91,71	91,35 92,79
Тип топочного устройства	ГМ-2,5	ГМ-4,5	ГМ-7	ГМ-10	ГМ-16
Объем топочной камеры, м3	8,0	11,2	17,2	22,5	29,0
Удельная нагрузка топочного объема, кВт/м3: -	при сжигании газа -	при сжигании мазута	378 384	435 442	435 440	531 539	636 643
Окончание табл. 5.3
Параметр	Производительность, т/ч				
	4	6,5	10	16	25
Полная поверхность стен топки , м2	23,8	29,97	41,46	51,84	64,22
Лучевоспринимающая поверхность нагрева, м2	21,8	27,95	38,95	48,1	60,5
Удельная нагрузка лучевоспри-нимающей поверхности нагрева , м2: -	при сжигании газа -	»	» мазута	66,4 105,4	80,5 85,4	.88,5 94,3	105,3 115,7	119,5 132,2
Габариты (с площадками и лестницами), мм: длина ширина высота	4280 4300 5050	5048 4300 5050	6478 4300 5050	9235 5930 4720	11500 5770 4720
Масса в объеме заводской поставки, кг	7963	9565	13195	18200	24352
Примечание. Паровые котлы типа ДЕ производительностью 10— 25 т/ч выпускают на давление 2,39 МПа ( 24 кгс/см2); у котлов, имеющих пароперегреватели, температура перегретого пара составляет 250 °C.
Таблица 5.4
Комплектация газомазутных котлов ДЕ
Про-изво-ди-тель-ность, т/ч	Водяной экономайзер	Дымосос	Электродвигатель дымососа	Вентилятор	Электродвигатель вентилятора
4	ЭП2-94	ДН-9 1000 об/мин	АО 2-62-8/6/4	ВДН-8 1000 об/мин	АО 2-62-8/6/4
6,5	ЭП2-142	ДН-9 1000 об/мин	АО 2-72-8/6/4	ВДН-9 1000 об/мин	АО 2-62-8/6/4
10	ЭП2-236	ДН-10 1500 об/мин	АО 2-71-4	ВДН-10 1000 об/мин	АО 2-72-8/6/4
16	ЭП1-330	ДН-11,2 1500 об/мин	АО 2-81-4	ВДН- 11,2 1000 об/мин	АО 2-81-4
25	ЭП1-808	ДН-12,5	АО 2-91-4	ВДН-11,2 1500 об/мин	АО 2-82-4
Паровые водотрубные котлы среднего давления производительностью от 25 до 75 т/ч
Котел БГМ-35М(Е35-40ГМ) (рис. 5.24) — однобарабанный с естественной циркуляцией. Барабан 1 имеет диаметр 1572 мм. Компоновка котла выполнена по П-образной схеме. Топка и опускной конвективный газоход соединены горизонтальным газоходом 2. В этом газоходе размещены пароперегреватель 3 вертикального типа, изготовленный из труб диаметром 38x3 мм и состоящий из двух частей. Между первой и второй частями пароперегревателя включен пароохладитель для регулирования температуры перегретого пара. В опускном газоходе размещают водяной экономайзер 4, выполненный в виде змеевиков из труб диаметром 32x3 мм, и трубчатый воздухоподогреватель 5, изготовленный из труб диаметром 40x1,5 мм.
Котел оборудуется топкой с газомазутными горелками 6. Фронтовая, задняя и боковые стенки топочной камеры экранированы экранами 7, изготовленными из труб диаметром 60x3 мм. Дымовые газы из топки поступают в горизонтальный газоход, омывая трубы пароперегревателя, а затем движутся вниз по опускному газоходу, отдавая свою теплоту воде и воздуху, проходя соответственно через экономайзер и воздухоподогреватель. Нагретый воздух поступает в горелочное устройство.
Для удаления с внешней стороны поверхностей нагрева отложений в котле предусмотрено дробеочистительное устройство. Котел имеет паропроизводительность 35 т/ч и вырабатывает перегретый пар с давлением 3,9 МПа и температурой 440 °C. Котел имеет КПД 90,8 % при работе на газе и 89,7 % при работе на мазуте.
Котел ГМ-50-14(Е50-14ГМ) (рис. 5.25) — двухбарабанный и предназначен для работы на газе и мазуте. Котел имеет трехходовую компоновку с двумя U-образными конвективными шахтами. Топка котла полностью экранирована.
OS I
JMSE-JMJ9 vaxox иояойвц dhj

14,957
Рис. 5.25. Паровой котел ГМ-50-14
Особенностью конструкции котла является расположение двух барабанов и соединяющих их пучка труб в горизонтальном газоходе. Остальные поверхности — пароперегреватель и воздухоподогреватель — последовательно расположены в конвективной шахте, а водяной экономайзер — за шахтой на специальном каркасе.
Котел имеет паропроизводительность 50 т/ч и вырабатывает перегретый пар с давлением 1,39 МПа и температурой 250 °C. Котел имеет КПД 92 % при работе на газе и 91 % — при работе на мазуте.
Котел БКЗ-75-39 ГМА(Е75-40ГМ) предназначен для работы на газе и мазуте. Котел однобарабанный, имеет П-образную компоновку и по конструкции аналогичен котлу БГМ-35. Котел имеет паропроизводительность 75 т/ч и вырабатывает перегретый пар с давлением 3,9 МПа и температурой 440 °C. Котел имеет КПД 92,4 % при работе на газе и 90,4 % — при работе на мазуте.
5.8.	Водотрубные паровые котлы с принудительной циркуляцией и прямоточные котлы
С ростом рабочего давления пара в котле разность плотностей между водой и пароводяной смесью становится все меньше и при приближении к критическому давлению становится минимальной. Поэтому если в котлах, работающих на низком и среднем давлении, эта разность достаточно значительна и обеспечивает надежную циркуляцию, то для котлов, работающих на высоких, сверхвысоких и сверхкритических параметрах пара, организация естественной циркуляции становится затруднительной.
В этом случае применяют котлы с принудительной циркуляцией и прямоточные котлы.
Принудительную циркуляцию осуществляют с помощью циркуляционных насосов. Принципиальная схема котла с многократной принудительной циркуляцией показана на рис. 5.26. Котел имеет барабан, циркуляционный насос и испаряющие поверхности, выполненные из труб небольшого диаметра. Как и котлы с естественной циркуляцией, он оборудован пароперегревателем и хвостовыми поверхностями нагрева.
Питательная вода, пройдя водяной экономайзер, попадает в барабан котла. Из барабана котловая вода циркуляционным насосом непрерывно прогоняется через испаряющий контур. Для равномерного распределения воды по всем змеевикам на входе в змеевики устанавливают дроссельные шайбы. Образующийся в испаряющем контуре пар собирается в барабане, освобождается от влаги и направляется в пароперегреватель. Кратность циркуляции в таких котлах колеблется в пределах 4—10.
Прямоточные котлы, в которых отсутствует циркуляционный контур и процесс парообразования происходит при однократном прохождении воды через все участки котла, получили, наоборот широкое распространение. В таких котлах вода подается питательным насосом в один из концов непрерывных змеевиков
и выходит из других концов в виде перегретого пара. Благодаря такому принципу в прямоточных котлах отсутствует один из самых дорогостоящих и металлоемких элементов — барабан. На рис. 5.27 показана принципиальная схема прямоточного котла.
Рис. 5.26. Схема парового котла с многократной принудительной циркуляцией
1 — барабан; 2 — циркуляционный насос; 3 — испаряющая поверхность; 4 — пароперегреватель; 5 — водяной экономайзер; 6 — воздухоподогреватель
Рис. 5.27. Схема прямоточного котла
1 — водяной экономайзер; 2 — радиационная испарительная поверхность;
3 — переходная зона; 4 — пароперегреватель; 5 — воздухоподогреватель второй ступени; 6 — воздухоподогреватель первой ступени; 7— газовая горелка
Согласно схеме питательная вода насосом подается в водяной экономайзер. Пройдя водяной экономайзер, подогретая вода направляется в трубы, образующие испарительную радиационную поверхность нагрева, расположенную в топочной камере. Радиационная поверхность нагрева состоит из пучка параллельно
включенных труб, которые в виде широкой ленты обвивают стены топочной камеры, спирально поднимаясь вверх.
В радиационной части поверхности нагрева вода доводится до кипения и частично испаряется. С влажностью 20—25 % пароводяная смесь направляется в так называемую переходную зону, которой является конвективная поверхность нагрева, расположенная за пароперегревателем. В этой зоне пар высушивается и несколько перегревается. При этом идет выпадание солей, содержащихся в питательной воде. Для избежания пережога покрытых накипью труб, эту зону, где идет интенсивное выпадание солей, выносят в более холодный поток дымовых газов. Из переходной зоны пар направляется сначала в верхнюю радиационную часть поверхности нагрева, представляющую собой радиационный пароперегреватель, а затем в конвективный пароперегреватель, после чего идет к потребителю.
Хвостовая поверхность нагрева состоит из водяного экономайзера и двухступенчатого воздухоподогревателя.
В прямоточных котлах особое значение имеет равномерное распределение теплоносителя по всем параллельно работающим змеевикам, для чего предусматривают установку дроссельных шайб на входе в змеевики, а также применяют дополнительные смесительные коллекторы на пути движения пароводяной смеси, выравнивающие температуру теплоносителя по змеевикам.
Недостатком прямоточных котлов является его малая аккумулирующая способность, что затрудняет его применение при резко меняющихся нагрузках. Питательная вода для прямоточных котлов должна быть очень высокого качества. Котел нуждается в сложной системе автоматического регулирования. Прямоточные котлы применяют на современных крупных тепловых электростанциях.
На промышленных предприятиях и маленьких электростанциях прямоточные котлы не используют.
5.9.	Пароводогрейные (комбинированные) котлы
В отопительно-производственных котельных с малой тепловой нагрузкой в летнее время в целях увеличения числа часов использования установленной мощности применяют комбинированные пароводогрейные котлы для совместного получения горячей воды и технологического пара, созданных как на базе водогрейных, так и паровых котлов. На рис. 5.28 показан комбинированный пароводогрейный котел, созданный на базе водогрейного котла ПТВМ-ЗОМ. В котле предусмотрена возмож-
Рис. 5.28. Модернизированный комбинированный пароводогрейный котел КВП-30/8
1 — выносной циклон чистого отсека; 2 — выносной циклон солевого отсека; 3 — уравнительные емкости; 4 — пароотводящие трубы от фронтового и заднего экранов; 5 — питание чистого отсека из уравнительной емкости; 6 — питание солевого отсека; 7, 8, — рециркуляционные трубы фронтового и заднего экранов; 9, 10 — опускные трубы фронтового и заднего экранов; 11 — дыхательная труба уравнительных емкостей; 12 — сборный паровой коллектор; 13, 14 — отводы пара из чистого и солевых отсеков; 15 — отвод пара в магистраль
ность использования части экранных поверхностей нагрева (боковых экранов) в качестве парообразующих элементов с работой по схеме с естественной циркуляцией. Разделение воды и пара производится в выносных циклонах. В случае необходимости эти поверхности нагрева могут использоваться как водогрейные после соответствующих переключений. Питание парообразующей части комбинированного котла осуществляется от общей напорной линии сетевой воды без использования питательных насосов либо с использованием дополнительных питательных насосов. Качество добавочной питательной воды должно соответствовать требованиям, предъявляемым к питательной воде для котлов низкого давления. Суммарная тепловая нагрузка такого котла составляет 35—40 МВт. Отпуск пара составляет 8— 10 т/ч при давлении от 0,7 до 1,4 МПа. Режим котла регулируют по расходу горячей воды. При избыточной выработке пар автоматически поступает в пароводяные теплообменники для подогрева обратной сетевой воды.
На рис. 5.29 приведен вариант схемы работы котлов ДКВР или ДЕ в комбинированном режиме.
Горячая вода с необходимой температурой нагревается в водо-водяном бойлере водой, забираемой из водяного пространства паровых котлов, работающих при номинальных параметрах.
Принудительную циркуляцию греющей воды осуществляют с помощью насоса. Подпитка водой всей системы производится после установки ХВО (химводоочистки), а вода, забираемая из водяного пространства котлов, циркулирует через теплообменник 2 и потребителей 6 и 10. Потребитель 5, имеющий большие потери воды, включен в циркуляционный контур с теплообменником. Для равномерного отбора воды из верхнего барабана в нем установлена перфорированная труба, а для предупреждения утечки воды из котла при разгерметизации труб и оборудования у потребителей перед котлом на линии возврата, кроме задвижки, установлен обратный клапан.
В настоящее время ведутся работы по созданию пароводяных котлов, которые могут работать как чисто в водогрейном режиме, так и чисто в паровом.
5.10.	Котлы-утилизаторы
На промышленных предприятиях широкое распространение имеют различные котлы, использующие для выработки пара теплоту отходящих газов технологических установок разного
Пар давлением 1,3 МПа к потребителю
Рис. 5.29. Схема работы котлов типа ДКВР или ДЕ в комбинированном режиме
/ — котел ; 2 — водо-водяной теплообменник; 5, 11 — расширительный бачок; 4 — регулировочное электронное устройство с исполнительным клапаном; 5 — потребители воды с давлением 0,6 МПа; 6 — то же, 1,4 МПа; 7— циркуляционные насосы; 8, 9 — регулирующие клапаны; 10 — потребители воды с давлением 0,9 МПа; 12 — насос возврата воды в котел
промышленного назначения, а также теплоту самого технологического продукта, теплоту шлака и др.
Требования к конструкции таких котлов определяются в значительной степени особенностями используемого теплоносителя. Так при температуре теплоносителя более 1000 °C для восприятия его теплоты применяют радиационные поверхности нагрева, при более низких — применяют конвективные поверхности.
При выборе конструкции и условий работы котла, использующего тепловые отходы, необходимо учитывать агрессивный характер этих отходов. Так при переработке соответствующего сырья в отходящих газах могут присутствовать оксиды серы, фтористый водород, оксиды фосфора, ванадия и т.д. Все эти вещества ведут к интенсивной коррозии поверхностей нагрева. Кроме того, в отходящих газах может содержаться значительное
количество уноса, вызывающего механический износ теплообменных поверхностей. При высокой температуре отходящих газов унос может находиться в расплавленном состоянии, что ведет к заносу поверхностей нагрева, уменьшению тепловоспия-тия и увеличению газового сопротивления котла.
Для утилизации теплоты отходящих газов промышленных технологических установок применяют два основных типа котлов: водотрубные радиационно-конвективные, использующие теплоту высокотемпературных отходящих газов, а также газотрубные и водотрубные конвективные для утилизации теплоты низкотемпературных газов.
Для использования физической теплоты готового технологического продукта (готовый кокс, кирпич после обжига и т.д.) через него прокачивают либо воздух, в случае если он не вступает в химическое взаимодействие с конечным продуктом (кирпич), либо нейтральный теплоноситель СО2, N2 в противном случае. При этом технологический продукт охлаждается, а теплоноситель нагревается, после чего он поступает в котел-утилизатор.
5.11.	Контактные и контактно-поверхностные водонагреватели
Принцип действия контактных и контактно-поверхностных водоподогревателей заключается в передаче теплоты от продуктов сгорания непосредственно к воде без промежуточной поверхности теплообмена. Процесс передачи теплоты осуществляется в контактной камере, служащей для создания максимальной площади контакта между продуктами сгорания и водой при минимальном гидравлическом сопротивлении. Для наиболее глубокого охлаждения продуктов сгорания в контактной камере, как правило, обеспечивается противоточное движение воды и высокотемпературных газов. Продукты сгорания могут проходить как непосредственно через слой воды, так и двигаться навстречу мелким каплям, создаваемым специальной форсункой.
Основные преимущества контактно-поверхностных водоподогревателей перед водогрейными котлами следующие:
1.	Используется скрытая теплота конденсации водяных паров, содержащаяся в продуктах сгорания, так как продукты сгорания охлаждаются ниже точки выпадения росы.
2.	В контактных аппаратах происходит естественная деаэрация нагреваемой воды. При непосредственном соприкоснове
нии водопроводной воды с продуктами сгорания, с очень малым содержанием кислорода и высокой температурой (1200— 1500 °C), в контактной камере происходит процесс термической деаэрации.
3.	Контактно-поверхностные водоподогреватели имеют малую удельную металлоемкость из-за отсутствия разделительных поверхностей между водой и продуктами сгорания.
4.	Контактно-поверхностные водоподогреватели просты в обслуживании и имеют малую тепловую инерцию.
Процесс теплообмена в контактной камере значительно отличается от процесса, происходящего в поверхностных теплообменниках. Основные отличия заключаются в следующем:
1.	Вода в контактной камере может нагреться только до определенной температуры, после чего повышение температуры прекращается и происходит только испарение влаги, максимальная температура в камере определяется давлением в контактной камере.
2.	Процесс охлаждения нагретых продуктов сгорания водой сопровождается взаимным массообменом между ними за счет испарения или конденсации водяных паров.
3.	В контактной камере отсутствует разделительная стенка между продуктами сгорания и водой, что ведет к увеличению коэффициента теплоотдачи между ними.
4.	Величина поверхности непосредственного контакта между газами и водой не является постоянной величиной, а зависит от гидродинамики потоков газовой и жидких сред.
Контактно-поверхностный котел ФНКВ-1М предназначен для систем отопления и горячего водоснабжения (рис. 5.30). Котел состоит из трех узлов: контактной камеры, водяной рубашки с диском и топки. Контактная камера представляет собой цилиндр диаметром 1,2 м и высотой 1,45 м, в основании которого размещены центробежные форсунки таким образом, чтобы при их работе водяные факелы равномерно заполняли нижнюю часть объема контактной камеры. На расстоянии 250 мм от выходных отверстий форсунок установлена решетка, на которую навалом насыпаны керамические кольца Рашига, представляющие собой полые цилиндры, высота которых равна их наружному диаметру (при таком соотношении высоты и диаметра насадка получается наиболее компактной — имеет наибольшее значение отношение полной геометрической поверхности насадки к занимаемому ею объему). Геометрические размеры колец 25x25x3 мм, толщина слоя колец составляет 350 мм. Внутрь
насадки введены трубы, которые равномерно распределяют потоки воды по всему поперечному сечению контактной камеры. В верхней части контактной камеры расположен каплеуловитель в виде слоя колец Рашига 25x25x3 мм толщиной 100 мм. Сверху контактная камера закрыта крышкой, на которой крепится верхний взрывной предохранительный клапан. Продукты сгорания выходят из контактной камеры через два симметрично расположенных отверстия и попадают в сборный дымоход. Водяная рубашка (камера догрева) с расположенным в ее центре надтопочным-диском является переходным элементом от контактной камеры к топке. Она предохраняет от перегрева поверхности аппарата, расположенные вокруг выходного отверстия топки. В рубашке имеются патрубки для входа и выхода воды.
Рис. 5.30. Форсуночно-насадочный контактный водонагреватель ФНКВ-1М
1 — влагоуловитель; 2 — форсунки; 3 — насадок; 4 — надтопочный диск;
5 — топка; 6 — камера догрева; 7 — газовая горелка; 8 — шамотная засыпка;
9 — сливная труба; 10 — предохранительный клапан; 11 — выход горячей воды
Топка состоит из двух цилиндров диаметром 1250 мм и 1700 мм, вставленных один в другой с кольцевым зазором, в котором находится вода. Внутри малого цилиндра происходит процесс сгорания газа. Боковые стенки цилиндра являются радиационными поверхностями нагрева. В низу топки находится слой битого шамотного кирпича. Для розжига аппарата и наблюдения за происходящими в нем процессами в аппарате имеются отверстия, закрывающиеся лючками. Верхняя зона радиационной поверхности, не охлаждаемая водой, футерована огнеупорным кирпичом. Съемный конус отделяет потоки воды, нагретые в контактной камере и через радиационные поверхности. Под съемным конусом смонтирован водосборник, служащий для равномерного отбора горячей воды в верхнем сечении топки. В нагревателе предусмотрена установка трех горелок ИГК-60, работающих на газе среднего давления. В топке предусмотрена установка взрывного предохранительного клапана.
Газ в аппарате сжигается на поверхности битого шамотного кирпича, положенного на под топки. При работе куски кирпича нагреваются до ярко-красного каления, что обеспечивает хорошее выгорание горючих элементов топлива, а также развитый лучистый теплообмен. Высокотемпературные продукты сгорания, отдав примерно половину своей теплоты поверхности нагрева топки, поступают с температурой примерно 1000 °C в контактную камеру. В этой зоне в поток газов вбрызгивается из форсунок вода в виде мелких капель. После чего продукты сгорания, охлажденные до 300—350 °C, входят в насадочную часть контактной камеры, где они интенсивно охлаждаются, выделяя скрытую теплоту конденсации водяных паров. Пройдя каплеуловитель, который задерживает капельную влагу, продукты сгорания со 100 %-ной относительной влажностью выбрасываются в атмосферу.
Температура уходящих газов составляет 35—40 °C, если нагреватель установлен в системе горячего водоснабжения, и 45— 70 °C — если в системе отопления.
Вода в контактной камере нагревается до 65—80 °C, затем сливается на надтопочный диск, из которого переливается на верхний конус, откуда по специальным внутренним каналам в нижнюю зону топки, где, поднимаясь, нагревается до 98—99 °C. Из топки вода, проходя через гидрозатвор, сливается самотеком в сборный бак. Откуда насосом подается потребителю. Расход воды через нагреватель от 10 до 30 м3/ч. Котел не требует устройства химводоподготовки и может работать на воде с карбо
натной жесткостью до 6 мг-экв/кг. Особенностью контактного нагрева воды является насыщение ее коррозионно-активными газами. Повышенная кислотность воды и коррозионная активность требуют ее обработки в декарбонизаторах.
ФКНВ-1М комплектуется вентилятором, сборным баком, циркуляционным насосом, автоматикой безопасности и площадками обслуживания
ФНКВ-1М относится к котлам с частичным использованием теплоты конденсации водяных паров, что позволяет получать высокий КПД ( при работе в системе отопления — до 90 %; в системе горячего водоснабжения — до 97 %, считая по высшей теплоте сгорания топлива; по низшей теплоте сгорания соответственно 99—100, 107—108 % ).
Экономичность использования ФНКВ-1М зависит от температуры воды на входе, плотности орошения В контактной камере, температуры точки росы водяных паров, их содержания в уходящих газах и принятой схемы подключения.
Имеется три основные принципиальные схемы теплоснабжения с использованием водонагревателя ФНКВ-1М (рис. 5.31). Наиболее надежна и экономична одноступенчатая схема с параллельным подключением теплообменников.
От водопровода
Рис. 5.31. Схемы подключения ФНКВ-1М к системе теплоснабжения
а — нв отопление; б — параллельное присоединение подогревателей горячего водоснабжения; в — смешанное подключение подогревателей горячего водоснабжения; 1 — ФНКВ; 2 — сборный бак; 3 — циркуляционный насос;
4 — система отопления; 5 — система горячего водоснабжения; 6 — подогреватель горячего водоснабжения; 7 — подмешивающий насос; 8 — подогреватель первой ступени; 9 — подогреватель второй ступени; 10 — регулятор расхода воды; 11 — регулятор температуры
Среднегодовой КПД возрастает на 1,5—2,5 % при использовании в схеме баков—аккумуляторов горячей воды.
Контактно-поверхностный газовый котел КПГВ-1 предназначен для нагрева воды для нужд систем горячего водоснабжения и устанавливается в отопительных котельных. Основные элементы котла: теплогенерирующая часть (цилиндрическая топка с блочной инжекционной горелкой БИГ-ПП-12в), теплоиспользующая часть (две контактные насадочные камеры и водяная рубашка топки), водяной объем и каплеуловитель. Конструкция контактно-поверхностного котла КПГВ-1 представлена на рис. 5.32. Горелка 3 котла имеет 12 смесителей воздуха и газа. Непосредственным продолжением смесителей является туннель 2, служащий для стабилизации процесса горения. Между горелкой и топочной камерой 19 с водяной рубашкой 20 расположена вставка 4 из огнеупорного кирпича, в которой имеется взрывной клапан 1. На выходе из топочной камеры устроен регулирующий клапан 8. У выхода из топки имеется горка 21, состоящая из боя шамотного кирпича.
В прямоугольном корпусе котла, выполненном из углеродистой стали с внутренним антикоррозийным покрытием, имеются съемные опорные решетки 9, на которых размещают два слоя теплообменной керамической насадки в контактных камерах 10 и 12, а также слой каплеулавливающей насадки 14. В межнасадочное пространство подведен патрубок 11. Над насадкой 12 расположен съемный водораспределитель 13, состоящий из коллектора и десяти перфорированных труб. В верхней части корпуса котла имеется короб 15 и съемная крышка 16. В зоне рабочей насадки 12 в корпусе котла устроен люк 17. Водяной циркуляционный контур включает насос 5 и промежуточный теплообменник 18. Водяной объем (нижняя часть корпуса) 6 котла оборудован водомерным стеклом 23, люком 22 и переливной трубой 7 с гидрозатвором.
Котел работает следующим образом. Сгорание природного газа происходит в водоохлаждаемой цилиндрической топке 19. Поступающие из топки уходящие газы проходят через контактную камеру 10 и смешиваются в межнасадочном пространстве с уходящими газами от обычных поверхностных котлов, установленных в котельной совместно с котлом КПГВ. Уходящие газы от этих котлов подаются через патрубок 11. Затем смесь газов проходит контактную камеру 12, каплеулавливающий слой 14 и через патрубок 15 удаляется из котла дымососом. Вода из циркуляционного контура поступает в водораспределитель 13 и,
стекая в водяной объем 6 по насадке первой 12 и второй 10 контактных камер, подогревается. Из водяного объема вода через гидрозатвор удаляется насосом 5 и подается в водяную рубашку топки 20, где догревается до необходимой температуры и подается в промежуточный теплообменник 18. Там она охлаждается, нагревая воду для внешних потребителей теплоты, и подается на водораспределитель 13.
Рис. 5.32. Контактно-поверхностный котел КПГВ-1
1 — взрывной клапан; 2 — туннель; 3 — горелка; 4 —вставка; 5 — насос; 6 — водосборник; 7 — переливная труба; 8 — клапан; 9 — опорная решетка; 10, 12 — секции контактной камеры; 11 — патрубок отходящих газов; 13 — водораспределитель; 14 — каплеуловитель; 15 — короб; 16 — съемная крышка; 77 — люк; 18 — теплообменник; 19 — топка; 20— водяная рубашка; 21 — горка из кирпича; 22 — люк; 23 — водомерное стекло
Котел работает с принудительной тягой. В качестве дымососа может быть использован обычный центробежный вентилятор.
Техническая характеристика котла КПГВ-1
Номинальная тепловая мощность, МВт...............1,0
Производительность по воде, м3/ч...............10—14
Температура нагрева воды, °C...................95—70
Температура уходящих газов, °C.................50—30
Аэродинамическое сопротивление, Па.......... 500—700
КПД по высшей теплоте сгорания газа.............0,95
Габариты, мм:
высота...................................... 3900
длина....................................... 3000
ширина...................................... 2000
Диаметр топки, мм...............................1000
Масса, кг: керамической насадки........................ 1100
металлической части......................... 1800
общая....................................... 2900
Преимуществами описанных выше конструкций контактных водоподогревателей перед обычными водогрейными котлами являются: высокий эксплуатационный КПД, простота устройства, отсутствие развитых металлических тепловоспринимающих поверхностей, низкая стоимость, безопасность в работе. К числу недостатков можно отнести отсутствие возможности нагрева воды до температуры выше 95—98 °C и повышенная коррозионная агрессивность полученной воды.
Контактный экономайзер ЭК-Б. Для использования теплоты отходящих газов различных тепловых устройств, работающих на газообразном топливе, разработан контактно-поверхностный водонагреватель (рис. 5.33). Он состоит из газотрубного поверхностного теплообменника, включающего корпус, трубные доски 4, 9 с закрепленными в них газовыми трубами 17, центральную секцию промывки продуктов сгорания 16 с водяным поддоном 12. В верхней части секции промывки расположен ороситель-и каплеуловитель. Над промывной секцией размещен контактный водонагреватель 1. Нагрев воды производится двухступенчато в водо-водяных теплообменниках соответственно контактной ступени 2 и поверхностной 6.
Водонагреватель работает следующим образом. Отходящие газы поступают в газотрубный пучок и проходят по нему сверху вниз. По выходе из труб газовый поток набегает на водяную поверхность поддона, на которую выпадают мелкие пылевые загрязнения, содержащиеся в газах. Далее газы направляются в промывную секцию 16, в которой дополнительно очищаются
при контакте с циркулирующим раствором, распыляемым при помощи форсунок 22. При промывке газы охлаждаются и увлажняются, после чего направляются в контактный нагреватель 1 и, окончательно охладившись, удаляются отсасывающим вентилятором 20. Водопроводная вода поступает в водо-водяной теплообменник 2 контактной ступени, а далее в водо-водяной теплообменник 6, в котором дополнительно нагревается горячей водой, поступающей из межтрубного пространства газотрубного пучка. Нагретая вода сливается в бак горячей воды 21. В водонагревателе таким образом имеется три циркуляционных контура: два контура, по которым циркулирует промежуточный теплоноситель (газотрубный пучок — водо-водяной теплообменник II ступени догрева и контактный водонагреватель — теплообменник первой ступени нагрева) и контур промывки газового теплоносителя. Нагреваемая вода не подвергается контакту с газами ни в одном из нагревательных контуров и поэтому сохраняет свои первоначальные свойства, т.е. удовлетворяет требованиям, предъявляемым к питьевой воде.
Рис. 5.33. Контактно-поверхностный утилизатор теплоты отходящих газов
1 — контактная камера; 2, 6 — водо-водяные теплообменники; 3, 7,8— насосы; 4 — водяные полости; 9 — трубные доски; 10, 14 — поддон газотрубного пучка; 11 — фильтр; 12 — поддон промывочной секции; 13 — люки; 15 — труба перетока конденсата; 16 — секция промывки; 17 — газовые трубы; 18 — люки для чистки газовых труб; 19 — гидрозатвор; 20 — вентилятор;
21 — бак горячей воды; 22 — форсунки промывочного раствора
5.12. Конструктивные элементы котлов
Экономайзеры и воздухоподогреватели. В паровых котлах температура тепловоспринимающей стенки по всему агрегату почти одинакова и немного превышает температуру кипения. По мере повышения давления пара температура стенки повышается, что приводит к повышению температуры уходящих газов. Выпускать в атмосферу газы с такой высокой температурой нерационально. К устройствам, предназначенным решить эту проблему, относятся экономайзеры и воздухоподогреватели.
Водяной экономайзер представляет собой трубчатый теплообменник, в котором питательная вода перед поступлением в котел подогревается за счет теплоты уходящих газов.
Экономайзеры условно делятся на два типа — кипящие и некипящие. Некипящие предназначены для подогрева питательной воды до температуры на 30—40 °C ниже температуры кипения, чтобы предотвратить парообразование и гидравлические удары внутри него. Некипящие экономайзеры устанавливаются индивидуально на котел или на группу котлов низкого давления (до 2,4 МПа) и малой мощности и могут отключаться от котлов как по газовому, так и по водяному тракту. Некипящие экономайзеры выполняют в виде пакета гладких стальных или чугунных ребристых труб. Кипящие экономайзеры, как правило, в современных котлах устанавливаются индивидуально к каждому из них и не отключаются по газовому и водяному тракту от остальных элементов котла. Выполняются только из стальных труб.
Чугунные водяные экономайзеры устанавливаются на котлы, работающие с давлением не более 2,4 МПа. Экономайзеры данного типа выполняют из чугунных ребристых труб с фланцами, которые соединяют между собой с помощью чугунных калачей. Длина оребренных чугунных труб экономайзера конструкции ВТИ составляет 1,5; 2 или 3 м, диаметр труб — 76x8 мм, присоединительный фланец квадратный размером 150x150 мм. Полная поверхность нагрева составляет соответственно 2,18; 2,95; 4,49 м2 (рис. 5.34). Число труб в пакете в горизонтальной плоскости определяется исходя из скорости продуктов сгорания, обычно в диапазоне 6—9 м/с; число горизонтальных рядов определяется потребной общей поверхностью нагрева. Компоновка чугунного экономайзера показана на рис. 5.35. Вода движется последовательно по всем трубам снизу вверх. Газы, омывающие оребренные трубы, — сверху вниз. При такой схеме движения воды (подъемном) обеспечивается лучшее удаление воздушных пузырьков. Для удаления
возможных отложений наружные поверхности экономайзеров периодически при помощи обдувочных аппаратов подвергают обдувке паром или сжатым воздухом. Одним обдувочным устройством обдувается не более четырех горизонтальных рядов труб. Для обеспечения надежной эксплуатации на входе и выходе устанавливают необходимую арматуру — предохранительные клапаны и запорные вентили, термометры, манометр, спускной вентиль, обратный клапан, а в верхней точке экономайзера — вантузы для удаления воздуха. В случае необходимости предусматривают питание котла через обводную линию, минуя котел (рис. 5.35,в). Чугунные экономайзеры поставляют или в виде отдельных деталей со сборкой на месте монтажа, или в виде транспортабельных блоков в облегченной обмуровке с металлической обшивкой.
Рис. 5.34. Детали чугунного водяного экономайзера системы ВТИ а — ребристая труба; б — соединение труб
Рис. 5.35. Чугунный ребристый экономайзер
а — общий вид; б — компоновка одноходового чугунного экономайзера; в — схема размещения арматуры; 1 — ребристые трубы; 2 — фланцы; 3 — соединительные калачи; 4, 5 — обдувочный аппарат; 6 — предохранительный клапан;
7— термометр; 8 — вантуз; 9 — обратный клапан; 10— манометр
Достоинство чугунных экономайзеров — устойчивость против коррозии как по внутренней, так и по внешней поверхности. Недостатки — низкая теплопередача и, как следствие, громоздкость, а также повышенная чувствительность к гидравлическим ударам. Чугунные экономайзеры широко применяют в составе котлов ДКВР и ДЕ.
Стальные экономайзеры могут быть как некипящими, так и кипящими, изготавливаются из стальных труб малого диаметра (28—38 мм), изогнутых в виде змеевиков, концы которых приварены к сборным коллекторам. Коллекторы изготавливают из труб большого диаметра (150—300 мм) и, как правило, выносят из зоны газового обогрева. Иногда коллекторы, объединяющие змеевики, размещают в газоходе, в этом случае они дают дополнительную поверхность нагрева и одновременно служат для опоры экономайзера. В целях повышения эффективности теплообмена и компактности экономайзеров к трубкам могут быть приварены плавники или экономайзер может выполняться из плавниковых труб (рис. 5.36). Змеевики располагают горизонтально и, как правило, в шахматном порядке. Для удобства очистки поверхностей нагрева от наружных загрязнений и его ремонта экономайзер разделяют на пакеты высотой до 1,5 м. Разрывы между пакетами должны быть 550—600 мм. На рис. 5.37,а приведена, конструкция стального экономайзера. Питательная вода поступает .в нижний коллектор, где распределяется по параллельно включенным змеевикам. Пройдя их и нагревшись, вода поступает в верхний коллектор, а оттуда — в котел. Для некипящих экономайзеров и некипящей части кипящих скорость движения воды должна быть не ниже 0,3—0,4 м/с. В кипящих экономайзерах для предотвращения возможного расслоения пароводяной смеси эта скорость принимается не менее 1 м/с. Скорость движения газов обычно составляет 10—12 м/с.
Рис. 5.36. Плавниковые и с приваренными ребрами трубы а — с приваренными ребрами; б — плавниковые трубы
а) | Выход воды
Рис. 5.37. Стальной змеевиковый экономайзер (а) и схема размещения арматуры иа экономайзере (б)
1 — нижний входной коллектор; 2 — верхний выходной коллектор; 3 — змеевики; 4 — опорные стойки змеевиков; 5 — обмуровка; 6 — опорная балка с воздушным охлаждением; 7 — спуск воды; 8 — задвижка или вентиль; 9 — обратный клапан; 10 — регулятор питания
Во избежание коррозии наружных поверхностей стального экономайзера температура воды, поступающей в экономайзер, должна быть на 5—10 °C выше точки росы водяных паров в дымовых газах. Иначе возможно выпадение конденсата. На рис. 5.37,5 показана схема подсоединения кипящего экономайзера к котлу."
В настоящее время для котлов на газовом топливе применяют змеевики из биметаллических труб (внутри стальная труба, снаружи — алюминиевая с плотным оребрением). Такая конструкция позволяет снижать температуру уходящих газов ниже точки росы и использовать скрытую теплоту конденсации водяных паров. Однако в этом случае предъявляются повышенные
требования по коррозионной стойкости к газоходам и дымовой трубе, а также требуется утепление оголовка дымовой трубы для предотвращения его обмерзания.
Экономайзер (рис. 5.37,а) крепят с помощью опорных стоек 4, опирающихся на охлаждаемые воздухом балки. Стойки имеют специально приваренные к ним гребенки, на которые опираются трубки змеевиков.
Другим способом более глубокого охлаждения уходящих газов для использования скрытой теплоты конденсации водяных паров является использование контактно-поверхностных экономайзеров, конструкция которых подробно рассмотрена в разделе 5.11 «Контактные и контактно-поверхностные водонагреватели».
Воздухоподогреватели — устройства, в которых воздух, поступающий в топку, подогревается за счет теплоты уходящих газов. Поступающий в топку горячий воздух ускоряет и улучшает процесс горения, позволяя вести процесс горения с меньшими коэффициентами избытка воздуха, снижать потери от химического и механического недожога, а также повышать температуру продуктов сгорания в топке, улучшая условия радиационного и конвективного теплообменов.
Применяют два вида воздухоподогревателей: рекуперативные и регенеративные. В рекуперативном воздухоподогревателе теплота продуктов сгорания передается непрерывно воздуху через стенку, разделяющую теплообменивающиеся среды. В регенеративном — теплота передается при помощи металлической насадки, которая периодически нагревается продуктами сгорания, а затем отдает накопленную в ней теплоту нагреваемому воздуху.
Применяют преимущественно трубчатые рекуперативные воздухоподогреватели с вертикальным расположением труб. Скорость газов обычно составляет 10—14 м/с, воздуха — 6—8 м/с. Продукты сгорания проходят внутри труб, воздух омывает их снаружи поперечным потоком (рис. 5.38). Обычно воздухоподогреватели изготавливают из стальных труб диаметром 30—40 мм при толщине стенки 1,2—1,5 мм. Концы труб приваривают к трубным доскам и располагают в шахматном порядке. Для получения необходимой скорости воздуха трубную систему по высоте разделяют промежуточными трубными досками на несколько ходов. Для перепуска воздуха из одного хода в другой устанавливают перепускные короба. Снаружи воздухоподогреватель имеет обшивку из стального листа. Снизу воздухоподогреватель опирается нижней трубной доской на раму, связанную с каркасом котла. Для предотвращения температурных расширений трубной системы
верхняя трубная доска соединяется с газоходом линзовым или набивным компенсатором (рис. 5.39). Крупные воздухоподогреватели для удобства монтажа и транспортировки выполняют из нескольких секций. Различные схемы компоновки трубчатых воздухоподогревателей показаны на рис. 5.40.
Рис. 5.38. Трубчатый воздухоподогреватель
1 — стальные трубы; 2, 6 — верхняя и нижняя трубные доски; 3 — компенсатор; 4 — воздухоперепускной короб; 5 — промежуточная трубная доска;
7, 8— опорные рамы и колонны
Рис. 5.39. Компенсаторы тепловых расширений воздухоподогревателя
а — линзовый компенсатор; б — набивной компенсатор; 1 — трубная доска; 2 — компенсатор расширения труб относительно короба; 3 — компенсатор расширения короба относительно каркаса; 4— каркас короба; 5— камера с крошкой шамота и песка; 6 — лист уплотнения
Рис. 5.40. Схемы компоновки воздухоподогревателей
а — двухпоточный по воздуху с двухсторонним его подводом; б — двухпоточный при одностороннем подводе воздуха; в — многопоточный по воздуху;
1 — вход холодного воздуха; 2 — выход горячего воздуха
Трубчатые воздухоподогреватели просты по конструкции, надежны в работе, обладают хорошей газоплотностью. Недостаток — большая металлоемкость.
Регенеративный воздухоподогреватель (рис. 5.41) конструктивно представляет собой вращающийся барабан с набивкой из тонких стальных гофрированных и плоских листов, образующих систему каналов с малым размером сечения для прохода воздуха и продуктов сгорания. Набивка, являющаяся поверхностью теплообмена, разделена сплошными радиальными перегородками на изолированные секторы.
Барабан медленно вращается в неподвижном корпусе. Скорость вращения 2—6 об/мин. Корпус разделен на две части секторными плитами. В один сектор через горловину поступают продукты сгорания, в другой — воздух. Движение газа и воздуха раздельное и непрерывное. При вращении барабана его металлическая набивка попеременно проходит через эти потоки. Сначала теплота газов аккумулируется, а затем — отдается воздуху. Достоинством регенеративных воздухоподогревателей являются их компактность и малая металлоемкость. Недостаток — повышенный переток воздуха в газовую среду и наличие вращающихся элементов. Кроме того, вследствие коробления набивки подогрев воздуха обычно ограничен температурой 300 °C.
2500x4300
2500x5500
Рис. 5.41. Регенеративный воздухоподогреватель
1 — вал ротора; 2 — подшипники; 3 — электродвигатель; 4 — набивка; 5 — наружный кожух; б, 7 — радиальное и периферийное уплотнение; 8 — утечка воздуха
5.13.	Каркас и обмуровка котлов
Каркасом котла называется металлическая конструкция, которая воспринимает массы барабана, поверхностей нагрева, обмуровки, лестниц, площадок и прочих вспомогательных элементов и передает их на фундамент. Котлы низкого давления и малой паропроизводительности обычно поставляют собранными на раме, которая непосредственно крепится к фундаменту. В этом случае основным назначением каркаса является придание обмуровке котла большей устойчивости и прочности.
Каркас представляет собой рамную конструкцию, выполненную из стандартных металлических профилей, изготовленных из малоуглеродистой стали. Каркас состоит из основных колонн и балок, несущих главную нагрузку от барабанов и поверхностей нагрева, и вспомогательных балок, служащих для обвязки и придания жесткости каркасу, а также для крепления обмуровки, гарнитуры и других деталей котла.
На рис. 5.42 показана схема каркаса барабанного котла. Основные колонны обычно выполняют составными из двутавров или швеллеров требуемого сечения, жестко соединенных между собой накладками из листовой стали. Для уменьшения давления колонн на фундамент нижнюю часть колонн снабжают башмаками, имеющими поперечное сечение, большее, чем сами колонны. Башмаки крепят к фундаменту анкерными болтами или заливают непосредственно бетоном. Основные горизонтальные балки приваривают к колоннам, образуя рамную систему. Несущие и распорные горизонтальные балки выполняют из стальных швеллеров, двутавров и угольников. В том случае когда стандартный сортамент прокатных профилей не обеспечивает необходимой прочности колонн и балок, их делают в виде сборных конструкций, состоящих из нескольких профилей и листовой стали, сваренных между собой. Частью конструкции являются помосты, необходимые как для монтажа, так и для обслуживания котла. Помосты представляют собой рамные конструкции с приваренными к ним листами рифленой стали. Помосты между собой соединяют металлическими лестницами. Угол наклона лестниц не должен превышать 50° к горизонту, а ширина лестниц должна быть не менее 600 мм.
Рис. 5.42. Схема каркаса котла
1 — колонны; 2 — несущие потолочные балки; 3 — фермы; 4 — ригель;
5 — стойки
Учитывая, что при работе котла его элементы подвергаются нагреву и, как следствие, происходит их термическое расширение, необходимо их крепление производить с применением компенсирующих элементов. С этой целью барабаны устанавли-
вают на специальных подвижных опорах, закрепленных на горизонтальных балках каркаса, или подвешивают к этим балкам (рис. 5.43 и 5.44). Коллекторы экранов, пароперегревателей и экономайзеров крепятся к каркасу шарнирными подвесками, а при малой их длине — свободно опираются на скользящие опоры, закрепленные на каркасе.
Рис. 5.43. Роликовая опора барабанного котла
Рис. 5.44. Схемы подвески барабанов на стальных бандажах (а) и за проушины (б)
Обмуровкой котла называется плотное теплоизолирующее ограждение топочной камеры и газоходов. Основное назначение обмуровки заключается в обеспечении минимальных потерь теплоты в окружающую среду от элементов котла, имеющих температуру выше температуры окружающей среды и минимальные присосы наружного воздуха к продуктам сгорания. Об
муровка современных котлов должна, как правило, обёепечи-вать превышение ее температуры над температурой окружающей среды не более чем на 20—25 °C. Присосы воздуха для котлов с дутьевыми горелками на газообразном и жидком топливе, работающих под разрежением, не должны превышать 1 % объемного расхода продуктов сгорания при номинальной теплопроизво-дительности и разрежении в топке 5 Па.
Тепловая изоляция не должна подвергаться существенным изменениям в течение срока службы и выделять вредные вещества при нормальных условиях эксплуатации.
Кроме того, конструкция обмуровки должна быть простой и не требовать больших затрат труда и времени на ее изготовление и монтаж.
Обмуровка современных котлов представляет собой комбинированную систему, выполненную из кирпича, огнеупорных плит, изоляционных материалов, уплотняющих обмазок, металлической обшивки и других элементов.
Обмуровки в зависимости от конструкции и способа крепления могут быть разделены на несколько видов.
Тяжелая обмуровка опирается непосредственно на фундамент и выполняется из кирпича в два слоя, общей толщиной 380—640 мм (1,5—2 кирпича). Внутренний слой обмуровки (рис. 5.45,с,б) выкладывают из огнеупорного, чаще всего шамотного, кирпича и называют футеровкой. Внешний слой выполняют из обычного кирпича. Обе части обмуровки кладутся независимо друг от друга. Для устойчивости через каждые пять-шесть рядов между слоями делают перевязку путем выпуска огнеупорных кирпичей. При большой высоте стен кладку обмуровки разделяют на участки и тем самым разгружают футеровку по высоте. В противном случае перевязывающие кирпичи могут ломаться и связь между слоями может быть нарушена. Для предотвращения температурных деформаций в кладке предусматриваются температурные швы, заполняемые асбестовым шнуром. Тяжелую обмуровку применяют при высоте стен не более 12 м, при большей высоте она становится механически ненадежной. Применяется для котлов малой и средней теплопроизводительности.
Облегченную обмуровку используют в котлах средней теплопроизводительности. Обмуровку выполняют (рис. 5.45,в) из двух или трех слоев различных материалов общей толщиной до 500 мм. Внутренний огнеупорный слой (футеровка) имеет толщину 113 мм и выполняется из шамотного кирпича. Средний теплоизоляционный слой выполняют из диамотного кирпича толщи-
ной 113 мм, облицовочный — из совелитовых плит толщиной 65—150 мм. Средний изоляционный слой часто выполняют из совелитовых плит толщиной 100 мм. Облегченная обмуровка опирается непосредственно на каркас, поэтому высота ее не ограничена. Через каждые 1—1,5 м устраивают разгрузочные пояса. При этом вся стенка делится на ряд ярусов, каждый из которых опирается на чугунные или стальные кронштейны, укрепленные на каркасе котла. Между кронштейном и кладкой предусматривают горизонтальные температурные швы, проложенные асбестовым шнуром. В некоторых конструкциях для увеличения прочности обмуровки применяют специальное крепление вертикальных ярусов к каркасу с помощью чугунных крюков. Снаружи обмуровку или обшивают стальными листами, или обмазывают газонепроницаемой штукатуркой.
а)
Рис. 5.45. Конструкции обмуровок вертикальных стен
а и б — массивная свободного стояния: 1— разгрузочные пояса; 2 — футеровка; в — облегченная накаркасная: 1 — стальные или чугунные кронштейны;
2 — фасонный шамотный кирпич; 3 — горизонтальный температурный шов; 4 — фасонный шамотный кирпич; 5 — шамотный кирпич; 6 — фасонный шамотный кирпич; 7 — чугунный каркас; 8 — горизонтальные трубы, закреплен-, ные на каркасе; 9 — легковесный теплоизолирующий кирпич или теплоизоляционная плита; 10 — наружная металлическая обшивка; 11 — разгрузочные и притягивающие пояса; г — щитовая обмуровка: 7— первый слой щита из огнеупорного бетона; 2 — стальная сетка; 3, 4— теплоизолирующие плиты; 5 — газоплотная обмазка
Легкую обмуровку накаркасного типа выполняют из щитов, состоящих из двух слоев теплоизолирующих материалов, защищенных со стороны омывающих их газов слоем жароупорного бетона (рис. 5.45,г). Металлическую рамку таких щитов крепят к каркасу котла. Плиты, предназначенные к установке в не защищенных экранами местах, имеющих более высокие температуры, изготовляют большей толщины. Достоинством накаркас-ной обмуровки являются ее небольшая масса и простота монтажа. Однако такая обмуровка имеет меньшую газоплотность. Накаркасную обмуровку применяют преимущественно для котлов большой теплопроизводительности.
Натрубная обмуровка состоит из нескольких слоев теплоизолирующей массы, которая накладывается непосредственно на трубы и удерживается с помощью приваренных к трубам шипов, крюков и проволочной сетки (рис. 5.46). Теплоизолирующая масса такой обмуровки состоит из слоя огнеупорной хромитовой массы, легковесного бетона и изоляционных плит. Кроме того, наносят уплотняющую штукатурку и газоплотную обмазку. В некоторых случаях такую обмуровку выполняют в виде плит, изготовленных из огнеупорных и теплоизоляционных слоев, устанавливаемых на поясах жесткости, закрепленных на трубах. В этом случае панели изготавливают на заводе, а жароупорный слой наносят в пластичном состоянии на трубы экрана вручную.
Газотрубные котлы теплоизолируются, как правило, специальными теплоизоляционными матами, а снаружи обшиваются стальными панелями, крепящимися к каркасу котла саморезами.
Рис. 5.46. Натрубная обмуровка
1 — слой хромитовой массы; 2 — стальная сетка; 3, 4 — теплоизолирующие плиты; 5 — газоплотная обмазка
5.14.	Гарнитура котла
Гарнитурой котла называются устройства, предназначенные для обслуживания котла и наблюдения за его работой. К ней относятся лазы с дверками, воздушные и газовые заслонки, гляделки, взрывные клапаны, лючки, обдувочные аппараты.
Лазы служат для осмотра, ремонта и очистки топки и газоходов. Лазы выполняют в виде стальных или чугунных рам, заделываемых в обмуровку, к которым крепят дверки размером не менее 400x500 мм (рис. 5.47).
Рис. 5.47. Лаз
Контроль за процессом горения производится через гляделку, установка которой в облегченной обмуровке показана на рис. 5.48. Для улучшения обзора в обмуровке обычно делают расширяющийся конус с углом раскрытия 60—90°.
Асбестовый шнур
Рис. 5.48. Гляделка в облегченной обмуровке
Для регулирования тяги и перекрытия газоходов применяют заслонки и всякого рода затворы, которые выполняют поворотными или шиберными (опускными) (рис. 5.49).
Рис. 5.49. Котельные заслонки — шиберы
1 — поворотная заслонки; 2 — подъемная заслонка
Обдувочные аппараты предназначены для удаления отложений с внешней стороны поверхностей нагрева котла струей пара или сжатого воздуха. Возможна очистка обмывкой водой или с помощью чугунной дроби.
В настоящее время получил распространение газоимпульсный способ очистки (ГИО). Устройство ГИО состоит из смесителя газа и воздуха, импульсной камеры, блока зажигания и управления.
Устройство ГИО работает следующим образом: в смеситель установки подается газ из цехового газопровода, туда же вводится воздух от компрессора или другого нагнетателя в соотношении, близком к стехиометрическому. Смесь по смесепроводу подают в импульсную камеру. После заполнения камеры смесью от блока зажигания подают импульс высокого напряжения (5— 10 кВ) на источник воспламенения (автомобильную свечу). Пламя, проходя по смесепроводу, который выполняет и функцию пламяпровода, саморазгоняется до перехода в область детонационного горения и вызывает взрыв газовоздушной смеси в импульсной камере. На выходе из камеры генерируется ударная волна большой мощности со значительным перепадом давления на фронте. Поступая в газоход котла через выхлопное сопло, ударная волна разрушает и сбивает отложения с поверхностей нагрева. Число взрывных импульсов и их периодичность задаются блоком зажигания и управления.
Для защиты обмуровки и газоходов от разрушений при взрывах котлы с камерными топками, работающими на газообразном и жидком топливе, оборудуют взрытыми предохранительными клапанами. На рис. 5.50 показаны конструкции применяемых предохранительных клапанов. Клапаны устанавливают в обмуровке топки, последнего газохода котла и экономайзера. Допускается не устанавливать взрывные клапаны в обмуровке котлов, имеющих один ход продуктов горения, а также в газоходах перед дымососами. Число, размещение и размеры взрывных предохранительных клапанов устанавливаются проектной организацией. Обычно площадь взрывного клапана выбирают из расчета 250 см2 площади взрывного клапана на 1 м3 объема топки или газохода котла.
При выполнении взрывных предохранительных клапанов из асбеста необходимо следить за их целостностью, так как вследствие пульсаций в топке возможен его разрыв и повышенный присос холодного воздуха. При выполнении взрывных предохранительных клапанов в виде откидывающихся дверец необходимо проверять плотность прилегания клапана к раме.
5.15.	Арматура и контрольно-измерительные приборы котла
Для обеспечения безопасной и бесперебойной работы котлы оборудуют соответствующей арматурой и контрольно-измерительными приборами (КИП). К арматуре относятся: предохранительные, питательные и обратные клапаны, вентили и задвижки, а также водоуказательные и продувочные устройства. Контрольно-измерительные приборы предназначены для наблюдения и контроля за процессом работы котла. К ним относятся: манометры, тягометры, термометры, расходомеры, газоанализаторы и другие. В зависимости от типа котла (паровой или водогрейный) на него устанавливают различную арматуру и контрольно-измерительные приборы.
Предохранительный клапан предназначен для предотвращения повышения давления в котле выше допустимого. Предохранительные клапаны бывают пружинного (рис. 5.51) и рычажного (рис. 5.52) типов.
При повышении давления в котле или трубопроводе выше допустимого тарелка клапана поднимается, освобождая седло, часть теплоносителя через выходное отверстие уходит в атмосферу, и давление падает до нормального. Шток клапана вместе с тарелкой под действием груза (рычажный) или пружины (пружинный) опускается в первоначальное положение, выходное отверстие перекрывается.
Рис. 5.50. Конструкции предохранительных взрывных клапанов (стрелкой показана сторона, обращенная к газоходу)
а — клапан вмазного типа; б — асбестовый клапан; в — клапан откидного типа; 1 — кровельная сталь; 2 — асбестовый картон; 3 — металлическая сетка;
4 — смесь шамотной глины с асбестом; 5 — металлический короб; 6 — валик;
7 — дверца; 8 — съемная рама; 9 — проволока; 10 — розетка
Рис. 5.51. Клапан пружинный предохранительный
1 — корпус; 2 — тарелка; 3 — пружина; 4 — рычаг ручного подрыва; 5 — шток; 6 — втулка направляющая; 7 — винт стопорный; 8 — втулка нажимная; 9 — втулка демпферная; 10 — крышка; И — колпак; 12 — болт стопорный
Рис. 5.52. Предохранительные иеполноподьемные клапаны а — однорычажный; б — двухрычажный
Перемещая груз по рычагу (рычажный клапан) или изменяя величину сжатия пружины (пружинный) при помощи резьбовой нажимной втулки, можно уменьшать или увеличивать давление срабатывания клапана.
Водогрейные котлы без барабанов с температурой воды до 115 °C производительностью более 405 кВт, а также котлы с барабанами независимо от их производительности должны оборудоваться двумя предохранительными клапанами, водогрейные котлы без барабанов производительностью 405 кВт и менее — одним клапаном. Для паровых котлов паропроизводительностью более 100 кг/ч один клапан (контрольный) должен пломбироваться.
Если в котельной находятся нескольких водогрейных котлов без барабанов, вместо предохранительных клапанов на котлах допускается установка двух предохранительных клапанов диаметром не менее 50 мм на трубопроводе, к которому присоединены котлы. Диаметр каждого предохранительного клапана принимают по расчету для одного из котлов наибольшей производительности и рассчитывают по формулам:
при установке котлов с естественной циркуляцией
,5,160.
106лй’
при установке котлов с принудительной циркуляцией
. 2,580 10W
(5.И)
(5.12)
где d — диаметр прохода клапана, см;
0 — максимальная производительность котла, Вт;
п — число клапанов;
h — высота подъема клапана, см.
При установке предохранительных клапанов на общем трубопроводе горячей воды предусматривают обвод с обратным клапаном у запорного органа каждого котла.
На паровые котлы с давлением до 0,07 МПа для безопасной эксплуатации устанавливают предохранительные выкидные приспособления (гидрозатворы) или самопритирающиеся клапаны КСШ-07. Обычные рычажные или пружинные клапаны на таких котлах не ставят. Предохранительное выкидное устройство (рис. 5.53) срабатывает, когда давление пара в котле превышает рабочее более чем на 10 кПа. Устройство работает следующим образом. Через подвод 1 трубы 2, 3 и 6 заполняются водой до пробочного крана 7. В процессе работы котла пар вытесняет воду из трубы 2 и уровень ее понижается, а в трубах 3 и 6 повышается, и их столб воды уравновешивает давление пара. При повышении давления пара выше допустимого вода из трубы 2 вытесняется до тех пор, пока избыточный пар не выйдет в бак 4 и в атмосферу через трубу 5. Когда давление в котле понизится, вода из бака по трубе 3 вновь заполнит трубы выкидного устройства. Высота выкидного устройства Н выбирается в соответствии с рабочим давлением пара в котле: при давлении 50, 60, 70 кПа она соответственно принимается 6, 7, <?м. Высота заполнения h ~ 0,56Я.
Предохранительный самопритирающийся клапан КСШ-07-810 (рис. 5.54) состоит из корпуса 7, закрытого колпачком 2. Внутри клапана размещен груз-крыльчатка 3, а в трубе, которой он присоединен к паропроводу, запрессовано седло 4, на грузе-крыльчатке размещен грибок 5, закрывающий выход пара из котла. Грибок прижимается к седлу за счет массы груза-крыльчатки, которая имеет три дугообразные лопатки. При повышении установленного в котле давления пара грибок с грузом под
нимается, давление пара распространяется на всю площадь груза и дно клапана, обеспечивая их подъем, затем пар уходит через отверстие в колпачке. Наличие лопаток создает крутящий момент, и груз-крыльчатка начинает вращаться. После выпуска излишнего пара грибок благодаря вращению садится в новое положение и одновременно притирается. Для проверки работоспособности клапана на нем имеются рычаг 7 и ручка 8. Для звуковой индикации срабатывания клапана на нем имеется сигнальный свисток 6.
Рис. 5.53. Предохранительное выкидное устройство
Трубы от предохранительных клапанов обычно выводят за пределы котельной, и они имеют устройства для отвода воды. Площадь сечения трубы составляет не менее двойной площади сечения предохранительного клапана.
На питательном трубопроводе к паровому котлу устанавливают обратный клапан и запорное устройство (рис. 5.55).
Для контроля параметров, наблюдение за которыми необходимо при эксплуатации котельной, предусматривают установку показывающих приборов: для контроля параметров, изменение которых может привести к аварийному состоянию оборудования, — сигнализирующих показывающих приборов, а для конт-
Рис. 5.54 Клапан предохранительный самопритирающийся КСШ-0,7-810
роля параметров, учет которых необходим для анализа работы оборудования или хозяйственных расчетов, — регистрирующих или суммирующих приборов.
Для котлов с давлением пара свыше 0,17 МПа и производительностью менее 4 т/ч устанавливают показывающие приборы для измерения:	' ।
а)	температуры и давления питательной воды в общей магистрали перед котлами;
б)	давления пара и уровня воды в барабане;
в)	давления воздуха под решеткой или перед горелкой;
г)	разрежения в топке;
д)	давления жидкого и газообразного топлива перед горелками.
Рис. 5.55. Запорный вентиль (1) и обратный клапан (2)
Для котлов с давлением пара свыше 0,17 МПа и производительностью от 4 до 30 т/ч устанавливают показывающие приборы для измерения:
а)	температуры пара за пароперегревателем до главной паровой задвижки;
б)	температуры питательной воды за экономайзером;
в)	температуры уходящих газов;
г)	температуры воздуха до и после воздухоподогревателя;
д)	давления пара в барабане (для котлов производительностью более 10 т/ч указанный прибор должен быть регистрирующим);
е)	давления перегретого пара до главной паровой задвижки;
ж)	давления пара у мазутных форсунок;
з)	давления питательной воды на входе в экономайзер после регулирующего органа;
и)	давления воздуха после дутьевого вентилятора;
к)	давления жидкого и газообразного топлива перед горелками за регулирующим органом;
л)	разрежения в топке;
м) разрежения перед дымососом;
н) расхода пара в общей паропроводе от котлов (самопишущий прибор);
о) содержания кислорода в уходящих газах (переносный газоанализатор);
п) уровня воды в барабане котла.
При расстоянии от площадки, с которой ведется наблюдение за уровнем воды, до оси барабана более 6 м или при плохой видимости водоуказательных приборов на барабане устанавливают
два сниженных указателя уровня, при этом один из указателей является регистрирующим.
Для котлов с давлением пара свыше 0,17 МПа и производительностью более 30 т/ч устанавливают показывающие приборы для измерения:
а)	температуры пара за пароперегревателем до главной паровой задвижки (показывающий и регистрирующий);
б)	температуры питательной воды за экономайзером;
в)	температуры уходящих газов (показывающий и регистрирующий):
г)	температуры воздуха до и после воздухоподогревателя;
д)	давления пара в барабане;
е)	давления перегретого пара до главной паровой задвижки (показывающий и регистрирующий);
ж)	давления пара у мазутных форсунок;
з)	давления питательной воды на входе в экономайзер после регулирующего органа;
и)	давления воздуха после дутьевого вентилятора;
к)	давления жидкого и газообразного топлива перед горелками за регулирующим органом;
л)	разрежения в топке;
м) разрежения перед дымососом;
н) расхода пара от котла (показывающий и регистрирующий);
о) расхода жидкого и газообразного топлива на котел (суммирующие и регистрирующие);
п) расхода питательной воды к котлу (показывающий и регистрирующий);
р) содержания кислорода в уходящих газах (автоматический показывающий и регистрирующий газоанализатор);
с) уровня воды в барабане котла.
При расстоянии от площадки, с которой ведут наблюдение за уровнем воды, до оси барабана более 6 м или при плохой видимости водоуказательных приборов на барабане котла устанавливают два сниженных указателя уровня, один из которых является регистрирующим.
Для котлов с давлением пара 0,17 МПа и ниже и водогрейных котлов с температурой воды 115 °C и ниже устанавливают следующие показывающие приборы для измерения:
а)	температуры воды в общем трубопроводе перед водогрейными котлами и на выходе из каждого котла (до запорной арматуры);
б)	давления пара в барабане парового котла;
в)	давления воздуха после дутьевого вентилятора:
г)	давления воздуха после регулирующего органа;
д), разрежения в топке;
е) разрежения за котлом;
ж) давления газа перед горелками.
Для водогрейных котлов с температурой воды более 115 °C устанавливают показывающие приборы для измерения:
а)	температуры воды на входе в котел после запорной арматуры;
б)	температуры воды на выходе из котла до запорной арматуры;
в)	температуры воздуха до и после воздухоподогревателя;
г)	температуры уходящих газов (показывающий и регистрирующий);
д)	давления воды на входе в котел после запорной арматуры и на выходе из котла до запорной арматуры;
е)	давления воздуха после дутьевого вентилятора;
ж)	давления жидкого и газообразного топлива перед горелками после регулирующего органа;
з)	разрежения в топке;
и)	разрежения перед дымососом;
к)	расхода воды через котел (показывающий и регистрирующий);
л)	расхода жидкого и газообразного топлива для котлов производительностью от 30 МВт и более (суммирующие и регистрирующие);
м)	содержания кислорода в уходящих газах (для котлов производительностью до 20 МВт — переносный газоанализатор, для котлов большей производительности — автоматические показывающие и регистрирующие газоанализаторы);
н)	температуры жидкого топлива на входе в котельную;
о)	давления в подающих и обратных трубопроводах тепловых сетей (до и после грязевиков);
п) давления воды в питательных магистралях;
р)	давления жидкого и газообразного топлива в магистралях перед котлами.
Кроме того, в котельной устанавливают регистрирующие приборы для измерения:
а)	температуры перегретого пара в общем паропроводе к потребителям;
б)	температуры воды в подающих трубопроводах систем теплоснабжения и горячего водоснабжения и в каждом обратном трубопроводе;
в)	температуры возвращаемого конденсата;
г)	давления пара в общем паропроводе к потребителю (при требовании потребителя);
д)	давления воды в каждом обратном трубопроводе системы теплоснабжения;
е)	давления и температуры газа в общем газопроводе котельной;
ж)	расхода воды в каждом падающем трубопроводе систем теплоснабжения и горячего водоснабжения (суммирующий);
з)	расхода пара к потребителю (суммирующий);
и)	расхода воды, поступающей на подпитку тепловой сети, при ее количестве 2 т/ч и более (суммирующий);
к)	расхода циркуляционной воды горячего водоснабжения (суммирующий);
л)	расхода возвращаемого конденсата (суммирующий);
м) расхода газа в общем газопроводе котельной (суммирующий);
н) расхода жидкого топлива в прямой и обратной магистралях (суммирующие).
Контроль и наблюдение за уровнем воды в паровом котле ведут с помощью водоуказательных приборов—водоуказательных стекол (рис. 5.56). Водоуказательное стекло представляет собой стеклянную трубку, концы которой вставлены в головки кранов, соединенных с водяным и паровым пространством барабана. При расстоянии от площадки, с которой ведется наблюдение за уровнем воды, до оси барабана более 6 м или при плохой видимости водоуказательных приборов кроме установленных на барабане устанавливают сниженные указатели уровня (рис. 5.57). Эти указатели работают по принципу уравновешивания двух столбов воды в сообщающихся трубках с помощью специально окрашенной жидкости с плотностью, большей чем плотность воды.
Для измерения давления воды и пара на котлах устанавливают манометры. Манометр к котлу присоединяют с помощью изогнутой трубки в виде петли-сифона. В сифоне вследствие конденсации пара образуется водяной затвор, предохраняющий механизм прибора от теплового воздействия пара.
Манометр снабжается трехходовым краном с фланцем для присоединения контрольного прибора. На шкале манометра красной чертой отмечено максимально допустимое давление в данном котле, при превышении которого работа запрещена.
Для измерения температуры воды устанавливают термометры различных типов и конструкций.
Для измерения разрежения в топке и тяги за котлом устанавливают тягонапоромеры. Они, как правило, бывают жидкостными (рис. 5.58). Шкала тягонапоромера расположена вдоль наклонной трубки и с помощью винта может передвигаться для установки стрелки в нулевое положение против первоначального уровня жидкости. Заполняться прибор может подкрашенной водой или спиртом. На котле тягонапоромер устанавливают горизонтально с помощью уровня.
Для измерения расходов используют расходомеры различных видов.
Контроль содержания кислорода в уходящих газах осуществляется различными газоанализаторами.
4
Рис. 5.57. Схема сниженного указателя уровня воды
1 — расширительный сосуд; 2 — соединительные трубки; 3, 6 — верхняя и нижняя водоуказательные колонки; 4 — конденсационный сосуд; 5 — дренажная трубка
Рис. 5.58. Жидкостный тягонапоромер ТНЖ
1 — шкала; 2 — наклонная стеклянная трубка; 3 — стеклянный сосуд;
4, 5 — штуцеры для подключения прибора; 6 — уровень; 7 — винт перемещения шкалы
Контрольные вопросы
1.	Объясните устройство и принцип работы водогрейных котлов.
2.	Поясните особенности чугунных секционных котлов.
3.	Каким образом определяется кратность циркуляции в паровом котле?
4.	Назовите условия устойчивой работы парового котла с естественной циркуляцией теплоносителя. Что такое застой и опрокидывание циркуляции?
5.	Поясните устройство и принцип работы паровых котлов.
6.	Поясните назначение барабанов парового котла.
7.	Что называется в паровом котле водяным и паровым пространством?
8.	Для чего предназначена продувка котла?
9.	Каково назначение сепарационного устройства в верхнем барабане парового котла?
10.	Для чего предназначен пароперегреватель, его устройство?
11.	Каким образом поддерживается необходимая температура пара на выходе из парового котла?
12.	Объясните устройство и принцип работы вертикально-цилиндрических и вертикально-водотрубных котлов.
13.	Поясните устройство и принцип работы водонагревателя типа ФНКВ-1.
14.	Назначение котлов-утилизаторов, особенности их работы?
15.	Назначение и устройство экономайзеров и воздухоподогревателей.
16.	Для чего предназначена гарнитура котла?
17.	Что входит в состав арматуры котла?
18.	Какие виды обмуровки котла вы знаете?
Раздел III. СЖИГАНИЕ ГАЗОВОГО ТОПЛИВА В КОТЛАХ
Глава 6. Конструкция топок
6.1.	Классификация топок. Топки для сжигания газа и мазута. Требования, предъявляемые к топочным устройствам
Топкой или топочным устройством называется часть котла или котельного агрегата или технологического аппарата, предназначенная для сжигания топлива с целью превращения его химической энергии в тепловую.
Общая классификация топочных устройств показана на рис. 6.1. По назначению все топки можно разделить на тепловые, силовые и технологические.
Рис. 6.1. Общая классификация топочных устройств
Тепловые топки предназначены для преобразования химической энергии топлива в тепловую с получением высокотемпературных продуктов сгорания, с последующей передачей теплоты этих продуктов сгорания нагреваемой среде (вода, пар) тем или иным способом (через поверхность нагрева или контактным способом).
воздуха или смеси угол расширения зависит от формы туннеля и степени крутки и может составлять от 30 до 120°. Для газомазутных горелок особое значение имеет угол расширения мазутного факела. У наиболее распространенных горелок ГМГМ угол раскрытия факела 70—80°.
Для защиты боковых экранов от местного перегрева при использовании газомазутных горелок в некоторых случаях применяют отражательные стенки из огнеупорного кирпича. Установка глухих стенок уменьшает тепловоспринимающую поверхность экранов и может привести к перегреву и даже разрыву экранных труб в местах, где они соприкасаются со стенками. Обычно отражательные стенки выполняют в виде решеток, через которые циркулируют продукты горения, и располагают их на расстоянии не менее 50 мм от экранных труб. Опыт эксплуатации современных котлов на мазуте и газе подтверждает возможность надежной, длительной и безаварийной их работы без устройства защитных стенок.
Контрольные вопросы
1.	Что такое горение газового топлива?
2.	Укажите известные вам методы сжигания газового топлива.
3.	Каким образом определяется количество воздуха, необходимого для горения газообразного топлива? Дайте понятие коэффициента избытка воздуха.
4.	Каким образом производится классификация топок для сжигания топлива?
5.	Устройство топок, работающих на газообразном и жидком топливе.
6.	Условия устойчивой работы газовых горелок.
7.	По каким признакам производится классификация газовых горелок?
8.	Какие общие технические требования предъявляют к газовым горелкам?
9.	Каким образом устроена инжекционная горелка ИГК? Конструкция, принцип работы, достоинства и недостатки.
10.	Устройство газогорелочного блока Л1-Н.
11.	Принцип и методика выбора числа и места установок горелок для различных типов котлов при переводе с твердого топлива на газ.
12.	Поясните назначение и устройство предохранительных взрывных клапанов.
Силовые топки служат для получения продуктов сгорания не только с высокой температурой, но и с высоким давлением. Эти продукты сгорания используют в силовых установках (газовые турбины, сопла реактивных двигателей и т.п.).
Технологические топки предназначены для выработки теплоты, использующейся в тех или иных технологических процессах (обжиг, сушка и т.д.). Как правило, остаточная теплота после технологического процесса утилизируется в специальных утилизаторах.
В данном учебнике мы будем рассматривать тепловые топки котлов.
Тепловые топки котлов подразделяют на слоевые — для сжигания кускового твердого топлива и камерные — для сжигания газообразного, жидкого топлива, твердого топлива в пылевидном состоянии, а также для сжигания смеси топлив.
Газообразное топливо сжигается в камерных топках. Если сжигают только газы или газы вместе с жидким топливом, камера может иметь форму, показанную на рис. 6.2,о. При сжигании газа совместно с угольной пылью в нижней части топочной камеры предусматривается воронка для удаления твердых остатков, выпадающих из горящего факела (рис. 6.2,6). В топочную камеру газ и окислитель подают через горелки. Назначением горелки, кроме ввода в топку необходимого для достижения заданной производительности агрегата количества газа и окислителя, является организация смесеобразования и создание у ее устья устойчивого фронта воспламенения для зажигания выходящей из горелки газовой смеси.
При использовании в качестве топлива мазута топка имеет форму, аналогичную показанной на рис. 6.2,о. При сжигании мазута совместно с угольной пылью топка имеет экранированную холодную воронку для удаления попадающей в нее золы.
Размещение форсунок, а также комбинированных газомазутных горелок на камерных топках может быть фронтальным, встречным и угловым. При сжигании распыленного жидкого топлива воздух в топочную камеру подается вместе с ним.
Расстояние между форсунками по горизонтали и вертикали зависит от диаметра амбразуры da горелок и от пода топки. Ось горелки должна располагаться на расстоянии не менее 3, а от боковых стенок топки — на расстоянии не менее 2,5 Ja, чем обеспечивается нормальное развитие горящего факела. Глубину топки выбирают в зависимости от расхода топлива. При фронтальном расположении форсунок производительностью 0,06—0,07 кг/с
a)
Рис. 6.2. Схемы топочных камер для сжигания газа
а — при сжигании газа или жидкого топлива; б — при сжигании газа и угольной пыли
глубина топки должна быть не менее 3 м, а при производительности более 0,14 кг/с — не менее 4 м. Горение мазута в топке должно быть ровным, без хлопков и пульсаций. Причиной плохого горения могут быть повышенное содержание воды или низкая температура горения мазута, неисправность форсунок и т.д.
В зависимости от расположения топки по отношению к поверхности нагрева котла топки подразделяют на внутренние (внутри котла), нижние (под котлом) и выносные, находящиеся вне обогреваемой поверхности.
По режиму подачи топлива топки подразделяют на топки с периодической подачей топлива и с непрерывной подачей.
Топочное устройство должно отвечать следующим требованиям:
обеспечивать заданную тепловую мощность установки с получением теплоносителя требуемых параметров;
должно быть надежным в условиях длительной эксплуатации;
должно быть безопасным и простым в обслуживании;
сгорание топлива в топке должно быть с минимальными потерями от химической и механической неполноты сгорания;
при горении топлива должна быть возможность изменения нагрузки котла в достаточно широком диапазоне;
расход электроэнергии на собственные нужды топки по возможности должен быть минимальным;
в случае возникновения перебоев с поставками основного топлива должна быть предусмотрена возможность применения резервного топлива.
Основными показателями топочного устройства, работающего на газе или мазуте, являются:
пригодность для сжигания данного вида топлива;
тепловая производительность топки, МВт;
количество теплоты Q, выделяющейся в единицу времени при сжигании топлива с низшей теплотой сгорания (?нр (МДж/кг или МДж/м3) при его расходе Вр (кг/с или м3/с)
<2=Снр*Р;
коэффициент избытка воздуха на выходе из топки ат;
потеря теплоты от химической неполноты сгорания qXH, %;
потеря теплоты от механической неполноты сгорания <?мн, %;
видимая объемная плотность тепловыделения qv, МВт/м3, в топке объемом VT, характеризующая возможность сжигания в единице объема топки топлива Вр с располагаемой теплотой сгорания 0нр с допустимыми значениями qXH и qM н
<7к= Л, 0нр/К;
видимая плотность теплового потока МВт/м2, через сечение топки площадью FT
% бнр/ Л;
необходимое давление воздуха перед топкой;
температура дутьевого воздуха.
Глава 7. Газогорелочные устройства котлов
7.1. Горение газового топлива
При горении газового топлива его горючие составляющие вступают в химическое взаимодействие с кислородом. В результате реакции образуются продукты горения: при горении углерода — углекислый газ СО2, водорода — водяные пары Н2О. При сжигании топлива в топках в большинстве случаев кислород для горения поступает из воздуха.
Азот, содержащийся в воздухе, в горении не участвует и, нагреваясь, уносит значительное количество теплоты. Так как в воздухе содержится по объему около 21 % кислорода, 79 % азота и очень небольшое количество других газов, то теоретически необходимый для сжигания газа объем воздуха больше требующегося для реакции горения объема кислорода в 100/21=4,76 раза, и на каждый использованный кубический метр кислорода приходится 79 / 21= 3,76 м3 азота.
Объемные соотношения реакций горения газов могут быть выражены следующим образом.
Водород
Н2 + 0,5О2 + 0,5 х 3,76N2 = Н2О + 1,88N2	(7.1)
1	0,5 1,88	1	1,88
3,38 м3	2,88 м3
Как видно, 1 молекула (или 1 м3) водорода, вступая в реакцию с кислородом, образует при полном сгорании 1 молекулу (или 1 м3) водяных паров. Количество азота до реакции и в продуктах горения осталось неизменным — 1,88 м3. Общий же объем продуктов горения (2,88 м3) стал несколько меньше суммы объемов газов, участвовавших в реакции (3,38 м3). Если в топку поступает недостаточное количество воздуха или не будет обеспечено хорошее перемешивание его с газом, то часть водорода не сгорит, а уйдет с отходящими газами.
Оксид углерода
СО + 0,5О2 + 0,5 х 3,76N2 = СО2 + 1,88N2	(7.2)
1	0,5	1,88	1	1,88
3,38 м3	2,88 м3
Соотношение объемов реагирующих веществ и продуктов горения здесь такое же, как и при сгорании водорода. При неполном сгорании оксид углерода обнаруживается в продуктах горения.
Метан
СН4 + 2О2 + 2 х 3,76N2 = СО2 +2Н2О + 7,52N2	(7.3)
1	2	7,52	1	2	7,52
10,52 м3	10,52 м3
Из уравнения следует, что при полном сгорании 1 м3 метана образуется 1 м3 углекислого газа и 2 м3 водяных паров. Общий объем продуктов горения равен сумме объемов реагировавших газов (10,52 м3). При неполном сгорании метана реакции протекают иначе.
1.	Часть метана сгорает, образуя водяные пары и оксид углерода вместо углекислого газа по реакции
СН4 + 1,5О2 + 1,5 х 3,76N2 = 2Н2О + СО + 5,64N2, т.е. 1 м3 метана, соединяясь с кислородом, образует 2 м3 водяных паров и 1 м3 оксида углерода.
2.	Часть метана сгорает, образуя водяные пары и частицы твердого углерода (сажу ) по реакции
СН4 + О2 + 3,76N2 = 2Н2О + С + 3,76N2.	(7.4)
3.	Часть метана не сгорит совсем и уйдет вместе с отходящими газами.
Все три случая неполного сгорания метана могут происходить в одно и то же время.
Тяжелые углеводороды горят так же, как и метан, только для их сгорания требуется больше кислорода. Например, для паров сжиженных газов реакции записываются так.
Пропан
С3Н8 + 5О2 + 5 х 3,76 N2 = ЗСО2 + 4Н2О + 18,8N2 (7.5)
1	5 18,8	3	4	18,8
24,8 м3	25,8 м3
Бутан
С4Н10 + 6,5О2 + 6,5 х 3,76 N2 = 4СО2 +5Н2О + 24,44N2 (7.6)
1	6,5 24,44	4	5	24,44
31,94 м3	33,44 м3
Особенностью этих реакций является некоторое превышение объема продуктов горения по сравнению с суммой объемов реагирующих веществ. Опасность появления в продуктах горения горючих компонентов более высока, чем при сжигании водорода и метана.
Реакция полного сгорания любого углеводородного газа в воздухе может быть записана в виде уравнения:
CmH„ + (m + л/4)(О2 + 3,76N2) = mCO2 +(m/2)H2O +
+ (m + n/4)3,76N2,	(7.7)
где тип — число атомов соответственно углерода и водорода в молекуле газа.
Очевидно, что при неполном сгорании выделение теплоты уменьшается. Кроме того, при образовании в процессе горения сажи и оседания ее на поверхностях нагрева уменьшается теплоотдача к ним от горячих продуктов горения, а потери теплоты с уходящими газами возрастают.
Практически в продуктах горения может быть кислород, который не успел вступить в реакцию с горючими составляющими или был подан в топку в избыточном количестве. Кроме перечисленных продуктов полного и неполного сгорания, в составе отходящих газов может быть (при наличии в газе сероводорода) незначительное количество сернистого газа SO2.
Количество воздуха, необходимое для горения газов. Зная состав горючих газов и реакции горения, можно подсчитать теоретически необходимое количество воздуха для полного сгорания 1 м3 газа.
Смесь газа с теоретически необходимым для полного сгорания воздухом называют стехиометрической смесью. Для сложных газов теоретический объем кислорода Vo °, м3/м3, требующегося для полного сгорания, определяют по формуле
КОг° = 0,01 (0,5СО + 0,5Н2 + 2СН4 + 3,5С2Н6 + 5С3Н8 +
+ 6,5С4Н10+ 8С5Н12+ЗС2Н4 + 4,5С3Н6 + 1,5H2S-O2), (7.8) а объем воздуха, м3/м3,
К°=4,76КО20.
Приближенно теоретический расход воздуха Кв°, м3/м3, для сжигания природных газов можно определить по значению низшей теплоты сгорания газа 0НР
Кв°»(1,12: 1ООО)0нр.	(7.9)
Однако если в топку подавать только теоретически необходимое количество воздуха, то добиться полного сгорания топлива невозможно. Объясняется это тем, что трудно так перемешать топливо с воздухом, чтобы к каждой молекуле горючих было подведено необходимое количество молекул воздуха. Поэтому на практике приходится подавать воздуха больше, чем теоретически необходимо, т.е. работать с избытком воздуха. При этом часть воздуха проходит через топку, не реагируя с топливом.
Размер избытка или недостатка воздуха определяется коэффициентом избытка воздуха а, который показывает отношение действительного количества воздуха, расходуемого на горение, к теоретически необходимому. Например, если говорят, что топка работает при а = 1,5, это значит, что в топку поступает воздуха в 1,5 раза больше теоретически необходимого. Действительный расход воздуха Ив, м3/с , для сжигания газа в количестве Иг, м3/с, составляет
Ив=аИв°Иг.	(7.9)
Необходимость сжигать топливо полностью при а, близком к 1,0, вызывается стремлением обеспечить наиболее экономичную и эффективную работу агрегата. Чем меньше а, тем меньше теплоты унесут отходящие газы. Но увеличение а снижает температуру в топке, отчего газ горит менее активно и сгорание может стать неполным. Добиваясь сжигания газа с наименьшим а, нельзя его сокращать настолько, чтобы сгорание стало неполным, так как даже небольшая неполнота сгорания приводит к очень значительным потерям теплоты.
Из изложенного следует, что от организации подачи воздуха зависят качественные показатели работы котельных агрегатов.
7.2.	Методы сжигания газового топлива
Методы сжигания газа можно разделить на три основные группы, между которыми не всегда можно провести четкую границу.
I.	Диффузионный. В топку газ и воздух в необходимом количестве подают раздельно, и взаимный контакт (смешение) происходит в топке непосредственно в процессе горения.
Используемые в этом случае горелки называют горелками внешнего смешения или диффузионными, так как практически горение газа в этом случае зависит только от скорости диффузии, происходящей вне горелки, — скорости взаимного проникновения частиц газа в поток воздуха и частиц воздуха, окружающих факел, в струйки газа.
При такой организации сжигания перемешивание газа с воздухом, а следовательно, и само горение, идущее одновременно с перемешиванием, происходит относительно медленно, факел удлиняется и зачастую становится светящимся.
II.	Смешанный. В топку подают через горелку хорошо подготовленную смесь газа с воздухом, содержащую только часть
(30—70 %) воздуха, необходимого для горения. Этот воздух называют первичным. Остальной (вторичный) воздух поступает к факелу путем диффузии, и , следовательно, часть газа дожигается в диффузионном факеле по мере осуществления контакта его с вторичным воздухом, т.е. в окружающей горелку атмосфере. Поэтому такие горелки неполного (частичного) смешения часто называют атмосферными.
К этой же группе относят горелки, через которые в зону горения поступает газовоздушная смесь, содержащая весь воздух, необходимый для горения, но полное смешение не закончено и происходит одновременно с горением в топке, т.е. в самом факеле.
Пламя горящей в атмосфере частично подготовленной смеси представляет собой короткий факел голубовато-фиолетового цвета с зеленовато-голубым ядром в виде конуса.
III.	Кинетический. Через горелку подают в топку полностью подготовленную газовоздушную смесь, в которой имеется не только теоретически необходимое, но и небольшое избыточное количество воздуха, требующегося для обеспечения полного сгорания газа. Весь этот воздух смешивается с газом до выхода в топку в специальных смесителях, причем обеспечивается не только грубое молярное, но и молекулярное смешение частиц газа с воздухом. Такая заранее подготовленная газовоздушная смесь быстро сгорает в коротком слабосветящемся пламени при обязательном наличии стабилизатора горения, так как процессы смешения не лимитируют общей скорости горения.
При подаче в керамический туннель газовоздуШной смеси близкого к стехиометрическому состава пламени горящего газа, особенно на фоне раскаленного огнеупора, почти не видно. Поэтому такой метод сжигания иногда называют беспламенным.
В промышленных котельных установках часто применяют горелки, в которых методы сжигания газа трудно отнести к одному из трех основных приведенных методов, они являются промежуточными и отличаются друг от друга степенью подготовки газовоздушной смеси.
7.3.	Общие сведения о газовых горелках
Газовыми горелками называются устройства, генерирующие тепловую энергию в виде разогретых до высокой температуры продуктов сгорания газа, обеспечивающие устойчивое сгорание газообразного топлива и возможность регулирования процесса
горения. Газовые горелки осуществляют подачу газа и воздуха в зону горения, обеспечивая смесеобразование, воспламенение и стабилизацию факела. Газовые горелки должны быть компактными, удобными и надежными в эксплуатации. Конструкция горелок должна предусматривать возможность быстрой и доступной замены ее отдельных деталей.
Общие технические требования к газовым горелкам определяются ГОСТ 21204—97.
Работа газовой горелки характеризуется параметрами, установленными ГОСТ 29134—97, а именно: тепловая мощность; коэффициент рабочего регулирования; давление газа и воздуха и их расходы; концентрация диоксида серы, оксидов азота в сухих неразбавленных продуктах сгорания; габариты; масса и некоторые другие, зависящие от конструкции горелок. Значения этих величин устанавливаются при тех или иных испытаниях горелок.
Тепловая мощность горелки РТ — это количество теплоты, образующееся в результате сжигания объема газа Иг, подводимого к горелке в единицу времени.
Р = VOp,
где 0НР — низшая теплота сгорания газа.
Различают максимальную, номинальную и минимальную тепловые мощности горелок.
Максимальная тепловая мощность РГ макс (в кВт или Дж/с) достигается при длительной работе горелки с максимально большим расходом газа без нарушения устойчивости ее работы, она составляет 0,9 мощности, соответствующей верхнему пределу устойчивой работы горелки.
Номинальная тепловая мощность РГ ном — это максимальная мощность горелки, достигнутая за время длительной ее работы, при которой нормируемые показатели работы горелки не выходят за пределы установленных норм (предельные отклонения + 10/-5 %).
Минимальная тепловая мощность Рг мин — это мощность при длительной устойчивой работе горелки при наименьшем возможном расходе газа. Она составляет 1,1 мощности, соответствующей нижнему пределу устойчивой работы горелки.
Минимальной рабочей тепловой мощностью горелки РТ мин раб называется такая мощность, которая соответствует длительной устойчивой работе горелки при соответствии ее нормируемых параметров установленным нормам.
Коэффициент рабочего регулирования горелки К? является отношением ее номинальной тепловой мощности к минимальной рабочей тепловой мощности
Кр.р ^г.ном / ^г.мин.раб’
Коэффициенты рабочего регулирования горелки должны соответствовать значениям, приведенным в табл. 7.1.
Номинальное давление газа перед горелкой (Па) — давление газа непосредственно перед горелкой (т.е. после всех запорных и регулирующих устройств), соответствующее номинальной тепловой мощности при атмосферном давлении в камере сгорания. Давление газа перед горелкой, соответствующее максимальной (или минимальной) тепловой мощности, называют максимальным (или минимальным) давлением газа.
Номинальное давление воздуха перед горелкой (Па) — давление воздуха непосредственно перед горелкой (т.е. после всех запорных и регулирующих устройств), соответствующее номинальной тепловой мощности при атмосферном давлении в камере сгорания.
Коэффициент избытка воздуха а — отношение фактического объема воздуха, поступающего в горелку, к теоретически необходимому.
Номинальная относительная длина факела — расстояние по оси факела от выходного сечения горелки, измеренное при номинальной тепловой мощности в калибрах выходного отверстия до точки, где концентрация СО2 при коэффициенте избытка воздуха а = 1 составляет 95 % максимального значения.
Степень стеснения факела — отношение площади выходного сечения горелки к площади поперечного сечения камеры горения.
Удельная металлоемкость горелки (кг/кВт) — отношение массы горелки к номинальной тепловой мощности.
Давление (разрежение) в камере сгорания — измеряется в зоне выходного сечения горелки при номинальной тепловой мощности.
Шумовая характеристика горелки — уровень звукового давления, создаваемый работающей горелкой в зависимости от спектра частот.
Таблица 7.1
Коэффициент рабочего регулирования горелок
Класс горелки по способу подачи воздуха и степени подготовки горючей среды	*р.р
Горелки с принудительной подачей воздуха с полным предварительным смешением	3
Инжекционные горелки с полным предварительным смешением	3
Горелки с принудительной подачей воздуха с неполным йред-варительным смешением	4
Горелки с принудительной подачей воздуха без предварительного смешения	5
Горелки с подачей воздуха за счет разрежения без предварительного смешения	5
Инжекционные горелки с частичной подачей первичного воздуха	5
Беспламенные панельные горелки	2
Примечание. Указанные коэффициенты не относятся к блочным горелкам со ступенчатым регулированием, к запальным горелкам и горелкам, установленным на тепловых агрегатах, не требующих указанных значений коэффициента рабочего регулирования.	
Основные элементы горелок. Процесс сжигания газа условно делится на три основные стадии: смешение газа с воздухом для горения (подготовка горючей смеси); подогрев горючей смеси до температуры воспламенения и собственно процесс сжигания, поэтому элементы газовой горелки выполняют следующие основные функции:
-	подготавливают газ и воздух для горения, придавая им требуемое направление и скорость движения;
-	подготавливают горючую смесь;
-	стабилизируют горение;
-	осуществляют подачу горючей смеси в рабочее пространство и удаление продуктов сгорания из него.
Поэтому все горелки независимо от их типа имеют общие конструктивные элементы: устройство для подвода газа и воздуха (сопло), смеситель и горелочную насадку со стабилизирующим устройством.
Сопло предназначено для подачи определенного количества газа, а иногда и воздуха с определенной скоростью в смесительную часть горелки.
Смеситель предназначен для подготовки горючей смеси для горения в процессе смешения струй газа с воздушным потоком.
Горелочная насадка предназначена для распределения газа или газовоздушной смеси по выходному сечению.
Стабилизаторы предназначены для обеспечения устойчивости процесса горения, предотвращения отрыва и проскока пламени.
В зависимости от типа горелки или условий эксплуатации ее конструктивные элементы имеют различное оформление. В некоторых конструкциях горелок отдельные элементы могут отсутствовать или совмещаться в одной детали.
7.4.	Классификация газовых горелок
Многообразие производственных процессов, осуществляемых с использованием горючих газов, предопределило большое число различных типов газогорелочных устройств. В связи с этим возникла необходимость их классификации.
Одним из важнейших признаков является способ смешения сжигаемого газа с воздухом. По этому признаку горелки делятся на три типа.
Горелки без предварительного смешения газа с воздухом. Газ и воздух в необходимом для горения количестве подаются раздельно через соответствующие каналы горелки. Горючая смесь образуется после выхода из горелки раздельно газа и воздуха.
Горелки предварительного смешения. Эти горелки работают по принципу кинетического сжигания газа. Предварительное смешение осуществляется в смесителях, из которых подготовленная смесь поступает в камеру сгорания. Разновидностью горелок этого типа являются инжекционные горелки, в которых подготовка смеси осуществляется в инжекционных смесителях, обеспечивающих авторегулирование постоянного соотношения расходов газа и воздуха.
Горелки с частичным смешением. Эти горелки снабжены укороченными смесителями, в которых происходит частичное смешение. Смешение продолжается и завершается в факеле в процессе горения.
В соответствии с ГОСТ 21204—97 промышленные газовые горелки классифицируют по признакам, приведенным в табл. 7.2.
Таблица 7.2
Классификация газовых промышленных горелок
Классификационный признак	Характеристика классификационного признака
I. Способ подачи компонентов	Подача воздуха за счет свободной конвекции; Подача воздуха за счет разрежения в рабочем пространстве Инжекция воздуха газом Принудительная подача воздуха от постороннего источника Принудительная подача воздуха от встроенного вентилятора (блочные горелки) Принудительная подача воздуха за счет давления газа (турбинные горелки) Инжекция газа воздухом (принудительная подача воздуха, инжектирующего газ) Принудительная подача газовоздушной смеси от постороннего источника
2. Степень подготовки горючей смеси	Без предварительного смешения С частичной подачей первичного воздуха С неполным предварительным смешением С полным предварительным смешением
3. Скорость истечения продуктов сгорания, м/с	До 20 (низкая) Свыше 20 до 70 (средняя) Свыше 70 (высокая, скоростные горелки)
4. Характер потока, истекающего из горелки	Прямоточный Закрученный неразомкнутый Закрученный разомкнутый
5. Номинальное давление газа перед горелкой, Па	До 5000 (низкое) От 5000 до О.ЗхЮ6 (среднее) От 0,Зх106 до 1,2х 106 (высокое)
6. Возможность регулирования характеристик факела	С нерегулируемыми характеристиками факела С регулируемыми характеристиками факела
7. Возможность регулирования коэффициента избытка воздуха	С нерегулируемым коэффициентом избытка воздуха С регулируемым коэффициентом избытка воздуха
Окончание табл. 7.2
Классификационный признак	Характеристика классификационного признака
8. Локализация зоны горения	В огнеупорном туннеле или в камере горения горелки На поверхности катализатора, в слое катализатора В зернистой огнеупорной массе На керамических или металлических насадках В камере горения агрегата или в открытом пространстве
9. Возможность использования теплоты продуктов сгорания	Без подогрева воздуха и газа С подогревом в автономном рекуператоре или регенераторе С подогревом воздуха во встроенном рекуператоре или регенераторе С подогревом воздуха и газа
Ю. Степень автоматизации	Полуавтоматические Автоматические
7.5.	Общие технические требования к газогорелочным устройствам
К газогорелочным устройствам предъявляются две основные группы требований: технические (включающие в себя теплотехнические и конструкционные требования) и безопасности. Теплотехнические требования должны обеспечивать: заданную тепловую мощность; необходимый температурный уровень и состав продуктов сгорания; устойчивое и регулируемое сжигание газа в интервале изменения тепловой мощности при минимальных потерях напора в горелке по газовому и воздушному трактам; заданное соотношение газа и окислителя; получение факела с необходимыми для технологического процесса характеристиками (скоростью истечения продуктов сгорания, жесткостью, настильностью, светимостью, длиной факела и т.п.); возможность работы на резервном топливе.
Отклонения номинальной тепловой мощности каждой горелки при номинальных условиях не должны превышать пределов: от —5 до +10 % номинальной тепловой мощности, установленной для горелки данного типоразмера.
Как известно, полнота сгорания топлива и уровень потерь теплоты с уходящими газами определяют коэффициент использования топлива, поэтому так важно удовлетворение требований к газогорелочным устройствам по обеспечению полноты сжигания газа при оптимальных соотношениях газа и воздуха. Неполнота сгорания ведет не только к прямому перерасходу газа, но и к загрязнению воздушного бассейна вредными веществами. Очевидно, идеальным является такое положение, при котором осуществляется наиболее полное сжигание при оптимальных значениях коэффициента избытка воздуха. При этом следует учитывать, что максимальное значение температуры зависит от коэффициента избытка воздуха. В реальных условиях из-за недостаточно полного и равномерного перемешивания топлива и воздуха полнота сгорания топлива и максимальная температура горения смещаются в сторону значений коэффициента избытка воздуха, превышающих единицу. При этом, чем хуже перемешивание топлива и воздуха, тем выше коэффициент избытка воздуха. Так, для газообразного топлива значение а для полного сжигания меньше, чем для сжигания жидкого и твердого топлива (а = 1,15—1,25). Следовательно, регулирование качества смешения газа и воздуха — одно из главных требований, предъявляемых к газогорелочным устройствам. Как правило, минимальный коэффициент избытка воздуха (с обеспечением требований по качеству сжигания газа и работы горелки на номинальной тепловой мощности) не должен превышать 1,08 для дутьевых и инжекционных горелок с полным предварительным смешением, 1,1 — для дутьевых горелок с неполным предварительным смешением и 1,15 — для дутьевых горелок или горелок с подачей воздуха за счет разрежения при предварительном смешении. Потери теплоты от химической неполноты сгорания при анализе газообразных продуктов сгорания на выходе из топки не должны превышать 0,5 % в диапазоне рабочего регулирования.
Большое значение имеет удовлетворение требований к коэффициентам регулирования горелок по тепловой мощности, определяемой на основе требований технологического процесса. Горелочные устройства, устанавливаемые на котлоагрегатах для обеспечения работы на режимах (включая розжиг и форсирование нагрузки), должны работать устойчиво в диапазоне от 20— 40 до 110—130 % номинальной мощности. Опыт эксплуатации промышленных горелочных устройств показывает, что коэффициент рабочего регулирования (Ар р) по тепловой мощности для дутьевых и инжекционных горелок с полным предварительным
смешением должен быть не менее 3, для дутьевых горелок с неполным предварительным смешением — не менее 4 и для инжекционных горелок с частичным смешением (атмосферных) — не менее 5. Горелки во всем диапазоне регулирования тепловой мощности должны работать устойчиво без отрыва, проскока пламени и явлений пульсационного горения.
Материалы, применяемые для изготовления газогорелочных устройств, должны быть устойчивыми против механических, химических и термических воздействий. Для деталей горелок, расположенных в зоне температур 200—400 °C, можно применять, как правило, обычный чугун, свыше 200 °C — жаропрочный чугун, 600—800 °C и выше — жаропрочную сталь. Детали горелочных устройств, работающие в условиях высоких температур и подвергающиеся интенсивным механическим нагрузкам, в том числе абразивному износу, следует изготавливать из специальных материалов, имеющих повышенную термостойкость и прочность. Так, носики высокоскоростных горелок, в которых скорость выхода струи достигает 200 м/с, а температура нагрева — около 1100 °C, изготавливают из стали с высоким содержанием хрома, никеля и вольфрама. При температуре нагрева до 1500 °C носик горелки изготавливают из жаропрочных кобальтовых сталей.
Показатели надежности и долговечности (под долговечностью подразумевают время безотказной работы горелки без проведения ремонта при условии правильной эксплуатации) характеризуют продолжительность работы, стабильность основных параметров и технических характеристик. Так, например, горелка в общей сложности может находиться в работе до 10 лет, имея срок безотказной работы 3—4 года.
Требования обеспечения безопасности работы газогорелочных устройств основаны на положениях «Правил безопасности в газовом хозяйстве». Необходимым условием, например, является оборудование промышленных котлов автоматикой, обеспечивающей прекращение подачи газа при недопустимом отклонении давления газа от заданного, погасании пламени каждой из основных горелок, нарушении тяги, прекращении подачи воздуха. Защитное отключение автоматических горелок при эксплуатации должно обеспечиваться как минимум при погасании контролируемого пламени, нарушениях подачи воздуха для сжигания, отвода или рециркуляции продуктов сгорания, аварийных отклонениях параметров тепловой установки. У полуавтоматических горелок защитное отключение должно
осуществляться при погасании контролируемого пламени. В автоматических и полуавтоматических горелках не допускается подача газа, если не включено запальное устройство. Устройство контроля пламени в условиях эксплуатации должно реагировать только на пламя контролируемой горелки и не должно реагировать на посторонние источники теплоты и света (раскаленную футеровку, освещение и т.п.). Автоматика горелочных устройств должна обеспечить безопасный и надежный пуск горелки, перевод ее в рабочее состояние, управление работой и выключение, а также пуск горелки по программе, зависящей от мощности и степени автоматизации. Для обеспечения правильной последовательности операций они должны быть взаимно блокированы.
Санитарные требования к газогорелочным устройствам включают требования к составу выдаваемых продуктов сгорания и шумовым характеристикам. Содержание оксида углерода в продуктах сгорания на выходе из камеры горения в пересчете на сухие продукты сгорания при а = 1 не должно превышать 0,1 % (по объему) во всем диапазоне рабочего регулирования. В соответствии с действующими санитарными нормами по ограничению шума на территории и в помещении производственных предприятий допустимое звуковое давление на рабочих местах промышленных предприятий определяется в зависимости от среднегеометрических частот.
7.6.	Условия устойчивой работы горелок. Стабилизация пламени в топке. Отрыв и проскок
Наличие устойчивого пламени является важнейшим условием надежной и безопасной работы агрегата. При неустойчивом горении пламя на определенных режимах может проскочить внутрь горелки или оторваться от нее. В обоих случаях это может привести к загазованию топки и газоходов и взрыву газовоздушной смеси при последующем повторном розжиге.
Рассмотрим основные факторы, определяющие устойчивость пламени, на примере простейшей горелки в виде трубки, из устья которой в атмосферу выходит с небольшой скоростью газовоздушная смесь. Если бы скорость выходящего потока смеси была одинаковой по всему сечению устья и близкой к скорости распространения пламени, то при поджигании в потоке образовался бы на некотором расстоянии от устья плоский горящий фронт пламени. На самом деле выходящий из устья поток сме
си всегда имеет неравномерное поле скоростей: чем ближе к стенкам, оказывающим тормозящее воздействие, тем меньше скорость. Самая большая скорость в центре потока может значительно превышать нормальную скорость распространения пламени vH (составляющую общей скорости распространения пламени, перпендикулярную к фронту горения). В результате плоская форма фронта пламени не может сохраниться и при круглом устье горелки приобретает вид конуса (рис. 7.1). Вторая составляющая скорости распространения пламени (перпендикулярная к vH) направлена вдоль наклонной поверхности конуса и стремится снести пламя к его вершине, следовательно, погасить его. Для устойчивого существования конусного пламени необходимо постоянно поджигать газовоздушную смесь. Это происходит в точках вблизи стенок, где скорость выхода потока из устья очень мала. Стенки горелки не только притормаживают поток смеси, но и охлаждают его. Вследствие этого вблизи стенок также уменьшается скорость распространения пламени. В области, прилегающей к устью горелки, конусный фронт пламени разворачивается и его края становятся параллельными плоскости устья. В результате в месте изгиба конуса образуется кольцевая зона, где скорости потока и распространения пламени становятся равными друг другу. Эта зона и служит постоянным поджигающим очагом для всей остальной конусной поверхности горения.
Рис. 7.1. Схема горения ламинарного потока газовоздушной смеси
1 — внешний (наружный) конус; 2 — внутренний конус; 3 — линии тока; 4 — корпус горелки
Мощность кольцевой поджигающей зоны, а следовательно, и устойчивость всего факела горелки зависят от состава смеси: чем больше в ней горючего газа, тем надежнее поджигающий пояс и меньше вероятность отрыва факела. При прочих равных условиях наибольшую устойчивость имеет диффузионный факел, когда из устья горелки выходит только газ.
При возрастании тепловой мощности горелки и достижении скоростью потока какого-то предела поджигающее воздействие зоны оказывается недостаточным — пламя отрывается. Отрыв может быть частичным, когда горение происходит на некотором расстоянии от устья горелки, и полным, когда горение прекращается полностью. Уменьшение тепловой мощности.горелки ведет к тому, что на каком-то режиме скорость потока окажется меньше скорости распространения пламени — происходит проскок, или обратный удар, пламени.
При устойчивом горении частично подготовленной смеси пламя (см. рис. 7.1) состоит из двух конусов — наружного 1 и внутреннего 2. Последний представляет собой поверхность, в которой выгорает та часть горючего, которая обеспечена первичным воздухом, имеющимся в смеси. В зоне горения, т.е. на поверхности внутреннего конуса, развивается высокая температура, и она выделяется на фоне синеватого внешнего конуса своим зеленовато-голубоватым цветом. Основание внутреннего конуса располагается от обреза устья на расстоянии, примерно равном толщине зоны горения, которая образует поверхность конуса (для смеси метана с воздухом — около 0,6 мм). Остальная часть горючего догорает в наружном конусе (иногда называемом мантией) за счет кислорода, диффундирующего в него из окружающей среды.
Увеличивая скорость потока смеси и меняя в нем а, можно видеть переход от ламинарного к турбулентному течению: вследствие появления вихревых движений и пульсаций ясно очерченный конусный фронт пламени размывается, его толщина возрастает, пламя становится неустойчивым, стремится оторваться или проскочить внутрь горелки.
Количество первичного воздуха в газовоздушной смеси является одним из основных факторов, влияющих на скорость распространения пламени. В смесях, в которых содержание газа превышает верхний предел его воспламеняемости (взрываемости), пламя вообще не распространяется. С увеличением количества первичного воздуха в смеси скорость распространения пламени увеличивается, достигая наибольшего значения при содер
жании воздуха около 90 % теоретически необходимого. Из этого следует, что при увеличении подачи первичного воздуха в горелку и приближении состава смеси к стехиометрическому возрастает опасность проскока пламени. Поэтому при увеличении тепловой мощности горелок обычно увеличивают сначала подачу газа, а затем воздуха, а при уменьшении нагрузки — наоборот. По этой же причине в момент зажигания горелок некоторых конструкций горение сначала идет за счет вторичного воздуха, и по мере увеличения тепловой мощности в них подают первичный воздух.
Недопустимы как отрыв пламени (частичный и полный), так и его проскок внутрь горелки. В первом случае топка и газоходы, а иногда и помещение котельной заполняются несгоревшим газом, образуется взрывоопасная газовоздушная смесь, что при наличии источника высокой температуры может привести к взрыву. Во втором случае пламя, как и при отрыве, может погаснуть и газ начнет выходить в топку, заполняя ее и газоходы. Если горение сохранится в горелке, то из-за резкого увеличения ее сопротивления оно будет происходить с большим химическим недожогом, и продукты неполного сгорания газа, заполняющие топку и газоходы, также могут образовать взрывоопасные и токсичные (в основном за счет оксида углерода) смеси. Сама горелка вследствие перегрева может выйти из строя. Отсюда следует, что конструкция горелки должна обеспечивать устойчивость пламени без его отрыва и проскока во всем расчетном диапазоне регулирования ее тепловой мощности.
Рассмотрим некоторые мероприятия, применяемые для стабилизации пламени на практике. Если из устья горелки (или огневых отверстий горелки многофакельного типа) выходят чистый газ или газовоздушная смесь, концентрация газа в которой больше верхнего предела воспламеняемости, то проскока пламени произойти не может. Следовательно, при необходимости кратковременного снижения тепловой мощности горелки ниже значений, предусмотренных паспортом, приходится во избежание проскока снижать содержание в смеси первичного воздуха. Такой метод расширения диапазона устойчивой работы применим в основном для горелок частичного смешения, выдающих из устья газовоздушную смесь с аг« 0,3—0,7, например инжекционных горелок низкого давления.
Иначе приходится решать вопросы устойчивости горения при использовании горелок, из устья которых поступает газовоздушная смесь, по составу близкая к стехиометрической, а
также предназначенных для работы с ar > 1. Как правило, в этих случаях уменьшение аг недопустимо и диапазон устойчивой работы горелки становится таким узким, что практически не дает возможности вообще регулировать расход газа через нее.
Для того чтобы горелки этого типа могли работать без проскока пламени в достаточно широких пределах регулирования, скорость выхода смеси из устья принимают в 30—50 раз больше скорости распространения пламени. В некоторых конструкциях горелок, чтобы избежать проскока при малой тепловой мощности, используют метод подачи газа через круглые каналы (отверстия) или щели, размеры которых принимают настолько малыми, что они приближаются к критическим. При размерах каналов меньше критических проскок пламени через них невозможен из-за резкого уменьшения нормальной скорости распространения пламени вследствие усиленного теплоотвода от корня факела. Для стехиометрической смеси метана с воздухом критический диаметр канала равен примерно 3 мм, щели — 1,2 мм.
Устойчивость факела в отношении отрыва у горелок, выдающих газовоздушную смесь с а > 1, обеспечивают устройством специальных стабилизаторов. Конструктивно стабилизаторы могут быть встроены непосредственно в горелку (например, тела плохо обтекаемой формы, кольцевые стабилизаторы), примыкать к ней (керамические туннели, поджигающие факелы стационарных запальников) или располагаться в топке на некотором удалении от горелки (керамические горки, решетки, рассекатели).
Схема стабилизации пламени горелки факелом стационарного запального устройства приведена на рис. 7.2,а. Надежность этого метода зависит в свою очередь от устойчивости запального факела. Наиболее широкое распространение в печах и котлах получили керамические туннели цилиндрической, конической, прямоугольной или щелевидной формы. В туннель обычно поступает подготовленная смесь газа с воздухом с предварительным подогревом воздуха или без него (в теплотехнических установках газ, как правило, не подогревают). В ряде случаев в туннель подают частично подготовленную газовоздушную смесь или даже раздельно газ и воздух, и тогда туннель кроме своего основного назначения — стабилизировать пламя — выполняет функции смесителя. В туннель можно подавать из устья горелки прямолинейный поток газовоздушной смеси, в которой все линии тока параллельны оси горелки или имеют с ней небольшой угол (при конфузорном устье). Такие горелки иногда назы
вают прямоструйными. К ним относятся, например, инжекционные горелки среднего давления. В туннель можно подавать предварительно закрученный поток газовоздушной смеси. Горелки с закруткой потока, выходящего из устья, часто называют вихревыми.
Рис. 7.2. Схемы стабилизирующих устройств, предотвращающих отрыв пламени
а — пилотный факел; б — цилиндрический туннель с внезапным расширением; в — цилиндрический туннель без расширения; г — конический туннель; д — керамическая горка; е — кольцевой стабилизатор; ж, з — тела плохо обтекаемой формы (цилиндрическое, коническое)
В качестве стабилизаторов пламени могут использоваться различного рода раскаленные керамические поверхности, на которые направляется газовоздушная смесь, выходящая из устья горелки (горки, рассекатели, столбики, стенки, решетки и т.п.). В этом случае керамическая поверхность располагается в Топке так, чтобы ее можно было раскалить пламенем той же горелки, работающей устойчиво при недостатке воздуха. После разогрева огнеупора до температуры, достаточной для поджигания газа, количество воздуха, поступающего в горелку, увеличивается до заданного и пламя при отрыве от устья горелки стабилизируется на поверхности раскаленного до 1000—1200 °C огнеупора (рис. 7.2,3). Стабилизаторы этого типа отличаются от других
тем, что расположены на некотором расстоянии от устья горелки. Их стабилизирующая способность несколько меньше, чем керамических туннелей.
Широкое применение получили стабилизаторы в виде тел плохо обтекаемой формы (рис. 7.2,ж,з). За телом плохо обтекаемой формы, введенным в поток газовоздушной смеси, образуется зона заторможенного движения частиц. При соответствующих поперечных размерах стабилизатора в этой зоне возникают обратные токи горячих продуктов горения, т.е. создается зона рециркуляции. Слои газовоздушной смеси, расположенные на границе с зоной рециркуляции, подогревают до температуры воспламенения и поджигают, стабилизируя пламя в основном потоке. Стабилизирующая способность тела плохо обтекаемой формы зависит от его формы и размеров, наличия и размеров зоны рециркуляции, а также состава смеси (чем ближе он к стехиометрическому, тем надежнее стабилизация). Наибольшей стабилизирующей способностью обладают диски и шайбы. Следовательно, правильно сконструированный и расположенный стабилизатор в виде тела плохо обтекаемой формы может исключить отрыв пламени при достаточно высокой скорости смеси, выходящей из устья горелки. Достоинство этих стабилизаторов составляют упрощение монтажа и уменьшение габаритов газогорелочного устройства, так как отпадает необходимость в устройстве туннелей, а стабилизатор, как правило, встраивается в конструкцию горелки.
Этими же достоинствами обладают и кольцевые стабилизаторы (рис. 7.2,е), у которых часть газовоздушной смеси (от 5 до 10 %) отделяется от основного потока и направляется наружу не через устье, а через боковые отверстия 3. Эта часть газовоздушной смеси, выйдя из отверстий, попадает в кольцевую полость 4, образованную наружной поверхностью огневого насадка 2 и специальным кольцом 1. Так как площадь поперечного сечения кольцевой щели значительно больше суммарной площади отверстий, то скорость смеси уменьшается до значения, при котором отрыва пламени не может произойти. Устойчивое горение газа у кольца обеспечивает надежное поджигание всей смеси, выходящей из устья горелки с большой скоростью. Кольцевые стабилизаторы могут компоноваться с горелками, выдающими газовоздушную смесь с а = 0,2—1,1.
К недостаткам кольцевых стабилизаторов и тел плохо обтекаемой формы можно отнести необходимость применения жаропрочного материала.
7.7.	Конструкции газовых горелок
Горелки полного предварительного смешения газа с воздухом бывают двух типов: с огнеупорными насадками и металлическими стабилизаторами. Эти типы горелок используют для обогрева промышленных печей и производственно-отопительных котлов. Производительность горелки обычно не превышает 2 МВт.
У большинства горелок полного предварительного смешения однородную газовоздушную смесь приготавливают с помощью инжекционных смесителей (эжекторов). Обычно в качестве рабочей среды используют горючий газ, который истекает из сопла с большой скоростью и обладает большим запасом кинетической энергии. За счет энергии газа в эжектор засасывается воздух и осуществляется процесс смесеобразования. Инжектор — одно из наиболее совершенных смесительных устройств, обеспечивающих полное выравнивание полей концентраций горючего и окислителя. Поток газовоздушной смеси, выходящей из инжекционного смесителя, обладает некоторым избыточным давлением, необходимым для преодоления гидравлического сопротивления головки горелки и огнеупорного насадка. Инжекторы просты по конструкции и надежны в эксплуатации.
Одним из достоинств горелок с инжекционными смесителями является способность саморегулирования, т.е. сохранения коэффициента инжекции постоянным при изменении нагрузки горелки в определенных пределах.
Горелки с огнеупорными насадками. Газовоздушная смесь у этих горелок, приготовленная с небольшим избытком воздуха (а = 1,05—1,1), поступает в раскаленный насадок, выполненный из огнеупорного материала. В насадке смесь интенсивно подогревается, поджигается и сгорает. Как правило, пламя не выходит за границы насадка и на фоне огнеупоров его не видно; горение протекает без видимого пламени.
Смесь в каналах насадка подогревается, главным образом, раскаленными продуктами горения. Зоны рециркуляции горючих продуктов создаются в местах резких расширений каналов и вблизи тел плохо обтекаемой формы. Такие зоны являются мощными и устойчивыми источниками подогрева и зажигания смеси. Стенки огнеупорного насадка создают замкнутый изолированный объем, в котором протекает процесс горения.
Инжекционная горелка полного предварительного смешения с огнеупорной насадкой состоит из смесителя, головки и огнеупорного насадка. В смесителе образуется газовоздушная смесь с
равномерными полями концентраций горючего и окислителя, которая поступает в головку горелки. Головка выравнивает поле скоростей потока, направляет его в насадок, стабилизирует пламя, предохраняя его от проскока внутрь горелки, и конструктивно соединяет смесительное устройство с насадком. Насадок горелки является ее огневой частью, в которой протекает процесс горения, и одновременно составной частью топочного устройства. Огнеупорные каналы насадка стабилизируют горение, предотвращая отрыв пламени.
Сжигание заранее приготовленной газовоздушной смеси в огнеупорных насадках имеет ряд положительных качеств, основными из которых являются:
а)	полное выгорание газа (отсутствие химической неполноты сгорания);
б)	сжигание газа при ничтожно малых избытках воздуха;
в)	возможность создания высоких температур.
Блочные инжекционные горелки БИГ. Горелки этого типа представляют собой серию горелок разных конфигураций и производительности, компонуемых из стандартных элементов. Стандартный элемент горелки состоит из набора единичных однотипных смесителей 2 (рис. 7.3), закрепленных в общем коллекторе, — газовой камере. 3. Единичный смеситель представляет собой трубу диаметром 48x3 мм и длиной 290 мм. В начальной части трубы, которая находится внутри газового коллектора, имеются четыре отверстия диаметром по 1,5 мм каждое, оси которых расположены под углом около 25° к оси горелки. Эти отверстия выполняют роль периферийных сопел, через которые газ истекает внутрь инжекционной трубы и инжектирует воздух, поступающий через открытый торец трубы. Конструкция инжекционной части отработана таким образом, что при разрежении в топке, равном 20 Па, газ инжектирует весь воздух, необходимый для горения, с коэффициентом избытка а = 1,02—1,05.
Высокие скорости газовых струй, расположенных по периферии, способствуют созданию профиля скоростей, препятствующего проскоку пламени. Блоки горелок футеруют огнеупорной массой (см. рис. 7.3,6), а на их выходе располагают туннель — стабилизатор глубиной 100 мм. Он предотвращает отрыв пламени. Номинальное давление газа перед горелкой составляет 80 кПа (среднее давление), коэффициент глубины регулирования производительности равен 3,4—3,8. В зависимости от компоновки (числа единичных элементов) производительность горелки изменяется от 10 до 240 м3/ч. Горелки БИГ работают без
химической неполноты сгорания с малыми избытками воздуха. Горелки компонуют в виде стандартных наборов (см. рис. 7.3,в), состоящих из единичных инжекционных трубок, собранных в один ряд (7 типоразмеров), в два ряда (6 типоразмеров) и в три ряда (2 типоразмера). Горелки предназначены для оборудования котлоагрегатов с расположением в обмуровке стенок котла и на поду вместо колосниковой решетки.
Горелка типа БИГ-1
Вид Б
Горелка типа БИГ-2 Вид Б
Горелка типа БИГ-3 Вид Б
Рис. 7.3. Блочная инжекционная горелка (БИГ)
а — элемент горелки; б — общий вид; в — компоновка элементов; 1 — туннель-стабилизатор; 2 — смеситель-стабилизатор; 3 — газовая камера; 4 — огнеупорная масса; / — газ; II — воздух
Инжекционные ИГК среднего давления с пластинчатыми стабилизаторами. Особенность устройства этих горелок в том (рис. 7.4), что в конце диффузора эжектора установлен пластинчатый стабилизатор. Он представляет собой пакет, собранный из стальных пластин, толщиной 0,5 мм с расстоянием между ними, равным 1,5 мм. Малое расстояние между пластинами исключает возможность проскока пламени внутри горелки, а застойные зоны, возникающие вблизи стяжных болтов, предотвращают отрыв пламени. Горелки устойчиво работают в диапазоне изменения давле-
ния газа от 3 до 50 кПа, коэффициент глубины регулирования производительности для них равен 4,1. После остановки горелки регулятор воздуха должен оставаться открытым для охлаждения пластин. Горелки рассчитаны на сжигание газа с теплотой сгорания 0нс = 35 600 кДж/м3 и плотностью р = 0,73 кг/м3.
Рис. 7.4. Горелка с пластинчатым стабилизатором
1 — обмуровка котла; 2 — огнеупорная глина
Производительность горелок в зависимости от типоразмера при давлении газа 30 кПа изменяется от 6 до 150 м3/ч. Горелки с номинальной производительностью 50 м3 /ч и выше для подачи газа имеют по четыре сопла. В результате применения нескольких сопел удается сократить размеры инжекционного смесителя.
Кинетический факел, образующийся при горении, располагают непосредственно в топке котла. Он имеет сравнительно небольшие размеры. Горелки предназначены для обогрева чугунных секционных и стальных котлов небольшой производительности. Протяженность топки вдоль факела должна быть не меньше 1,2 м. Топки должны работать под разрежением. Содержание оксидов азота у чугунных секционных котлов, оборудованных горелками ИГК, составляет примерно 0,16 г/м3. К чис
лу недостатков горелок данного вида относится их повышенный уровень шума, достигающий 90—93 дБ. Для уменьшения шума регулирующие шайбы изготавливают специальной сложной формы с внутренней шумопоглощающей отделкой. Однако глушители такой конструкции ухудшают аэродинамику горелок. Недостатком является необходимость достаточно большого разрежения в топке — не менее 10 Па. В противном случае возникает перегрев и коробление пластин стабилизатора. Большим недостатком горелок, устанавливаемых с фронта котла, является неравномерное распределение тепловых потоков по объему топки. Тем не менее горелки данного вида обеспечивают достаточно высокий КПД котлов при отсутствии продуктов незавершенного горения и относительно невысоком уровне эмиссии оксидов азота. Устройство горелок достаточно просто и обслуживание не вызывает затруднений у операторов.
Горелки предварительного смешения газа с частью воздуха, необходимого для горения. Предварительное смешение газа с частью воздуха, необходимого для горения и называемого первичным, осуществляется у горелок атмосферного типа. Первичный воздух засасывается струей газа в инжектор, где протекает смесеобразование, поэтому горелки одновременно являются инжекционными. В головку горелки поступает смесь горючего и окислителя под некоторым избыточным давлением. Из головки газовоздушная смесь выходит через отверстия со скоростью, обеспечивающей устойчивое горение. Вторичный воздух диффундирует к пламени непосредственно из атмосферы окружающей среды. Пламя атмосферной горелки имеет два конуса: внутренний, ярко очерченный, зелено-голубого цвета и внешний, имеющий несколько размытые контуры и бледно-фиолетовый цвет.
Во внутреннем конусе выгорает та часть газа, которая обеспечена первичным воздухом (газ сгорает кинетическим пламенем). Внешний конус представляет собой конус диффузионного горения. Атмосферные горелки работают с коэффициентом избытка первичного воздуха а', равным 0,45—0,7. Коэффициент избытка воздуха а зависит от оформления топочной части и колеблется в пределах 1,3—1,8. Правильно спроектированные и хорошо отрегулированные атмосферные горелки могут обеспечить практически полное сгорание газа.
При малых значениях коэффициента избытка первичного воздуха концы пламени окрашиваются в желтый цвет. Это свидетельствует о возможности появления химического недожога.
Окраска краев пламени происходит из-за появления раскаленных частичек углерода вследствие термического разложения углеводородов в пламени.
Головка горелки может иметь самую разнообразную форму, но обычно это коллектор с большим числом выходных отверстий. Конструкция головки определяется тем огневым устройством, для которого она предназначена. Открытые конфорочные горелки плит должны соответствовать посуде, которую на них устанавливают, а горелки водонагревателей, кипятильников, котлов и т.д. — габаритам их топок. Головки горелки располагают в топке так, чтобы к ним были обеспечены правильный подвод вторичного воздуха, нормальное развитие конуса пламени и отвод продуктов горения.
Вторичный воздух должен равномерно поступать к горелкам и иметь доступ к пламени по всей высоте. Величина минимального избытка воздуха, обеспечивающего сгорание без химической неполноты, в значительной мере зависит от способа подвода вторичного воздуха. При правильном конструктивном решении подвода вторичного воздуха достигается полное сгорание газа с коэффициентом избытка воздуха 1,2—1,25. Горелку в топке следует располагать так, чтобы щели между ними и между горелками и стенками котла обеспечивали равномерный подвод воздуха к пламени с требуемым избытком. Количество поступающего вторичного воздуха целесообразно регулировать специальными регистрами, устанавливаемыми перед топкой на воздушном тракте.
Высоту топочной части выбирают такой, чтобы не создавать условий, способствующих появлению химического недожога. Внутренний конус пламени не должен соприкасаться с холодными поверхностями нагрева, ибо это приводит к химической неполноте сгорания и к появлению в продуктах горения оксида углерода.
Атмосферные горелки имеют ряд достоинств, благодаря которым они нашли широкое применение в бытовых приборах (плитах, водонагревателях), приборах предприятий общественного питания, их часто применяют в чугунных отопительных котлах и сушилках. Основные положительные качества атмосферных горелок — простота конструкции, возможность работы на низком давлении газа, отсутствие необходимости в подаче воздуха под давлением, устойчивая работа горелки в довольно широком диапазоне изменения нагрузок, бесшумность работы, надежность и простота в эксплуатации.
Ввиду конструктивных особенностей (горелку располагают непосредственно в топке) ц значительных коэффициентов из
бытка воздуха атмосферные горелки не используют в высокотемпературных установках. В котлах значительной производительности их также не применяют, так как они не обеспечивают высокой интенсивности сжигания газа. Производительность одной горелки обычно не превышает 100 кВт.
Вариант атмосферной горелки, предназначенной для установки в топке чугунных секционных котлов, показан на рис. 7.5. Головка горелки имеет 142 отверстия диаметром 4 мм и надевается на инжекционную трубку. В месте выхода газовоздушной смеси из инжектора головка не имеет отверстий. Если здесь расположить отверстия, то пламя над ними будет значительно выше, чем над другими отверстиями. Кроме того, вследствие повышения выходной скорости пламя над этими отверстиями может быть недостаточно устойчивым. Тепловая мощность горелки равна 20 кВт. Горелка запроектирована для сжигания газа с теплотой сгорания С?нс= 25 000—36 000 кДж/м3. При этом в зависимости от величины Снс изменяют диаметр сопла. При сжигании природного газа с теплотой сгорания 36 000 кДж/м3 диаметр сопла равен 4 мм, а необходимое давление газа составляет 1,3 кПа.
Рис. 7.5. Атмосферная горелка для чугунного котла
1 — регулятор воздуха; 2 — сопло; 3 — инжекционная трубка; 4 — головка горелки с огневыми отверстиями
Коэффициент избытка первичного воздуха горелки можно регулировать воздушной шайбой. Инжекционная трубка имеет проточную часть с малым гидравлическим сопротивлением. Головка горелки выполнена таким образом, что вторичный воздух имеет подход к каждому ряду отверстий с одной стороны. Высота пламени при работе горелки с нормальной тепловой нагрузкой примерно равна 100 мм. Горелка проста по конструкции и надежна в эксплуатации. При работе в чугунных секционных котлах атмосферные горелки обеспечивают полное сжигание газа при сравнительно небольшом содержании в продуктах горения оксидов азота.
Горелки с незавершенным предварительным смешением газа с воздухом. Большая группа разнообразных по конструкции и различных по производительности горелок относится к горелкам с незавершенным предварительным смешением газа с воздухом. У горелок этого типа процесс смесеобразования начинается в самой горелке и активно завершается в топочной камере. Вследствие этого газ сгорает коротким и несветящимся пламенем. В связи с тем что до выхода в топку, где начинается процесс горения, газовоздушная смесь частично была приготовлена, скорость горения определяется диффузионными и кинетическими факторами. Следовательно, у этих горелок осуществляется диффузионно-кинетический способ сжигания газа.
Горелки рассмотренного типа состоят из систем раздельной подачи газа и всего воздуха, необходимого для горения, а также устройств, в которых начинается процесс смесеобразования. В топку поступает газовоздушная смесь, представляющая собой турбулентный поток с неравномерной концентрацией горючего и окислителя в поперечном сечении. Попадая в зону высоких температур, смесь воспламеняется. Участки потока, в которых концентрация газа и воздуха находится в стехиометрическом соотношении, сгорают кинетическим способом, а зоны, в которых процесс смесеобразования не завершен, выгорают диффузионно. Процессом смешения в топке управляет смесительное устройство горелки. Смешение газа и воздуха у этих горелок происходит в результате турбулентной диффузии, поэтому такие горелки называют горелками турбулентного смешения.
Для повышения интенсивности процесса сжигания газа необходимо максимально интенсифицировать смешение газа с воздухом, так как смесеобразование является тормозящим звеном всего процесса. Интенсификация процесса смесеобразования достигается: закручиванием потока воздуха направляющими
лопатками; тангенциальным подводом или устройством «улиток»; подачей газа в виде мелких струй под углом к потоку воздуха; расчленением потоков газа и воздуха на мелкие потоки, в которых происходит смесеобразование.
Горелки турбулентного смешения имеют широкое применение. Основными положительными качествами таких горелок являются:
а)	возможность сжигания большого количества газа при сравнительно небольших габаритах горелки;
б)	широкий диапазон регулирования производительности горелки;
в)	сравнительно простое выполнение конструкций с комбинированным сжиганием топлива ( газа — мазута, газа — угольной пыли).
Недостатки рассматриваемых горелок — необходимость принудительной подачи воздуха и сжигание газа с химической неполнотой, большей, чем при кинетическом горении. Горелки турбулентного смешения имеют различную производительность — от 60 кВт до 60 МВт. Их используют для обогрева промышленных печей и котлов.
На рис. 7.6 показана конструкция многоструйной вихревой горелки, работа которой основана на принципе дробления основных потоков газа и воздуха на несколько мелких потоков. Внутри этих потоков происходит интенсивный процесс смесеобразования. Газ входит в горелку через патрубок, поступает в газовую камеру, в которой разбивается на 8 мелких потоков в соответствии с числом газовых трубок. Из каждой трубки газ выходит в виде 12 тонких струек с направлением под углом к потоку воздуха. Диаметр выходных отверстий — 4,3 мм. Воздух поступает в пространство между трубками и также разбивается на 8 мелких потоков. Каждый малый поток воздуха закручивается с помощью лопаток направляющих аппаратов и поступает в цилиндрические выходные каналы, пересекая газовые струйки; здесь начинается процесс смесеобразования. Необходимое давление газа — 1,3 кПа, а воздуха — 1 кПа.
Горелка имеет короткий несветящийся факел, длина которого при максимальных нагрузках составляет 1—1,5 м и обеспечивает устойчивую работу при изменении давления от 30 до 1500 Па и достаточно полное сжигание газа при коэффициенте избытка воздуха а = 1,1. Горелка работает практически бесшумно. Ее огневую часть располагают в зоне высоких температур и для предохранения от быстрого разрушения футеруют. Для наблю
дения за работой горелки и зажигания газа в середине ее (по оси) предусмотрена труба диаметром 80 мм. Горелка предназначена для сжигания газа в топках котлов и промышленных агрегатов.
Рис. 7.6. Многоструйная вихревая газовая горелка низкого давления
а — горелка; б — наконечник с отверстиями и направляющим аппаратом; 1 — воздушная камера; 2 — газовая камера; 3 — наконечник; 4 — фронтовая плита; 5 — футеровка
Для обогрева крупных котлов наибольшее распространение получили горелки турбулентного смешения, у которых газ подают в закрученный поток воздуха в виде большого числа струй. Это обеспечивает интенсивное перемешивание газа с воздухом и достаточно полное выгорание газа. Воздушный поток закручивается с помощью «улиток», направляющих лопаток или тангенциальным подводом воздуха. Струйки газа вытекают из отвер
стий малого диаметра с большой скоростью и под прямым углом пересекают воздушный поток. Если в горелке газ подают по центральной трубе и он, вытекая из нее, пересекает воздушный поток, двигаясь от центра к периферии, такие горелки называют горелками с центральной подачей газа. Если газ подают из камеры, расположенной снаружи горелки, и струйки его движутся по направлению к центру, в этом случае горелки называют горелками с периферийной подачей.
Турбулентные горелки часто выполняют комбинированными: пылегазовыми или газомазутными. Комбинированные горелки позволяют быстро переводить работу котла с одного вида топлива на другой. Кроме того, газ в этих горелках может сжигаться одновременно с другим видом топлива. Как показывает опыт, применение комбинированных горелок дает более высокий эффект, чем одновременное использование газовых и пылеугольных горелок или газовых горелок и мазутных форсунок.
Газомазутная горелка типа ГМГМ показана на рис. 7.7. Горелка выпускается четырех типоразмеров с номинальным расходом газа от 185 до 820 м3/ч и предназначена для установки в котлах средней мощности типа ДЕ и ДКВР. Газ поступает в коллектор кольцевого сечения под давлением в 3,5 кПа и выходит из отверстий в виде струй в закрученный поток вторичного воздуха, чем достигается интенсивное смесеобразование. Первичный воздух подается по внутреннему каналу, закручивается и направляется к мазутной форсунке, где с распыляющимся мазутом образует топливно-воздушную смесь. Основное сгорание осуществляется за счет вторичного воздуха. Доля первичного воздуха при номинальном режиме составляет 10—15 %. У горелок применены завихрители тангенциально-аксиального типа с прямыми лопатками и односторонней закруткой первичного и вторичного воздуха. Давление воздуха — до 1,4 кПа. Двухзонные направляющие аппараты обеспечивают устойчивое горение топлива в широком диапазоне (коэффициент глубины регулирования производительности равен 5). Топливо сгорает при небольшом коэффициенте избытка воздуха: при сжигании газа с а = 1,05, при сжигании мазута с а = 1,15. Длина мазутного факела — 1—2,5 м.
Блок газогорелочный автоматизированный Л1-Н предназначен для сжигания газа низкого давления в отопительных водогрейных автоматизированных котлах тепловой мощностью до 1 МВт (рис. 7.8). Горелка блока Л1-Н относится к горелкам турбулентного смешения и совмещена с вентилятором для подачи воздуха, необходимого для горения. По уровню своей автомати
зации может работать без постоянного присутствия обслуживающего персонала, что позволяет обслуживать несколько котельных с одного диспетчерского пункта.
Рис. 7.7. Схема газомазутной горелки ГМГМ
Блок Л1-Н работает в двух режимах: «малое горение» и «большое горение», при этом мощность составляет соответственно 0,418 и 1,077 МВт, а расход природного газа соответственно 42 и 103 м3/ч. Во всем диапазоне тепловых нагрузок автоматически поддерживается коэффициент избытка воздуха в пределах 1,04—1,05 при отсутствии химической неполноты сгорания. Испытания котлов с блоками Л1-Н показали, что замена ими инжекционных горелок позволяет повысить КПД котлов на 5 %.
Горелки без предварительного смешения газа с воздухом. В горелках без предварительного смешения газ и воздух раздельными потоками подают в топку, где происходит смесеобразование и горение. Отличительной особенностью таких горелок, называемых диффузионными, является то, что газовая струя или газовые струи выходят из горелки лишь в зоне амбразуры, где господствуют высокие температуры, и газовые струи сразу воспламеняются. Процесс горения протекает по мере образования
газовоздушной смеси на поверхности струи за счет диффузии кислорода из потока воздуха. Скорость горения и излучение пламени определяются скоростью диффузии. Если газовая струя достаточно мощная и процесс смесеобразования, а следовательно, и горения затягивается, тогда возникают зоны термического разложения углеводородов, и пламя делается светящимся и значительных размеров. Если газ подается в виде ряда струек малых размеров, а воздушный поток турбулизируется путем его закрутки, тогда диффузионный процесс доставки кислорода в зону горения интенсифицируется и газовые струйки малых размеров быстро выгорают. При такой организации диффузионного горения пламя будет коротким и с малым свечением или вообще без свечения.
Рис. 7.8. Блок газогорелочный автоматизированный типа Л1-Н
1 — опорная рама; 2 — электродвигатель; 3 — вентилятор; 4 — корпус горелки; 5 — регулирующая заслонка; 6 — патрубок подвода газа; 7— плита фронтальная; 8— конфузор; 9 — резонатор; 10 — завихритель воздуха перфорированный; 11 — котел; 12 — тележка; 13 — направляющая рама
Диффузионные горелки в конструктивном отношении представляют собой трубу с просверленными отверстиями. Газ поступает в горелку и выходит из отверстий без предварительного смешения с воздухом. К горелкам диффузионного типа относятся подовые горелки, которые используют при переводе отопительных котлов со слоевыми топками на газообразное топливо.
У этих горелок газ без предварительного смешения с воздухом выходит в топку, куда из-под колосников поступает воздух. Такая организация процесса смесеобразования типична для диффузионных горелок. Газовые струйки у подовых горелок направляются под углом к потоку воздуха и равномерно распределяются по длине трубы. Процесс смешения осуществляется в специальной щели, образуемой огнеупорной кладкой. Это интенсифицирует смешение газа с воздухом, уменьшает избытки воздуха и обеспечивает устойчивое зажигание образующейся смеси. У подовых горелок колосниковую решетку закладывают огнеупорным кирпичом, оставляя несколько щелей, в которых размещают трубы с просверленными в них отверстиями для выхода газа.
Расположение подовой горелки в топке показано на рис. 7.9. Коллекторы горелки установлены на кирпичах, расположенных на колосниковой решетке. Над коллекторами огнеупорная кладка образует прямые щели, в которые выходит газ, не смешанный с воздухом. Отверстия для выхода газа расположены в 2 ряда в шахматном порядке, симметрично по отношению к вертикальной плоскости с углом между рядами отверстий 90—180°. Воздух подается под колосниковую решетку вентилятором или поступает туда в результате разрежения в топке, поддерживаемого самотягой дымовой трубы, и проходит через щель, омывая коллектор горелки с двух сторон. Струя газа в результате турбулентной диффузии перемешивается с воздухом и на расстоянии 20—40 мм от отверстий горелки начинает гореть. Процесс горения заканчивается на расстоянии 0,5—1 м от горелки.
Таким образом, у подовых горелок осуществляется диффузионный принцип сжигания газа. Процесс смесеобразования активизируется тем, что поток газа разбивается на мелкие струйки, выходящие с большой скоростью под углом к потоку воздуха. Огнеупорные стенки щели выполняют роль стабилизатора горения, предотвращая отрыв пламени. Максимальная температура на поверхности щели колеблется в пределах 900—1200 °C, а на поверхности коллектора в отдельных точках она достигает 300—500 °C. Температура колосниковой решетки под щелью не превышает 75—80 °C.
Подовые горелки обеспечивают сжигание газа без химической неполноты при коэффициенте избытка воздуха а = 1,1—1,3. Подовые горелки работают на низком давлении газа (1000-5000 Па) и при давлении воздуха 600—1000 Па. При работе горелок без дутья в топке должно поддерживаться разрежение 20—30 Па для
котлов средней производительности и не менее 10—14 Па для небольших отопительных котлов. Оптимальная скорость выхода природного газа из отверстий коллектора составляет 25 — 80 м/с, а скорость воздуха в плоскости коллектора — 2,5—8 м/с.
Газовый коллектор
Рис. 7.9. Подовая горелка и ее расположение в топке
1 — колосниковая решетка; 2 — горелка; 3 — под из огнеупорного кирпича; 4 — листовой асбест; 5 — два ряда отверстий в шахматном порядке; 6 — газовый коллектор
Требуемый избыток воздуха и температура коллектора зависят от угла между рядами отверстий. При угле 90° требуется больший избыток воздуха, но температура коллектора горелки будет ниже (до 330 °C ). Если угол составляет 180°, то коэффициент избытка воздуха меньше, а температура коллектора достигает 530 °C. Поэтому при работе на холодном воздухе можно принимать угол, равный 90—180°, а при горячем воздухе — только 90°. При работе на низком давлении без дутья целесообразно принимать угол, равный 90°.
Для подовых горелок, предназначенных для промышленных котлов, рекомендуется принимать следующие размеры: диаметр
коллектора 50—100 мм, диаметр отверстий 2—3 мм, шаг между отверстиями 15—20 мм. Отверстия следует располагать в шахматном порядке, высота щели должна составлять 200—260 мм, ширина обычно составляет 80—180 мм. Подовые горелки чугунных отопительных котлов выполняют следующих размеров: диаметр отверстий 1,3—2 мм, шаг между отверстиями 10—20 мм, высота щели 130—200 мм, а ширину принимают 80—110 мм.
Горелки располагают на колосниковой решетке так, чтобы обеспечить наиболее равномерное распределение температуры в горизонтальном сечении топки. Число горелок выбирают в соответствии с числом топочных дверок, а длину — в соответствии с длиной топки. Подовые горелки целесообразно устанавливать в топках котлов с колосниковыми решетками при переводе их на газ. При установке подовых горелок в чугунных отопительных котлах, работающих без дутья, в топках последних разрежение должно быть не менее 10—14 Па, а высота топки — не менее 700 мм.
На сегодняшний день подовые диффузионные горелки не соответствуют современным требованиям как с экономической, так и с экологической точек зрения. Достаточно незначительного смещения коллектора от оси щели, чтобы нарушилась равномерность подачи воздуха, в результате чего появляются продукты незавершенного горения. Для предотвращения образования сажи в некоторых случаях приходится увеличивать коэффициент избытка воздуха за котлом до 1,6—1,8, что ведет к снижению КПД котла на 5—7 %.
В условиях эксплуатации возможно повышение температуры газового коллектора до 500—700 °C, что ведет к короблению коллектора и коксованию газовыпускных отверстий, к неравномерному использованию воздуха по длине щели, к неравномерности высоты факела и повышенному химическому недожогу. Для уменьшения влияния этих явлений необходим демонтаж горелок каждый сезон для очистки газовыпускных отверстий от нагара и продуктов коррозии.
7.8. Переоборудование котлов, работающих на твердом топливе, для сжигания газового топлива
Газообразное топливо обладает целым рядом преимуществ перед твердым — высокой теплотой сгорания, отсутствием золы, удобством транспортирования. Использование газообразного топлива устраняет загрязнение воздушного бассейна летучей золой,
сернистыми соединениями, одновременно улучшая условия труда в котельной. При работе на газообразном топливе полностью устраняются потери теплоты с механическим недожогом (неполное сгорание топлива), резко уменьшается количество отложений в газоходах, существенно улучшаются условия теплосъема. Все это ведет к существенному росту коэффициента полезного действия котла, а также его теплопроизводительности.
Переоборудование секционных котлов для сжигания газового топлива заключается в установке на них газогорелочного устройства того или иного типа с соответствующими газооборудованием и автоматикой. Переоборудование чугунных и стальных секционных котлов осуществляется одними и теми же способами. При переоборудовании котлов на газовое топливо необходимо соблюдать ряд условий, главное из которых — соблюдение равномерного температурного поля по объему топки. Это особенно важно для чугунных котлов, так как даже незначительные температурные перекосы по длине пакета секций или по высоте ведут к выходу из строя последних. Недопустимо касание факелом поверхности нагрева, так как возникающая разница температуры воды в разных секциях вызывает в них значительные температурные напряжения.
Газогорелочное устройство, применяемое при переоборудовании, должно обеспечивать широкий диапазон регулирования тепловой мощности котла (от 40 до ПО %), без существенного снижения качества сжигания топлива, а также обеспечивать во всем диапазоне регулирования минимальные выбросы загрязняющих веществ с продуктами горения.
В настоящее время наиболее часто встречаются следующие варианты перевода секционных котлов с твердого топлива на газ.
В случае наличия газа низкого давления и при разрежении в топке не менее 10—14 Па используют подовые горелки без принудительной подачи воздуха.
. При наличии меньшего значения разрежения используют горелки с принудительной подачей воздуха и предварительной подготовкой газовоздушной смеси.
При наличии газа среднего давления используются инжекционные горелки ИКГ в нижней части топки.
Основными элементами при переводе на газ с использованием подовой горелки являются горизонтальный туннель (щель) и газовый коллектор, размещенный в нижней части туннеля вдоль оси (см. рис. 7.9).
К достоинствам такого способа перевода на газ относятся его простота (горелку можно изготовить в кустарных условиях), при этом достигается равномерное распределение температуры по длине топки. Горелки работают бесшумно и устойчиво.
Недостатком такого способа является большой расход шамотного кирпича, а также необходимость в тщательной наладке горелок и систематическом контроле за их работой. К числу недостатков относится также большая высота факела над щелью.
Пример перевода чугунного котла «Универсал-6» с твердого топлива на газ с использованием инжекционной горелки ИГК показан на рис. 7.10. Инжекционные горелки устанавливают только в нижней части топки примерно на 700—800 мм ниже опорной поверхности секций.
Рис. 7.10. Установка горелки ИКГ на котел «Универсал-6»
а — продольный разрез; 6 — поперечный разрез; 1 — газовая горелка; 2 — запальное отверстие; 3 — смотровое отверстие; 4 — взрывной клапан
Пример перевода на газ котла «Тула-3» с использованием горелки с принудительной подачей воздуха и предварительной подготовкой газовоздушной смеси показан на рис. 7.11. Горелка также устанавливается в нижней части топки примерно на 700—800 мм ниже опорной поверхности секций.
Выравниванию тепловых потоков способствует и устройство дополнительных сводов из шамотного кирпича, ограждающих нижние части секций от прямого воздействия факела.
При переоборудовании жаротрубных котлов с внутренними топками в жаровых трубах для сжигания газового топлива из жа
ровых труб удаляют колосниковую решетку и порог и на место старой фронтовой гарнитуры монтируют новую, на которую устанавливают горелки. При использовании газа низкого давления жаротрубные котлы оборудуют горелками с принудительной подачей воздуха, среднего давления — инжекционными или с принудительной подачей воздуха. Так как сгорание газа происходит с большим выделением теплоты, то в жаровой трубе создаются высокие тепловые напряжения, которые могут привести к опасному перегреву стенок.
Рис. 7.11. Установка горелки ГГВ на котле «Тула-3»
1 — воздуховод; 2 — горелка; 3 — электрод контроля пламени; 4 — газопровод; 5 — смотровое окно; 6 — секция котла; 7 — взрывной клапан
Для предотвращения прогорания стенок жаровой трубы ее переднюю наиболее теплонапряженную часть футеруют огнеупорным кирпичом. Длина футеровки зависит от длины факела и составляет I —3 м. Футеровку делают сплошной или с просветами в виде решетки (рис. 7.12), что способствует лучшей отдаче теплоты жаровой трубе, кроме того, футеровка способствует повышению температуры в зоне горения газа и более полному его сгоранию. В конце футеровки может быть установлена дожигательная решетка из огнеупора длиной 1—2 кирпича. В случае использования горелок с хорошим смесеобразованием газа и воздуха и работающих на малых избытках воздуха использование дожигательной решетки нецелесообразно.
Рис. 7.12. Установка инжекционных горелок среднего давления на жаротрубном котле
1 — отключающая задвижка; 2 — контрольный кран; 3 — рабочий кран; 4 — продувочный газопровод; 5 — отвод к запальнику; 6 — газопровод безопасности; 7 — манометр; 8 — опора горелки; 9 — горелка; 10 — смотровое окно; 11 — фронтовой лист; /2 — футеровка жаровой трубы; 13 — дожигательная решетка
При переоборудовании водотрубных котлов для сжигания газообразного топлива устанавливают инжекционные горелки среднего давления или горелки с принудительной подачей воздуха среднего или низкого давления. В зависимости от того, необходимо ли резервировать другой вид топлива (жидкое или твердое), принимают следующие основные методы переоборудования:
1.	При постоянной работе на газообразном топливе горелки устанавливают на фронтовой стенке котла, колосниковую ре
шетку и другие устройства для сжигания твердого или жидкого топлива демонтируют, превращая топку в камерную.
2.	При резервировании жидкого топлива на фронте котла устанавливают комбинированные газомазутные горелки, обеспечивающие быстрый переход с одного топлива на другое и достаточную эффективность их сжигания. Колосниковую решетку и другие устройства для сжигания твердого топлива демонтируют.
3.	При резервировании твердого топлива сохраняют колосниковую решетку и все устройства для подачи угля и его распределения по решетке, расположенные на фронте котла. Газовые горелки в этом случае устанавливают на боковых стенках топки, а колосниковую решетку защищают от перегрева слоем толщиной 200—300 мм битого огнеупорного кирпича. Горелки могут располагаться также на фронте котла или на поду топки.
В настоящее время имеется большое число газомазутных горелок различных конструкций, удовлетворяющих требованиям экономичной и безопасной эксплуатации котлов и обеспечивающих примерно равное качество сжигания и длины факела на обоих видах топлива.
При резервировании твердого топлива и требовании быстрого перехода с одного вида топлива на другой установка горелок возможна, как правило, только на боковых стенках топки. Если эти стенки экранированы, то полное сохранение экранов или демонтаж минимального числа труб возможны только при использовании горелок с узким устьем или установке нескольких горелок небольшой тепловой мощности. Горелки должны иметь небольшие размеры для обеспечения необходимой величины прохода между котлами, а при работе на твердом топливе — не должны сильно нагреваться от излучения из топки.
Если нет необходимости быстрого перехода с газового на твердое топливо, то горелки устанавливают на фронтовой стенке топки, колосниковую решетку сохраняют, защищая ее от перегрева, а пневмомеханические забрасыватели на время работы на газе демонтируют. На рис. 7.13 показан пример такого перевода с использованием горелок с принудительным подводом воздухаг
При установке горелок в обмуровке фронтовой стенки выкладывается амбразура, имеющая диаметр устья горелки на протяжении толщины, равной половине кирпича, а затем на протяжении, эквивалентном толщине кирпича, диаметр, примерно, равный 2,5 диаметра устья горелки. Колосниковая решетка предохраняется от перегрева двумя слоями шамотного кирпича, уложенного плашмя. Между кирпичом и колосниками прокла-
дывается асбестовый картон, обеспечивающий отсутствие подсосов воздуха в топку через колосниковую решетку. Нижняя часть экранных труб защищается от излучения факела решетчатыми шамотными стенками высотой 1,5 м.
Рис. 7.13. Установка газомазутных горелок ГМГМ на водотрубных котлах
1 — воздухопровод вторичного воздуха; 2 — воздухопровод первичного воздуха; 3 — горелка; 4 — газопровод; 5 — конический туннель; 6 — амбразура; 7 — смотровой лючок; 8 — защитная стенка из шамотного кирпича; 9 — лаз;
10 — запально-защитное устройство
При переводе с твердого топлива на газ все котлы для защиты обмуровки и газоходов от разрушений при взрывах оборудуют взрывными предохранительными клапанами. Клапаны устанавливают
в обмуровке топки, последнего газохода котла и экономайзера. Допускается не устанавливать взрывные клапаны в обмуровке котлов, имеющих один ход продуктов горения, а также в газоходах перед дымососами. При выполнении взрывного предохранительного клапана из асбеста необходимо следить за его целостностью, так как вследствие пульсаций в топке возможен его разрыв и повышенный присос холодного воздуха. При выполнении взрывного предохранительного клапана в виде откидывающихся дверец необходимо проверять плотность прилегания клапана к раме.
7.9. Выбор числа и места установки горелок при переводе различных типов котлов с твердого топлива на газ
Число и расположение горелок зависят от конструкции топки, производительности котла и диапазона его регулирования, степени экранирования топки, необходимости резервирования другого вида топлива и ряда других факторов. При выборе горелок следует учитывать диапазон не только устойчивой, но и экономичной работы, в котором они обеспечивают полное сжигание газа в данной топке при минимальном значении коэффициента избытка воздуха а.
При переоборудовании водотрубных котлов малой производительности, имеющих экранированную топку, устанавливают чаще всего 2 или даже 1 горелку. Такое решение возможно при работе котла только на газе или при использовании газомазутных горелок. Более 2 горелок устанавливают, если:
-	фронт котла занят устройствами для забрасывания твердого топлива, и горелки приходится располагать на боковых стенках топочной камеры, причем установка горелок большой тепловой мощности требует вырезки многих экранных труб;
-	топка котла не экранирована или имеет значительные неэкранированные участки, которые из-за сосредоточенного подвода теплоты при работе горелок большой мощности нагреваются до температуры, способной вызвать их разрушение;
-	топка экранирована, но имеет большие размеры (например, высоту), и требуется обеспечить равномерность распределения теплоты;
-	топка имеет недостаточные размеры (особенно высоту) для свободного развития факела, а конструкция котла (например, чугунного секционного) определяет особые требования к равномерности распределения теплоты.
При выборе типа горелок учитывают давление газа на вводе в котельную. Предпочтительнее среднее давление (до 3000 Па), при котором газопроводы имеют меньшие диаметры и можно не применять принудительную подачу воздуха.
Важным условием является необходимость резервирования другого вида топлива (жидкого или твердого). Наиболее рационально использовать в котельной только газовое топливо, а в условиях стационарного газоснабжения целесообразно применять котлы, сконструированные специально для сжигания газа, позволяющие наиболее эффективно использовать топливо. При работе котлов только на газе появляется возможность использовать контактные экономайзеры, что приводит к дополнительной экономии 12—18 % топлива. Если необходимо резервное топливо, то сохраняют устройства для быстрого перехода на его сжигание. В качестве резервного используют топливо, на котором котлы работали до перехода на газ.
Важным условием, определяющим полноту сгорания газа, является свободное развитие факела в топке и окончание процесса горения до выхода продуктов горения в конвективную часть котла. Длина факела должна быть меньше расстояния до противоположной стенки топки на 1—1,5 м. Соприкосновение факела с поверхностями нагрева приводит к его резкому охлаждению и к неполноте сгорания, а в некоторых случаях — к образованию сажи. Местный перегрев поверхности нагрева может вызвать образование в ней трещин или разрывов, а также нарушить циркуляцию воды в котле. Соприкосновение факела с кирпичной футеровкой топки приводит к ее быстрому разрушению.
В горелках, имеющих устройства для крутки воздуха, наблюдается некоторое отклонение факела и потока продуктов горения в сторону, соответствующую направлению крутки. Это следует учитывать при установке таких горелок в топках небольших котлов в одном горизонтальном ряду, чтобы не допустить касания факелами боковых стенок топки.
При расположении на фронте котла горелок, не имеющих крутки воздуха, следует учитывать, что топки некоторых котлов имеют выход продуктов горения у одной из ее боковых стенок, куда может отклониться факел и затянуться в камеру дожигания или конвективную часть котла.
Следует учитывать естественное расширение факела на выходе из устья горелки или туннеля. При цилиндрическом туннеле и отсутствии закручивающих устройств центральный угол расширения факела составляет примерно 26°. У горелок с круткой
Раздел IV. ВСПОМОГАТЕЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК
Глава 8. Тягодутьевые устройства
8.1.	Аэродинамика газовоздушного тракта котельной установки
Эффективная работа котла возможна при условии беспрерывной подачи воздуха в топку, необходимого для горения топлива и удаления в атмосферу продуктов сгорания после их охлаждения в теплообменных поверхностях котла. Такие условия поддерживаются тягодутьевыми устройствами.
Газовоздушный тракт котельной установки включает в себя воздуховоды, вентиляторы, дымососы, газоходы, дымовые трубы, запорные и регулирующие органы. По способу организации движения воздуха и продуктов сгорания газовоздушные тракты можно разделить на следующие виды:
1)	с естественной тягой, создаваемой дымовой трубой (рис. 8.1,а). В этом случае сопротивления движению потока воздуха и продуктов сгорания преодолеваются за счет разности давлений воздуха, поступающего в топку, и продуктов сгорания, удаляемых через дымовую трубу в атмосферу. В этом случае весь газовоздушный тракт находится под разрежением. Такая схема применяется, как правило, в котлах малой мощности при малых аэродинамических сопротивлениях всех элементов системы;
2)	с подачей воздуха и удалением продуктов сгорания дымососом и трубой (рис. 8.1,6). В этом случае сопротивление газового и воздушного трактов преодолевается за счет разрежения, создаваемого дымососом и дымовой трубой. Такая схема применяется в котлах небольшой мощности, работающих на газе и мазуте без воздухоподогревателей;
3)	с подачей воздуха вентилятором и удалением продуктов сгорания дымососом и трубой (рис. 8.1,в). В этом случае воздушный тракт находится под давлением, а газовый — под разрежением. Такая система применяется для большинства современных котлов средней и большой мощности;
4)	с подачей воздуха вентилятором и удалением продуктов сгорания за счет давления в газовом тракте (рис. 8.1,г). Сопротивление газового и воздушного трактов преодолевается вентилятором. При этом газоходы котла находятся под давлением. Такая система применяется для газоплотных котлов, работающих на газе и мазуте.
Рис. 8.1. Схемы газовоздушных трактов котельных установок
а — система с естественной тягой, создаваемой дымовой трубой; б — система с подачей воздуха и удалением продуктов сгорания дымососом и трубой; в — система с подачей воздуха вентилятором и удалением продуктов сгорания дымососом и трубой; г — система подачи воздуха вентилятором и с удалением продуктов сгорания за счет давления в газовом тракте; 1 — котел; 2 — дымовая труба; 3 — воздухоподогреватель; 4 — вентилятор; 5 — дымосос
Аэродинамическое сопротивление газового тракта состоит из местных сопротивлений, зависящих от изменения сечения газоходов и их поворотов, и из сопротивления, возникающего вследствие трения об ограничивающие поверхности.
Общее аэродинамическое сопротивление А, Па, определяют как сумму сопротивлений отдельных элементов, входящих в состав котельной установки:
А = Ак + Азас + Аб + Адт,	(8.1)
где Ак — суммарное аэродинамическое сопротивление котельного агрегата, включающее в себя в общем случае аэродинамическое сопротивление собственно котла, а также экономайзера и воздухоподогревателя, Па;
Аза,. — аэродинамическое сопротивление заслонок или шиберов, Па;
Аб — аэродинамическое сопротивление боровов, Па;
Ад т — аэродинамическое сопротивление дымовой трубы, Па.
Аэродинамическое сопротивление отдельных элементов hit Па, связанное с трением газов о стенки труб или прямых каналов, определяют по формуле:
г и/2
Д.=Х—^Рср,	(8-2)
2а
где L — длина газохода, м;
d — диаметр круглого канала или эквивалентный диаметр канала прямоугольного сечения, м:
4F
^ЖВ = ц ’	(8.3)
F — живое сечение газохода, м2;
U — периметр поперечного (живого) сечения, омываемый газами, м;
И^.р — средняя скорость газов в газоходе, м/с,
(8.4)
(7газ — объемный расход газов через данный газоход, м3/с;
рср — плотность газов при средней температуре, кг/м3,определяемая по следующему выражению:
273
Рср“273 + /срРну’	<8-5)
/ — средняя температура газов в газоходе, °C;
рн у =1,34 кг/м3 — плотность дымовых газов при нормальных физических условиях;
X — коэффициент трения, в первом приближении принимается для металлических газоходов X = 0,02, для кирпичных X. = 0,04.
Расчетное значение аэродинамических потерь на трение в газоходах не должно превышать 1 Па на метр его длины, что соответствует скорости в газоходе 2—3 м/с.
Местные сопротивления определяют по следующей формуле:
W2
Лм^-fPcp,	(8.6)
где £, — значение местного коэффициента сопротивления, определяемое по справочникам.
8.2.	Естественная тяга
Естественная тяга создается дымовой трубой. Принцип действия естественной тяги основан на разности плотностей наружного (холодного) воздуха и горячих отходящих газов. Холодный воздух как более тяжелый поступает в топку 1 (рис. 8.2) и вытесняет более легкие горячие газы (продукты сгорания), в результате чего возникает движение газов по газоходам котла 2, дымоходу 3 и дымовой трубе 4. При этом чем выше средняя температура газов в дымовой трубе, тем меньше плотность газов и тем быстрее они будут подниматься вверх, тяга будет больше. Чем ниже температура окружающего воздуха, тем больше его масса, тем больше разность давлений между столбом воздуха и газа, тем больше тяга.
Напор (тягу) Н^, Па, создаваемый трубой, определяют по формуле:
Ятр = Яг(рв-рг),	- (8.7)
где Н — высота трубы, м;
g — ускорение свободного падения, равное 9,81 м/с2;
рв, рг — плотности наружного воздуха и газов в дымовой трубе.
Напор, создаваемый дымовой трубой при естественной тяге, всегда должен быть больше суммы газовых сопротивлений всех элементов котельной установки.
> МСЛк + *зас + h6 + Лдт), где Лк, h^, h6, Лдт - см. формулу (8.1).
(8.8)
Рис. 8.2. Схема действия естественной тяги
1 — топка котла; 2 — газоходы котла; 3 — боров; 4 — дымовая труба
Требуемую высоту трубы Н, м, определяют по следующей формуле:
Н = 21 5____—-----
(1/Тр-1/^)5’
(8.9)
где Тр — расчетная температура воздуха (для летнего периода), К;
ТСр — средняя температура газов в дымовой трубе, К;
Б — барометрическое давление, Па.
8.3.	Дымовые трубы и их конструкции
Дымовые трубы бывают кирпичные, железобетонные и стальные.
В котельной, как правило, устанавливают одну дымовую трубу, но при соответствующем обосновании могут устанавливать две и более.
Кирпичная дымовая труба (рис. 8.3) состоит из фундамента 1 (цоколь) и ствола 2. Кладку ствола выполняют из отдельных участков высотой 5—7 м различной толщины, уменьшающейся по направлению к устью трубы. Минимальная толщина стенок верхней части трубы составляет 180 мм. Для придания устойчивости трубы выполняют в форме усеченного конуса (с конусностью 0,02—0,03). Нижнюю внутреннюю часть трубы для защиты
от горячих дымовых газов футеруют огнеупорным кирпичом 4. Между футеровкой и основной кладкой оставляют небольшой зазор для компенсации тепловых расширений футеровки. В цоколе предусматривают окна для боровов (газоходов), как правило, не более двух. В боровах и у основания дымовой трубы предусматривают лазы для их осмотра и удаления посторонних предметов. Кирпичные дымовые трубы сооружают высотой 30— 70 м, диаметром не менее 600 мм.
Рис. 8.3. Кирпичная дымоввя труба
1 — цоколь; 2 — ствол трубы; 3 — молниеотвод; 4 — футеровка
Металлические дымовые трубы (рис. 8.4) изготавливают из стальных листов толщиной 3—15 мм. Труба состоит из отдельных звеньев, соединенных между собой сварными швами. Ствол трубы 1 устанавливают на плите 3, закрепленной на фундаменте 4.
Для придания устойчивости на высоте, равной 2/3Я , устанавливают растяжки 2 из стальной проволоки диаметром 5—7 мм.
Рис. 8.4. Стальная дымовая труба
/ — ствол трубы; 2 — растяжки; 3 — чугунная плита; 4 — фундамент
Стальные трубы сооружают высотой не более 40 м. Недостатком стальной трубы является ее ограниченный срок службы (не более 10 лет), а при сжигании высокосернистого топлива — сокращается до 5 лет.
Железобетонные трубы обладают высокой механической прочностью, что позволяет изготавливать их большой высоты, однако они плохо противостоят воздействию сернистых соединений, влаги и повышенной температуры дымовых газов. Поэтому железобетонные трубы выполняются с внутренней обо
лочкой, ограждающей поверхности от агрессивных дымовых газов, имеющих повышенную температуру. Внутреннюю поверхность трубы покрывают эпоксидным лаком и стеклотканью. Футеровку выполняют из красного и кислотоупорного кирпича. Срок службы таких труб составляет 30—50 лет.
В настоящее время получили распространение конденсационные котлы с низкой температурой уходящих газов и, как следствие, с малой естественной тягой. В таких котлах дымовые газы удаляют под избыточным давлением (котел работает под наддувом). В этом случае внутреннюю часть трубы (дымохода) выполняют из коррозионно- и термостойкой пластмассы, выдерживающей температуру уходящих газов до 120 °C. Конденсат из газохода к его сборнику стекает самотеком за счет уклона его горизонтальных участков не менее 3°.
Высота устья дымовых труб для встроенных, пристроенных и крышных котельных должна быть выше границы ветрового подпора, но не менее 0,5 м выше крыши, а также не менее 2 м над кровлей более высокой части здания или самого высокого здания в радиусе Юм.
Для автономных котельных дымовые трубы выполняют газоплотными, изготавливают из металла и, как правило, с наружной тепловой изоляцией для предотвращения образования конденсата и люками для осмотра и чистки.
8.4.	Определение высоты дымовой трубы по условиям предельно допустимых концентраций вредных выбросов
Высота дымовых труб при искусственной тяге определяется в соответствии с «Указаниями по расчету рассеивания в атмосфере вредных веществ, содержащихся в выбросах предприятий» и «Санитарными нормами проектирования промышленных предприятий». Высота дымовых труб при естественной тяге определяется на основании результатов аэродинамического расчета газовоздушного тракта и проверяется по условиям рассеивания в атмосфере вредных веществ. В случае использования в качестве резервного топлива твердого или жидкого расчет ведется для данных видов топлива.
Минимальное расчетное значение высоты дымовой трубы, м, по условиям предельно допустимых концентраций вредных выбросов в первом приближении определяется по формуле:
AF M<
rrmin
**тр	~
r пдк50; пдк50; ^пдк50; w s°! пдк^ no> пдксо co ПДКз 3
ПДК50;
где ПДК — предельная допустимая концентрация вредного вещества, мг/м3. Значения ПДК различных вредных веществ представлены в табл. 8.1;
А — коэффициент, зависящий от метеорологических условий местности,определяющий условия вертикального и горизонтального рассеивания вредных веществ в атмосфере (А = 240 для субтропической зоны Средней Азии; А = 200 для Казахстана, Кавказа, Нижнего Поволжья, Сибири, Дальнего Востока; А = 160 для районов Севера и Северо-Запада европейской части России, Среднего Поволжья, Урала и Украины; А = 120 для Центральной европейской части России);
Mso2 — масса оксидов серы SO2 и SO3 (в пересчете на SO2), выбрасываемых в атмосферу, г/с;
A/noj — масса оксидов азота(в пересчете на NO2), выбра-. сываемых в атмосферу, г/с;
Мео — масса оксида углерода, выбрасываемой в атмосферу, г/с;
М3 — масса летучей золы, г/с.
V — объемный расход удаляемых продуктов сгорания, м3/с;
А? — разность между температурой выбрасываемых газов и температурой атмосферного воздуха, под которой понимается средняя температура самого жаркого месяца в полдень, °C, по климатологическим данным;
F — коэффициент, учитывающий скорость оседания вредных веществ в атмосферном воздухе (для газообразных примесей F= 1, для пыли при степени улавливания более 90 % F= 2, менее 90 % — 2,5);
Z — число дымовых труб.
Масса оксидов серы М$о2, г/с, при сжигании твердого или жидкого топлива определится по следующей формуле:
JHSO2 = 20Бр5Р (1 - n'J (1 - n-J,	(8.11)
где Вр — расчетный часовой расход топлива всеми котлами, работающими на дымовую трубу, кг/с для твердого, жидкого топлива и м3 /с для газообразного;
5^ — содержание серы в рабочей массе топлива;
т)^, — доля оксидов серы, связанных летучей золой в котле, принимается для сланцев эстонских и ленинградских — 0,8, остальных — 0,5; каче-ачинских углей — 0,2, торфа — 0,15; экибастузских углей — 0,02, прочих — 0,1; мазута — 0,02 , газа — 0;
т)'^ — доля оксидов серы, в сухих золоуловителях практически равна 0, в мокрых золоуловителях — 0,1—0,2.
Таблица 8.1
Предельная допустимая концентрация вредных веществ в атмосфере населенных пунктов
Наименование вредного вещества	Химическая фор-мула	Класс опасности	ПДК в атмосферном воздухе жилых районов		Наличие в дымовых газах котельных, работающих на		
			макс, разовая, мг/м3	среднесуточная, мг/м3	газе	мазуте	угле
Летучая зола	—	3	0,5	0,15	—	—	+
Сажа	с	3	0,15	0,05			—
Оксид углерода	со	4	3,0	1,0		+	
Оксиды азота в пересчете на NO2	NOX	2	0,085	0,085	+		
Оксиды серы	sox	3	0,5	0,05	—		
Углеводороды	CmHn	3	3	—	—		
Пятиоксид ванадия	v2o5	1	—	0,002	—	+	—
При наличии в топливе сероводорода расчет дополнительного количества оксидов серы в пересчете на SO2 производится по формуле:
MSO2 = 18,8(H2S)5p,	(8.12)
где H2S — содержание сероводорода в топливе, %.
Масса оксидов азота A/no2, г/с, определяется по следующей формуле:
A/NOi =	~ ^(1 ~ 02г)0з,
(8.13)
где Р] — безразмерный поправочный коэффициент, учитывающий влияние качества сжигаемого топлива и способа шлакозолоудаления на выход оксидов азота, принимается по табл. 8.2;
г —степень рециркуляции продуктов сгорания в процентах расхода дутьевого воздуха, при отсутствии рециркуляции г = 0;
Р2 — коэффициент, характеризующий эффективность воздействия рециркулирующих продуктов сгорания в зависимости от условий подачи их в топку, принимается по табл. 8.3;
Р3 — коэффициент, учитывающий конструкцию горелок (для вихревых горелок принимается равным 1, для прямоточных — 0,85);
К — коэффициент, характеризующий выход оксидов азота на 1 ГДж теплоты сожженного условного топлива, кг/ГДж, определяемый по графикам рис. 8.5 и 8.6 для различных видов топлива в зависимости от номинальной нагрузки котлов. При нагрузках, отличающихся от номинальной, коэффициент К следует умножить на «2ф/Он)0’25 или на (2)ф/2)н), где (?* и QH — фактическая и номинальная мощность, МВт; Z)H и Лф — номинальная и фактическая паропроизводительность, т/ч;
Во — расход топлива всеми работающими котлами, кг/с или м3/с;
(2нр — низшая теплота сгорания топлива, МДж/кг, МДж/м3; q4 — потери теплоты с механическим недожогом, принимаются для каждого конкретного топочного устройства по его паспорту или в первом приближении можно принять: для ручных колосниковых решеток — 4,5— 9 %; для шахтных топок для сжигания дров — 1 %; для сжигания торфа — 2 %; для топок с шурующей планкой — 7—9 %; для топок с пневмомеханическим забрасывателем и решеткой с поворотными колосниками — 7—10 %, для топки с цепной решеткой прямого хода — 5—6 %, обратного хода — 6—9 %.
Таблица 8.2
Значение коэффициента
Топливо	Содержание азота, %	Р>
Природный газ	—	0,85
Мазут	0,3-0,6	0,8
Угли: ангренский Б-2, березовский Б-2, ирша-бородинский Б-1, донецкий АЩ, каче-ачинский, горючие сланцы	1,0	0,55; 08
Угли: веселовский, черемховский, сучанс-кий, анадырский, донецкий Т, ПАШ, карагандинский ПрП, подмосковный Б-2, егор-шинский ПА	1-1,4	0,7; 1,0
Угли: донецкий Д, Г, ГСШ, ПрПр, эки-бастузский СС, печерский Ж, кузнецкий ГРОК, южно-сахалинский	1,4-2	1,0; 1,4
Угли: кузнецкий Д, Г, 2СС, ICC , Интинский Д, печерский, фрезерный торф	2,0	1,4; 2,0
Примечание. Для твердого топлива приводятся два значения р,: слева — при твердом, справа — при жидком шлакозолоудалении.		
Таблица 8.3
Значение коэффициента р2 ПРИ рециркуляции 0 < г < 0,25
Способ ввода в топку газов рециркуляции	
При сжигании газа и мазута и вводе:	
в под топки при расположении горелок на верти-	0,002
кальных экранах	
через шлицы под горелками	0,015
по наружному каналу горелок	0,020
в воздушном дутье	0,025
в рассечку двух воздушных потоков	0,030
При сжигании твердого топлива и вводе:	-
в первичную аэросмесь	0,010
во вторичный воздух	0,005
Масса оксида углерода Л/Со, г/с, выбрасываемая в атмосфе-
ру, определится как:
Мсо=СнДпр(1--^Д со н	100j,
(8.14)
где Сн — коэффициент, характеризующий выход СО при сжигании топлива (табл. 8.4);
Р — поправочный коэффициент, учитывающий влияние режима горения на выход СО (при нормативных значениях коэффициента избытка воздуха на выходе из топки принимается р = 1);
— потери теплоты от механической неполноты сгорания, см. формулу (8.13);
Вр — расход топлива , кг/с или м3/с.
0,05 ______I__।__।_L_i_____I__। । ।_i_i____।	<	। ।
100	200400 8001000 2000	10000 20000 О, кВт
Рис. 8.5. Зависимость коэффициента К от тепловой мощности котла для различных топлив при теплопроизводительности до 100 кВт (а) и от 100 кВт и более (б)
1 — природный газ, мазут; 2 — антрацит; 3 — бурый уголь; 4 — каменный уголь
Рис. 8.6. Зависимость коэффициента К от паропроизводительности котла для различных топлив
1— природный газ, мазут; 2 — антрацит; 3 — бурый уголь; 4 — каменный уголь
Таблица 8.4
Значение коэффициента Сн
Тип топки	Угли		Торф	Мазут	Газ
	каменные	бурые			
Слоевые механизированные	25,7	10,3	16	—	—
Камерные для котлоагрегатов паропроизводитель-ностью, кг/с: до 20,8 более 20,8	—	—	—	19,4 17,9	9,6 9,3
Количество твердых частиц летучей золы М3, г/с, выбрасываемое в атмосферу, определится как
Ч = 105p(JP+ <74)лун(1 - V 10°),	(8.15)
где Вр — расчетный расход топлива всеми котлами, работающими на дымовую трубу, кг/с или м3/с;
Лр — рабочая зольность топлива, %;
аун — Д°ля твердых частиц, уносимых из топки; зависит от вида топки и в первом приближении может быть равна 0,2—0,3;
г|3 — КПД золоуловителя, принимается по его паспорту или в первом приближении можно принимать: для блоков циклонов при слоевом сжигании — 85—90 % и 70—80 % при камерном; для батарейных циклонов соответственно 85—92 % и 80—85 %; для батарейных циклонов с рециркуляцией соответственно 93—95 % и 85—90 %; для мокрых золоуловителей для обоих случаев — 93—95 %, электрофильтров — 96—99 %;
<?4 — потери теплоты от механической неполноты горения, %. Диаметр устья дымовой трубы м, определится:
Z>y =
^тр
' 4И тр
3,14wBbIX
(8.16)
где Kjp — объемный расход продуктов сгорания через трубу от всех работающих котлов при температуре их в выходном сечении, м3/с (охлаждение продуктов сгорания в дымовой трубе не учитывается):
ВпУ^ +273)
(8.17)
где В — расход топлива одним котлом, кг/с или м3/с;
п — число установленных котлов;
Уо — суммарный объем продуктов сгорания, м3, получающийся при сжигании 1 кг твердого или 1 м3 газа;
f — температура уходящих газов за котлами, °C;
wbmx — скорость продуктов сгорания на выходе из дымовой трубы (принимается 12—20 м/с для искусственной тяги и 6—12 м/с — для естественной).
Для вычисления уточненной высоты дымовой трубы определяем значения коэффициентов f и vM:
/ = Ю3
Dy ^вых-^тр
(Я™П)2Д/’
(8.18)
vM =0,65
НрАГ rrmin “тр
(8.19)
где М — разность температуры выбрасываемых газов и температуры наружного воздуха самого жаркого месяца в полдень.
Значение коэффициента т в зависимости от параметра f
____________1____________
0,67 + 0,177 + 0,3477’
(8.20)
Безразмерный коэффициент п в зависимости от параметра vM:
при vM <0,3 п — 3;
при 0,3 < vM < 2 и = 3 - 7(vM-0,3)(4,36-vM);	(8.21)
при vM > 2 п = 1.
Минимальную допустимую высоту дымовой трубы во втором приближении определяют:
(8.22)
Аэродинамическое сопротивление дымовой трубы определяют следующим образом.
Скорость продуктов сгорания на выходе из дымовой трубы wBbIX принимают равной значению, принятому в расчете минимально допустимой высоты трубы.
Определяют уменьшение температуры продуктов сгорания на 1 м трубы из-за их охлаждения, °C:
для стальных нефутерованных труб Д/ = З,6/7О;	(8.23)
для кирпичных и железобетонных труб Д/ = 0,76/То, (8.24)
где D — паропроизводительность всех котлов, кг/с.
В случае использования водогрейных котлов вместо D подставляется 0/2,5, где Q — общая теплопроизводительность котлов, МВт.
Температура продуктов сгорания на выходе из трубы, °C:
^вых=^-М	(8-25)
где t — температура уходящих газов за котлами, °C.
Диаметр основания трубы, м:
7^=2^/ + ^,	(8.26)
где i — 0,02—0,03 — конусность железобетонных и кирпичных труб; для стальных труб i = 0;
Dy — диаметр устья трубы, см. формулу (8.16).
Средний диаметр дымовой трубы, м:
Z)cp=O,5(Z)“H+Z)p.	(8.27)
Средняя температура дымовых газов в трубе, °C:
/ср=0,5(/ух + /вых).	(8.28)
Площадь сечения дымовой трубы, рассчитанная по среднему диаметру, м2:
/„= 0,7850?,.
Средняя скорость газов в дымовой трубе , м/с:
^(/ср+273)
Wcp Лр273 ’
(8.29)
(8.30)
где — объем дымовых газов на выходе за котлами, м3/с; /ух — температура уходящих газов за котлами, °C .
Средняя плотность дымовых газов в трубе, кг/м3:
273 ₽ер <ср+273₽”
(8.31)
где р0 = 1,34 кг/м3 — плотность дымовых газов среднего состава при нормальных физических условиях.
Потери давления на трение в дымовой трубе, Па :
Н ^=^77^’	(8.32)
где X — значение коэффициента трения, для кирпичных труб и каналов принимается 0,04, для железобетонных труб — 0,035, для металлических труб — 0,02.
Потери давления на выходе из дымовой трубы, Па:
i4i=i,i£a^L.	(8.33)
Суммарные потери давления в дымовой трубе равны:
АЛдт=Дй^н+ДАв^х-
(8.34)
8.5. Дымососы и вентиляторы
При искусственной тяге применяются дымососы и вентиляторы. Дымососы и вентиляторы состоят из вращающейся части (рабочего колеса с лопатками) и неподвижного кожуха в форме улитки (рис. 8.7). Дымососы работают в более тяжелых условиях, чем вентиляторы, так как температура удаляемых ими дымовых газов составляет до 250 °C, и, кроме того, они содержат агрессивные и абразивные вещества. Поэтому в дымососах предусматривают водяное охлаждение подшипников и более прочное конструктивное исполнение лопаток и кожуха. Дымососы и вентиляторы могут размещать на уровне поверхности земли как внутри здания котельной, так и за ее пределами.
От вентиляторов воздух подается к котлам по специальным воздуховодам, которые могут быть подземными и надземными. Подземные воздуховоды, как правило, выполняют прямоугольного сечения из кирпича или бетона, а надземные — круглого или прямоугольного сечения из металла. Площадь сечения воздуховода определяют исходя из скорости движения воздуха в них (5—10 м/с). Для регулирования подачи воздуха к котлу в воздуховодах устанавливают задвижки. Для уменьшения потерь давления в воздуховодах вентиляторы располагают на минимально возможном расстоянии от обслуживаемых ими котлов.
Дымососы размещают между котлоагрегатом и дымовой трубой. Всасывающий патрубок дымососа присоединяется, или к газоходу непосредственно за водяным экономайзером, или к газоходу (борову) перед дымовой трубой. Нагнетательный патрубок дымососа присоединяется с помощью диффузора либо непосредственно к дымовой трубе или к газоходу, идущему к ней. При работе дымосос создает на всасывающем патрубке разрежение, достаточное для преодоления всех сопротивлений, возникающих при движении дымовых газов по газоходам. Производительность дымососа регулируют либо кольцевым направляющим аппаратом, либо изменением числа оборотов двигателя, используя частотные регуляторы.
Схемы устройства осевого и радиального направляющего аппарата приведены на рис. 8.8. Положение направляющего аппарата выбирается так, чтобы входные сопротивления были минимальны. Возможно также регулирование при помощи шиберов и диафрагм переменного сечения, а также изменением частоты питающего электродвигатель переменного тока.
Рис. 8.7. Дымосос одностороннего всасывания
1 — направляющий аппарат; 2 — кожух; 3 — диффузор; 4 — электродвигатель; 5— подшипники; 6— рабочее колесо; 7— входной патрубок
Рис. 8.8. Схемы устройства направляющих аппаратов а — осевого типа; б — радиального типа
Обычно к каждому котельному агрегату устанавливают индивидуальный дымосос (возможна при соответствующем обосновании установка одного дымососа на несколько котлов). Дымосос выбирают по производительности и создаваемому им давлению. Расчетную производительность дымососа Qp, м3/с, определяют по формуле:
Ор -
101080
Б '
(8.35)
где S] — коэффициент запаса по производительности, принимаемый для котлов теплопроизводительностью до 17,4 МВт равным 1,05, а для больших — 1,1;
101080— нормальное атмосферное давление, Па;
Б — барометрическое давление в месте установки машины, Па;
— расход продуктов сгорания, м3/с:
Ид=5р(Иг.ух+Д5К0)^73,	(8.36)
где Вр — расчетный расход топлива, кг/с или м3/с;
К.ух ~ расчетный объем продуктов сгорания за воздухоподогревателем, м3/кг или м3/м3, определяется из теплового расчета теплогенерирующей установки;
Д8 — присос воздуха в газоходах за воздухоподогревателем, принимается 0,01 на каждые Юм длины стального газохода и 0,05 — кирпичного;
Уо — теоретически необходимое количество воздуха, м3, для сжигания 1 кг или 1 м3 топлива;
/д — температура дымовых газов у дымососа, принимается равной температуре уходящих газов, °C.
Расчетное полное давление Нл, Па, которое должен создавать дымосос, определяют по формуле:
Яд = 52(ДЛгазтр-Лс),	(8.37)
где s2 — коэффициент запаса, равный 1,1;
Лгаз тр — сопротивление газового тракта, Па;
Лс — самотяга дымовой трубы, Па.
По полученным значениям производят выбор дымососа по соответствующим каталогам.
Электрическую мощность Уд, Вт, потребляемую дымососом, можно определить как:
где 0Д — производительность дымососа, м3/с;
Яд — давление, создаваемое дымососом, Па;
т|д — КПД дымососа.
Для каждого котельного агрегата, как правило, устанавливается индивидуальный дутьевой вентилятор.
Полное давление Нв, Па, создаваемое вентилятором, равно:
= лЛгор + дЛвз>	(8.39)
где ДЛгор — сопротивление горелочного устройства при сжигании газа и мазута; для газовых горелок низкого давления ДЛгор = 800 Па, для распылительных мазутных горелок — от 2000 до 3000 Па;
ДЛВЗ — сопротивление воздуховодов, Па, при скорости воздуха 5—10 м/с.
Количество воздуха 0В, м3/с, на которое рассчитывается вентилятор, определяют по формуле:
0В = 1,1ат5рК0(273 + tB)E / (5В273),	(8.40)
где ат — коэффициент избытка воздуха в топке;
Vg — теоретическое количество воздуха, необходимое для сжигания 1 кг (м3) топлива;
tB — расчетная температура воздуха, °C;
Б — расчетное рабочее давление вентилятора, Па;
Бв — действительное барометрическое давление в месте установки;
Вр — расход топлива, кг/с или м3 /с.
Электрическая мощность, потребляемая вентилятором, NB, Вт, определится как:
^=1,12вЯв/Лв,	(8.41)
где т|в — КПД вентилятора при полном давлении.
Глава 9. Питательная вода для котлов и способы ее обработки
9.1.	Образование накипи и требования к питательной воде
Вместе с питательной водой в котел поступают различные минеральные примеси. Все примеси, находящиеся в воде, делятся на трудно- и легкорастворимые. К числу труднорастворимых примесей относят соли и гидрооксиды Са и Mg. Основные наки-пеобразователи имеют отрицательный температурный коэффициент растворимости (т.е. при повышении температуры их растворимость падает). Накапливаясь в котле по мере испарения воды, эти примеси после наступления состояния насыщения начинают из нее выпадать. Прежде всего состояние насыщения наступает для солей жесткости Са(НСО3)2, Mg(HCO3)2, СаСО2, MgCO2 и др. Центрами кристаллизации служат шероховатости на поверхности нагрева, а также взвешенные и коллоидные частицы, находящиеся в воде котла. Вещества, кристаллизующиеся в объеме воды, образуют взвешенные в ней частицы — шлам. Вещества, кристаллизующиеся на поверхности нагрева, образуют плотные и прочные отложения — накипь. Накипь, как правило, имеет низкую теплопроводность, составляющую 0,1—0,2 Вт/(м-К).'Поэтому даже малый слой накипи приводит к резкому ухудшению условий охлаждения металла поверхностей нагрева и вследствие этого к повышению его температуры, что может привести к потере прочности стенки трубы и ее разрушению. Кроме того, накипь ведет к значительному снижению КПД котла в результате уменьшения коэффициента теплопередачи и связанного с этим повышения температуры уходящих газов.
Концентрация солей натрия в воде испарительной поверхности всегда ниже их предела насыщения. Однако и эти соли могут отлагаться на поверхностях нагрева в тех случаях, когда капли воды, находящиеся в паре и попадающие на поверхности нагрева, испаряются полностью, что имеет место в пароперегревателях.
Соединения железа, алюминия и меди, находящиеся в воде в виде растворенных коллоидных и ультратонких взвесей, также могут откладываться на поверхностях нагрева и входить в состав накипи. Накипи из оксидов железа и меди образуются в зонах высоких местных тепловых нагрузок поверхностей нагрева, чаще всего в трубах экранов.
В котлах высокого давления при давлениях более 7 МПа кремниевая кислота H2SiO3 приобретает способность растворяться в паре, причем с ростом давления эта способность значительно возрастает. Поступая вместе с паром в пароперегреватель, кремниевая кислота разлагается с выделением Н2О. В результате в паре появляется SiO2, который, попадая на лопатки паровых турбин, образует на них нерастворимые соединения, ухудшающие экономичность и надежность работы турбины.
Отрицательное влияние на работу поверхностей нагрева оказывает содержание в питательной воде минеральных масел и тяжелых нефтепродуктов, которые могут поступать вместе с конденсатом от производственных потребителей. Отложение низкотеплопроводной пленки масла или нефтепродуктов ухудшает условия охлаждения поверхностей нагрева и оказывает такое же влияние, как и накипь.
На эксплуатацию котла вредное влияние оказывает повышенная щелочность воды, которая приводит к вспениванию воды в барабане. Вспениванию воды способствует содержание в ней органических соединений и аммиака. В этих условия сепарационные устройства не обеспечивают отделение капель воды от пара, и вода из барабана, содержащая различные примеси, может поступать в пароперегреватель, создавая опасность его загрязнения. Кроме того, повышенная щелочность может явиться причиной щелочной коррозии металла, а также возникновения трещин в местах вальцовки труб в коллекторы и барабан.
Растворенные в питательной воде агрессивные газы О2, СО2 вызывают различные формы коррозии металла, ведущей к уменьшению его механической прочности. Пониженная щелочность воды ускоряет коррозию, и в питательной воде должен Поддерживаться определенный ее уровень. В котлах низкого давления требуемый уровень pH поддерживается вводом в пита
тельную воду соды, а в котлах высокого давления — фосфатов или аммиака.
Исходя из вышесказанного предельно допустимое содержание вредных примесей в питательной воде нормируется.
9.2.	Физико-химические свойства воды и показатели качества воды и пара
Вода в котельных используется на восполнение потерь пара, конденсата, сетевой воды, а также на собственные нужды котельной. Забор воды осуществляют либо из водопровода, либо из артезианских скважин или открытых водоемов.
Комплекс специальных устройств, обеспечивающих очистку воды, необходимой для возмещения расходов воды и пара на покрытие потерь и другие нужды котельной, называется водоподготовкой.
К показателям качества воды, идущей на указанные выше нужды, предъявляют определенные требования.
К числу важнейших показателей качества воды относятся: содержание взвешенных веществ, сухой остаток, общая жесткость и ее составляющие, ионный состав, окисляемость, содержание растворенных газов.
В природных водах взвешенные вещества содержатся в виде частиц песка, отмершей растительности и глиняной суспензии, легко удаляемых при механическом фильтровании.
Содержание взвешенных частиц (мг/л), определяют по прозрачности воды.
Сухой остаток (мг/л) определяют путем выпаривания свободной от взвеси (после фильтрования) пробы и высушивания остатка при 105—110 °C.
Плотный остаток (мг/л) определяют путем выпаривания и высушивания при 105—110 °C нефильтрованной пробы.
Минеральный остаток (общее солесодержание) определяется как сумма катионов и анионов, полученных в результате полного химического анализа воды.
Жесткость — показатель, определяющий содержание в воде катионов кальция и магния — катионов накипеобразователей.
Общая жесткость воды Жо (мг-экв/л) определяется как сумма содержания в воде ионов кальция Са2+ (кальциевая жесткость) и магния Mg2+ (магниевая жесткость).
Карбонатная (временная) жесткость Жк является частью общей жесткости, эквивалентной концентрации бикарбонат-ионов НСО3.
Некарбонатная (постоянная) жесткость Жп к является разностью между карбонатной и общей жесткостью.
Наличие в воде бикарбонатов Са(НСО)3 и Mg(HCO)3 обуславливает карбонатную жесткость, а наличие в воде хлоридов, сульфатов и некарбонатных солей кальция и магния (СаС12, MgCl2, CaSO4, MgSO4, CaSiO3, MgSiO3) — некарбонатную жесткость.
При нагревании воды соли карбонатной (временной) жесткости распадаются и образуют нерастворимые соли, выпадающие в виде рыхлого осадка, удаляемого продувкой. Соли же некарбонатной (постоянной) жесткости образуют на внутренних стенках труб котла плотный осадок—накипь.
За единицу измерения жесткости воды принят 1. мг-экв/кг, что соответствует содержанию в 1 кг воды 28 мг оксида кальция или 21 мг оксида магния.
По общей жесткости все природные воды условно делятся на мягкие Жо = 4 мг-экв/кг, средней жесткости Жо = 4—7 мг-экв/кг и жеские Жо = 7 мг-экв/кг.
Щелочность — показатель, определяющий содержание в воде гидроксильных ионов ОН", анионов слабых кислот НСО3, СО3, РО4, SiO3 и других, связанных с катионоитами Na, К, Са , Mg, которые при диссоциации образуют сильные щелочи и придают раствору щелочной характер.
Общей щелочностью воды Що, мг/л, называют сумму содержащихся в ней гидроксильных ионов и анионов слабых кислот. Щелочность Що определяется титрированием пробы воды соляной кислотой в присутствии сначала фенолфталеина, а затем — метилоранжа. В природных водах щелочность обусловлена присутствием карбонатов, бикарбонатов, гидратов, поэтому различают:
гидратную щелочность ЩТ, обусловленную концентрацией в воде гидроксильных ионов ОН";
карбонатную щелочность Щк, обусловленную концентрацией в воде карбонатных ионов СО2"3;
бикарбонатную щелочность Щ6, обусловленную концентрацией в воде бикарбонатных ионов НСО"3.
Относительной щелочностью Щт называется общая щелочность воды в пересчете на NaOH, отнесенная к сухому остатку и выраженная в процентах,
Щт=Щ0- 40- 100/5,	(9.1)
где Що — общая щелочность воды, мг-экв/л;
S — сухой остаток воды, мг/л;
40 — эквивалент NaOH.
Ионный состав воды определяют растворенные в ней соли, которые в той или иной степени диссоциированы на ионы. Вода как электролит электрически нейтральна, так как сумма положительно заряженных ионов (катионов) всегда равна сумме отрицательно заряженных ионов (анионов).
Кремнесодержание — общая концентрация в воде кремнесодержащих соединений, выраженная в пересчете на SiO2, мкг/кг.
Содержание соединениий железа и меди — общее содержание солей меди и железа, мкг/кг.
Показатель концентрации водородных ионов (pH) характеризует реакцию воды (кислая, щелочная, нейтральная).
Для паровых котлов общую щелочность и сухой остаток питательной воды не нормируют. Они обусловливаются выбранными методами обработки в соответствии с допустимыми размерами продувки котлов и качеством исходной воды, приведенным в табл. 9.1.
Таблица 9.1
Показатели качества питательной воды для паровых котлов при докотловой обработке
Показатели	Нормы для котлов, работающих при давлении, МПа		
	до 1,4	ДО 2,4	до 4,0
Содержание взвешенных частиц, мг/л	5	5	Не допускается
Общая жесткость, мг-экв/л	20/15	15/10	10/5
Содержание соединений железа, мкг/л	Не нормируется	200/100	100/50
Содержание соединений меди, мкг/л	Не нормируется		Не нормируется/10
Содержание растворенного кислорода, мкг/л pH при t = 25 °C	50/30 8,5-9,5	50/20 8,5-9,5	20/20 8,5-9,5
Содержание свободной углекислоты, мкг/л	Не допускается		
Показатели	Нормы для котлов, работающих при давлении, МПа		
	до 1,4	ДО 2,4	до 4,0
Содержание NO2, мкг/л	Не нормируется		20
Содержание масел, мг/л	3	3	0,6
Примечание. Перед косой чертой указаны значения для котлов, работающих на твердом топливе с локальным тепловым потоком 350 кВт/м2, а после черты — для котлов, работающих на газе и жидком топливе, а также для котлов, работающих на твердом топливе с локальным тепловым потоком более 350 кВт/м2.			
Качество насыщенного и перегретого пара должно отвечать нормам, приведенным в табл. 9.2.
Таблица 9.2
Нормы качества насыщенного перегретого пара
Показатели	Нормы для котлов, работающих при давлении, МПа	
	1,4	2,4
Содержание оксидов азота (в пересчете на Na2O4), мкг/кг	1000*	500*
Содержание свободной углекислоты, мкг/кг	20**	20**
Содержание свободного аммиака, не связанного с углекислотой, мкг/кг	Не допускается	
*	Для котлов без пароперегревателей допускается влажность пара до 1 % (солесодержание не нормируется). *	* Для установок, не имеющих разветвленной системы конденсатопрово-дов у потребителей пара и большого числа теплообменной аппаратуры, допускается содержание свободной углекислоты в паре до 100 мг/кг (централизованное потребление пара с вентиляцией паровых объемов теплоиспользующих аппаратов).		
При эксплуатации паровых котлов и при выборе схем водоподготовки качество котловой (продувочной) воды нормируют по общему солесодержанию (сухому остатку) (табл. 9.3). Допустимое солесодержание устанавливает завод-изготовитель в зависимости от конструкции сепарационных устройств, которыми оборудован котел.
Таблица 9.3
Расчетные нормы качества котловой воды при внутрикотловой обработке
Котлы	Сухой остаток, мг/л	Щелочность, мг-экв/л	Шламосодер-жание, мг/л
Водотрубные: без нижних барабанов	2500	11	2000
и грязевиков с нижними барабанами	4000	16	12000
с грязевиками	4500	18	20000
Газотрубные	4000	14	5000
Жаротрубные	16000	25	7000
По данным Бийского котельного завода, солесодержание котловой воды в котлах с одноступенчатым испарением не должно превышать 3000 мг/л (котел с пароперегревателем) и 1500 мг/л (котел без пароперегревателя), а в котлах с двухступенчатым испарением и выносными ступенями — 1500 в первой ступени испарения и 6000—10000 мг/л во второй ступени испарения.
9.3.	Докотловая подготовка воды
Паровые котлы работают на смеси конденсата, выработанного ими пара и химически очищенной воды. В промышленных котельных потери конденсата могут достигать 70 % и более. Восполнение потерь конденсата обычно производится химически очищенной природной водой.
В соответствии с действующими правилами Госгортехнадзора России докотловая обработка воды должна предусматриваться:
1)	для всех котлов паропроизводительностью более 0,7 т/ч;
2)	для котлов, имеющих экранные поверхности нагрева, независимо от паропроизводительности и давления;
3)	для неэкранированных котлов, сжигающих высококалорийное топливо (газ, мазут);
4)	для всех водогрейных котлов.
Для неэкранированных котлов паропроизводительностью менее 0,7 т/ч и давлением пара до 1,4 МПа, работающих на твердом топливе, допускается внутрикотловая обработка воды. В этих случаях жесткость питательной воды не должна превышать 3 мг-экв/л.
Внутрикотловая магнитная обработка воды допускается для паровых чугунных секционных котлов при питании их исходной водой с преимущественно карбонатной жесткостью и при надежном удалении шлама.
Основными способами докотловой обработки воды являются: коагуляция и осветление, осаждение, магнитный метод, использование комплексонов, обработка путем ионного обмена.
Поверхностные воды требуют удаления грубой (частицы размером до 10-3мм), тонкой ( 10-3—10-11 мм) взвеси коллоиднодисперсных веществ (10-6—10-11 мм) и цветности. Песок, глина, животные и растительные остатки образуют грубую и тонкую взвеси. Органические вещества, оксиды металлов, кремнекислые соединения могут находиться в коллоидном состоянии.
Процесс удаления из воды тонкой взвеси путем ввода специальных реагентов называется коагуляцией. Методы и оборудование для коагуляции и осветления воды выбирают в зависимости от характера и величины загрязнения (табл. 9.4).
Таблица 9.4
Методы обработки поверхностных вод
Показатель исходной воды	Вид обработки	Основное оборудование
Содержание взвешенных веществ, мг/л: до 50 до 100 более 100	Фильтрование Фильтрование для удаления тонкой взвеси, фильтрование с коагуляцией Осветление с последующим фильтрованием	Механические однослойные (вертикальные и горизонтальные) фильтры с загрузкой антрацита с крупностью 0,6— 1,4 мм, высота слоя загрузки Я= 1000 мм Механические фильтры с двухслойной загрузкой (антрацит и кварцевый песок); загрузка крупностью соответственно 0,7—1,7 и 0,5—1,2 мм. Высота загрузки каждого слоя 600—500 мм Осветлители для коагуляции с последующим фильтрованием через однослойные механические фильтры
Для осуществления процесса коагуляции применяют следующие реагенты: сернокислый алюминий A1(SO4 )3х12Н2О, сернокислое железо FeSO4x7H2O, хлорное железо FeCl2x6H2O.
Наибольшее распространение при коагуляции получил сернокислый алюминий, однако его применение ограничивается величиной pH обрабатываемой воды (6,5—7,5). В более щелочной среде образуется легкорастворимый алюминат натрия, поэтому при известковании в качестве коагулянта применяют сернокислое или хлорное железо, допускающие колебания pH в пределах 4—10.
К методам обработки воды путем осаждения относятся известкование, известково-содовый метод.
Известкование основано на связывании ионов, подлежащих удалению, в малорастворимые соединения, осаждаемые в виде шлама. Основное назначение известкования — удаление из воды связанной и свободной углекислоты, снижение щелочности и сухого остатка исходной воды с одновременным ее умягчением. Известкование, совмещенное с коагуляцией, позволяет обезжелезить поверхностные воды, удалить органические вещества.
Процесс известкования осуществляется в осветлителях, при этом перед этим воду необходимо подогреть до 30—40 °C. Во избежание нарушения взвешенного шламового фильтра в осветлителях процесс подогрева воды осуществляется автоматически.
Применение известково-содового метода позволяет осаждать соли жесткости совместно известью и содой. При этом протекают те же реакции, что и при известковании, но магний удаляется полностью, а кальциевые соли некарбонатной жесткости удаляются содой :
CaCl 2 + NaCO3 -> СаСО 34- + 2NaCl;	(9.2)
CaSO4 + NaCO3 -> СаСО 3^ + Na 2SO4	(9.3)
Этот метод применяют для вод, в которых общая жесткость больше щелочности исходной воды.
Обработка воды магнитным способом заключается в воздействии магнитных полей на поток воды. При этом вода после воздействия магнитного поля при нагреве ее в котле не дает никаких отложений накипи, и соли жесткости выпадают в виде шлама.
Данный способ применяется только для обработки подпиточной воды водогрейных котлов малой теплопроизводительности.
Магнитная обработка воды для водогрейных чугунных секционных котлов при закрытой системе теплоснабжения допускается при соблюдении следующих условий:
а)	подогрев воды в котле не выше 95 °C;
б)	карбонатная жесткость исходной воды не более 9 мг-экв/л;
в)	содержание железа Fe 2+ не более 0,3 мг/л.
При обработке воды магнитным полем концентрация растворенных газов (О2 и СО 2) и оксидов железа в ней снижается, т.е. уменьшение концентрации кислорода под влиянием магнитного поля является одним из способов торможения электрических процессов, а следовательно, и коррозии металлов.
К качеству воды, подлежащей магнитной обработке, предъявляются определенные требования. Вода не должна содержать механических примесей соединений железа больше установленных норм и агрессивного диоксида углерода. Концентрация диоксида углерода в природной воде определяется в значительной степени значением карбонатной жесткости. При карбонатной жесткости до 2,0—2,5 мг-экв/л почти весь растворенный в воде диоксид углерода по содержани^о превышает равновесный и является агрессивным. С повышением карбонатной жесткости концентрация равновесного диоксида углерода возрастает, а агрессивного — падает.
Солесодержание исходной воды не имеет большого значения, но для вод с 5И В — 100 мг/кг и ниже и Жк< 1,5 мг-экв/кг применение магнитной обработки малоэффективно и нецелесообразно.
Содержание оксидов железа не должно превышать 0,4— 0,5 мг/кг во избежание значительных отложений в межполюсном пространстве, что вызывает образование «мостиков», шунтирующих магнитное поле.
Основным элементом каждого магнитного аппарата является магнит или электромагнит, в межполюсном пространстве которого протекает вода с определенной скоростью. Вода, подлежащая обработке, поступает в аппарат через патрубок, потом по кольцевому межполюсному пространству пересекает магнитные силовые линии, возникающие между внешним магнитопроводом и сердечником. Электромагнит подключается к сети переменного тока через селеновый выпрямитель. Более просты в эксплуатации аппараты на переменном токе.
Для обработки воды магнитным полем наиболее широко применяют аппараты ПМУ с постоянными магнитами и АМО-УХЛ4 с электромагнитами.
Для достижения необходимого эффекта при магнитной обработке воды нужно удалять образующийся шлам. Ш.лам обычно удаляется продувкой. При магнитной обработке наиболее 276
экономичной и эффективной является нижняя продувка, если продувочное устройство примыкает непосредственно к грязевику.
Эффективным способом физического метода водоподготовки является ультразвуковой. В России накоплен определенный опыт применения ультразвуковых колебаний (20—40 кГц) для предотвращения накипеобразования в паровых котлах низкого давления.
Механическое воздействие ультразвуковых волн на процессы накипеобразования проявляется при вибрациях металлической поверхности, контактирующей с котловой водой. При воздействии сил инерции на растущий кристалл, а также при разрушающем действии поперечных волн на границе кристаллических связей прочность связи внутри накипи, между накипью и металлом нарушается, и образуются трещины.
Капиллярный эффект существенно увеличивает скорость проникания воды к поверхности нагрева, где она мгновенно испаряется, вызывая вспучивание и отслаивание накипи. Отслоившиеся чешуйки накипи, скапливающиеся в нижней части котла, удаляют периодической продувкой.
Большую роль играют содержащиеся в воде газовые пузырьки. Колеблющийся с ультразвуковой частотой пузырек попадает в трещину между металлом и накипью и нарушает сцепление накипи со стенкой.
Технически этот метод осуществляют путем установки магнитострикционных импульсных преобразователей на стенки теплообменной аппаратуры при помощи приваренных к ней гаек в местах, наиболее приближенных к теплонапряженным точкам. Ультразвуковой импульсный генератор вырабатывает соответствующие ультразвуковые импульсы, которые через соединительный кабель передаются к магнитострикционному импульсному преобразователю, вызывающему микроудары по стенке теплообменной аппаратуры, которые приводят к отслаиванию накопившейся накипи. Отслаиваемые твердые частицы удаляют продувкой.
Применение комплексонов, содержащих фосфоновые группировки РО(ОН)2 для расслоения и отмывки отложений, основано на их способности в определенных концентрациях вступать во взаимодействие с ионами металлов (Са, Mg, Fe и др.) в широком диапазоне pH и образовывать устойчивые водорастворимые комплексы.
Фосфорсодержащие комплексы в концентрациях значительно меньших, чем стехиометрические, Предотвращают образование накипи в перенасыщенных растворах Малорастворимых со
лей СаСО3. Это свойство комплексонов послужило основой для использования их в качестве ингибиторов солеотложения.
Ингибирующее действие комплексонов основано на их избирательной адсорбции на активных центрах образующихся кристаллов накипи, что препятствует как росту самих кристаллов, так и тормозит зарождение центров кристаллизации, меняет форму кристаллов. В перенасыщенных карбонатами кальция растворах комплексоны образуют прочный комплекс с ионами Са2+. Этот комплекс сорбируется поверхностью ранее образовавшихся кристаллов и образующихся зародышей кристаллов карбоната кальция и препятствует их направленному росту. Отсутствие центров кристаллизации за счет блокирования их на поверхности кристаллов обеспечивает поддержание раствора в перенасыщенном состоянии без выделения накипи. Этот эффект способствует размыванию ранее образовавшихся отложений. Эффективность применения комплексонов зависит от их концентрации и химического состава воды.
В системах, использующих комплексоны, необходимо применять самые интенсивные методы шламоудаления, правильно размещая шламоотделители и обеспечивая низкую скорость движения воды (при их включении по схеме байпаса).
Обработка комплексонами воды не предотвращает образования биологических и наносных отложений, поэтому используемая из поверхностных источников вода должна пройти предварительную механическую очистку.
Применение комплексонов не исключает необходимости деаэрации подпиточной воды.
Эффективность обработки воды оценивается сравнением значений карбонатной жесткости в прямой и обратной сетевой воде. После завершения процесса стабилизационной обработки воды в системе и отсутствия в ней накипи эти значения должны быть одинаковыми. При наличии накипи необходимо корректировать режим обработки воды.
Принципиальная схема установки для дозирования комплексонов в питательную воду приведена на рис. 9.1. Установка состоит из емкости с 5 %-ным раствором комплексона. Емкость изготавливают из нержавеющих материалов или покрывают изнутри кислотостойкой эпоксидной шпатлевкой. Это связано с тем, что концентрированные растворы комплексона приводят к коррозии металлов.
Раствор комплексона миниатюрным насосом-дозатором подают в магистраль линии подпитки водяной системы водогрей
ного котла или системы горячего водоснабжения. Подводящая трубка для подачи комплексона изготавливается из нержавеющей стали, она вмонтирована в водомер, подающий сигнал о величине расхода воды в блок автоматики, управляющий насосом-дозатором. Такое конструктивное исполнение упрощает монтаж установки.
Рис. 9.1. Принципиальная схема установки для дозирования комплексонов
1 — водомер с узлом подмешивания комплексона; 2 — бак с 5 %-ным раствором комплексона; 3 — насос-дозатор; 4 — указатель уровня; А — блок автоматики
В установке смонтирован датчик указания минимального уровня комплексона, который выключает установку при выработке находившегося в ней раствора комплексона. Это защищает насос-дозатор от завоздушивания всасывающего патрубка.
Для умягчения и снижения щелочности воды широко применяют метод ионного обмена с использованием катионитов и анионитов.
Для этого исходную воду пропускают через специальные фильтры, заполненные материалами, которые вступают в обменные реакции с солями жесткости. При этом катионы кальция и магния в воде замещаются на катионы натрия или другие, соли которых не образуют накипи. Из катионирующих материалов наибольшее распространение получили глауконит (природный минерал) и сульфоуголь (каменный уголь, обработанный концентрированной серной кислотой).
Катиониты при регенерации их растворами NaCl, НС1 (H2SO4), NH4C1 образуют соответственно натриевую, водородную или аммонийную формы, которые условно можно обозначить следующим образом: NaR, HR, NH4R. При пропуске обрабатываемой воды, содержащей катионы кальция Са+2 и магния Mg+2, через отрегенерированный катионит протекают реакции обмена ионов Са+2 и Mg+2 на ионы Na+, Н+ или NH4+, содержащиеся в катионите. Этот процесс называется катионированием. Ниже рассмотрим три наиболее широко используемых метода умягчения воды, а именно: Na-катионирование, Н-катиониро-вание, Н-катионирование с «голодной» регенерацией и Na-ЫН4-катионирование.
1)	Na-катионирование
Этот метод обработки воды основан на пропуске обрабатываемой воды через Na-форму катионита, для чего предварительно катионит регенерируется поваренной солью NaCl. При Na-кати-онировании воды протекают следующие реакции:
2NaR + Са(НСО3)2 <-> CaR2 + 2NaHCO3;
2NaR + Mg(HCO3)2 <-> MgR2 + 2NaHCO3;
2NaR + CaCl2 <-> CaR2 + 2NaCl; .
2	2	(9.4)
2NaR + CaSO4 <-> CaR2 + Na2SO4;
2NaR + MgCl2 <-> MgR2 + 2NaCl;
2NaR + MgSO4 <-> MgR2 + Na2SO4.
Как видно из вышеприведенных реакций, из обрабатываемой воды удаляются катионы Са+2 и Mg+2 (они сорбируются катионитом, а затем удаляются из фильтра при его регенерации 6— 10 %-ным раствором поваренной соли (NC1), поступающим в фильтр из солерастворителя, и промывке катионита), а в обрабатываемую воду поступают ионы Na+, анионный состав воды при этом не изменяется.
Одноступенчатым Na-катионированием можно получить воду с остаточной жесткостью до 0,02 мг-экв/л. В схеме двухступенчатого Na-катионирования можно получить воду с остаточной жесткостью менее 0,02 мг-экв/л.
Образовавшийся после Na-катионирования карбонат натрия NaHCO3 распадается при высокой температуре (выше 150 °C) на едкий натр NaOH и диоксид углерода СО2, являющиеся коррозийными агентами. Поэтому Na-катионйтную обработку воды применяют обычно при отсутствии в системе теплоснабжения
пиковых котлов и подогреве сетевой воды в пароводяных подогревателях до температуры не выше 150 °C.
При подготовке добавочной воды для паровых котлов низкого и среднего давления применяют схему двухступенчатого Na-катионирования, в которой воду после 1-й ступени подкисляют, в результате чего при взаимодействии ионов Н+ с бикарбонат-ионами НСО3 образуется свободная углекислота. Для удаления из обрабатываемой воды углекислоты между 1-й и 2-й ступенями устанавливают декарбонизаторы.
2)	Н-катионирование
Метод Н-катионирования основан на пропуске обрабатываемой воды через катионит, отрегенерированный раствором кислоты (НС1 или H2SO4). В процессе фильтрования катионы, содержащиеся в обрабатываемой воде, обмениваются на ионы водорода Н+, содержащиеся в катионите. При этом протекают следующие реакции:
2HR + Ca(HC03)2o CaR2+2H2O + 2СО2;
2HR + Mg(HC03)2o MgR2 +2Н2О + 2СО2;
2HR + СаС12 о CaR2 + 2НС1;
(9.5)
2HR + MgS04o MgR2 + H2SO4;
2HR + NaCl о NaR + HC1;
2HR + Na2 HS04o 2NaR + H2SO4.
При Н-катионировании в обрабатываемой воде содержатся только кислоты и сильно возрастает концентрация диоксида углерода СО2. Для снижения концентрации СО2 обрабатываемая вода после Н-катионитовых фильтров пропускается через декарбонизатор.
3)	Н-катионирование с «голодной» регенерацией
При обычном Н-катионировании регенерация проводится с удельным расходом кислоты, превышающим в 2—2,5 раза теоретически необходимый расход, который отвечает процессу эквивалентного обмена между раствором и катионитом. Избыток кислоты, не участвующий в реакциях обмена ионов, сбрасывается из фильтра в сток вместе с продуктами регенерации. При «голодной» регенерации удельный расход кислоты равен его теоретическому удельному расходу, т. е. 1 г-экв на 1 г-экв, или в пересчете на граммы для H2SO4 — 49 г/г-экв. Все ионы водорода Н+ регенерационного раствора при этом полностью задерживаются катионитом, вследствие чего сбрасываемый регенераци
онный раствор и отмывочные воды не содержат кислоты. В отличие от обычных Н-катионитовых фильтров, в которых весь слой катионита при регенерации переводится в Н-форму, при «голодном» режиме регенерируются только верхние слои катионита, а нижние слои остаются в солевых формах и содержат катионы Са+2, Mg+2, Na +2.
В верхних слоях катионита, отрегенерированного «голодной» нормой кислоты, при работе фильтра имеют место реакции ионного обмена. В нижних неотрегенерированных слоях катионита ионы водорода Н образовавшихся минеральных кислот обмениваются на ионы Са+2, Mg+2, Na +2 по уравнениям:
CaR2 + 2НС1 -> 2HR + СаС12;
MgR2 + H2SO4 -> 2HR + MgSO4;	(9.6)
NaR + HC1 -> HR + NaCl,
т.е. происходит нейтрализация кислотности воды и при этом восстанавливается ее некарбонатная жесткость, а зона слоя, содержащего ионы Н+, смещается постепенно вниз. В результате в процессе Н-катионирования с «голодной» регенерацией происходит частичное умягчение воды и существенное снижение ее щелочности, а также снижение общего солесодержания за счет удаления карбонатной жесткости. Для удаления из воды свободной углекислоты устанавливают декарбонизаторы, а для получения требуемой жесткости производят дополнительное доумягче-ние на натрий-катионитовых фильтрах.
4)	Натрий-аммоний-катонирование применяют тогда, когда одновременно с умягчением необходимо снизить как щелочность котловой воды, так и содержание углекислоты в паре, но с допущением некоторого количества аммиака.
Различают совместное натрий-аммоний-катионирование (в установленных фильтрах часть сульфоугля обогащена поваренной солью, а часть — сульфатом аммония (NH4)2SO4), рекомендуемое для вод с щелочностью 1,25—3 мг-экв/л, и параллельное (устанавливают раздельные фильтры с соответствующим обогащением сульфоугля поваренной солью и сульфатом аммония). Этот способ рекомендуется при щелочности исходной воды 4— 6 мг-экв/л. Схема раздельного натрий-аммоний-катионирова-ния показана на рис. 9.2. По этой схеме исходная вода вначале проходит через Na-катионитовый фильтр 2, а затем умягченная вода полностью или частично проходит через NH4-k3thohhto-вый фильтр 4, заполненный сульфоуглем, насыщенным солями
аммония. Аммоний-катионитовый фильтр регенерируется 2— 3 %-ным раствором сульфата аммония, содержащимся в резервуаре 3. Натрий-катионитовый фильтр регенирируется раствором поваренной соли, поступающим из солерастворителя 1.
Рис. 9.2. Схема натрий-аммоний-катионитовой установки
При совместном натрий-аммоний-катионировании часть фильтра заполняется сульфоуглем, насыщенным поваренной солью, а часть — сульфоуглем, обогащенным сульфатом аммония. Фильтр регенерируется общим раствором сульфата аммония и хлористого натрия.
Катионитовые фильтры (рис. 9.3) имеют диаметры 700— 3000 мм и высоту, как правило, 3—6 м. Фильтр заполняют катионитом приблизительно на 2/3 его высоты. В нижней части фильтра располагается дренажное устройство, предназначенное для равномерного распределения воды по сечению фильтра. Это устройство состоит из коллектора и системы труб. Фильтр имеет ряд входных отверстий, на которых установлены задвижки, с помощью которых его включают в работу, производят взрыхление, регенерацию и промывку после регенерации. Регенерация производится, как правило, не чаще 2—3 раз в сутки.
Для хранения реагентов предусматриваются, как правило, склады «мокрого» хранения.
При расходе реагентов до 3 т в месяц допускается их_хранение в сухом виде в закрытых складах.
Раствор поваренной соли при мокром ее хранении, применяемый для регенерации фильтров, хранится в железобетонном резервуаре-бункере, заглубленном в земле, рассчитанном на 10-дневный запас при доставке его автомобильным транспортом и 30-дневный — при доставке железнодорожным транспортом. Вместимость резервуаров для «мокрого» хранения реагентов принимается из расчета 1,5 м3 на 1 т сухого реагента. При расположе
нии резервуаров для «мокрого» хранения реагентов вне здания предусматривают устройства, предохраняющие растворы от замерзания.
Рис. 9.3. Катионитовый фильтр
Резервуар-бункер сообщается с солерастворителем или мерником крепкого раствора (26 %) соли. Подается соляной раствор в фильтры с помощью специального насоса либо водоструйным эжектором. Для взрыхления и промывки фильтров при их регенерации устанавливают специальный промывочный бак на такой высоте, чтобы преодолеть гидравлическое сопротивление фильтров. В противном случае устанавливают промывочный насос.
Качество пара и воды, как правило, контролируют в специализированных лабораториях промышленных предприятий или районных служб эксплуатации систем теплоснабжения.
При невозможности использования для этих целей указанных лабораторий необходимый контроль осуществляется непосредственно в котельных.
9.4. Термическая дегазация воды
В производственных и отопительных котельных для защиты от коррозии поверхностей нагрева, омываемых водой, а также трубопроводов необходимо из питательной и подпиточной воды удалять коррозионно-агрессивные газы (кислород и углекислый газ), что наиболее эффективно обеспечивается термической деаэрацией воды.
При подогреве воды до температуры насыщения при данном давлении парциальное давление удаляемого газа над жидкостью снижается, и растворимость его снижается до нуля.
Удаление коррозионно-агрессивных газов в схеме котельной установки осуществляется в специальных устройствах — термических деаэраторах, в которых также происходит подогрев воды до температуры насыщения, соответствующей давлению в аппарате.
В зависимости от рабочего давления, при котором осуществляется выделение газов из воды, термические деаэраторы делятся на вакуумные, в которых дегазация происходит при абсолютном давлении 0,075—0,05 МПа, и атмосферные, работающие при давлении 0,12 МПа.
В котельной предусматривается деаэрация добавочной воды, поступающей в котел и тепловые сети, и всех потоков конденсата.
Производительность деаэраторов должна обеспечивать деаэрацию:
питательной воды паровых котлов — по установленной производительности котельной (без учета резервной производительности котлов);
подпиточной воды при закрытых и открытых системах теплоснабжения, для тепловых сетей горячего водоснабжения — в соответствии со строительными нормами и правилами по проектированию тепловых сетей и горячего водоснабжения.
Для деаэрации питательной воды паровых котлов предусматривается установка деаэраторов атмосферного или повышенного давления. В котельных с водогрейными котлами предусматривается установка вакуумных деаэраторов; для котельных с паровыми и водогрейными котлами тип деаэратора (вакуумный или атмосферный) устанавливают на основании технико-экономических расчетов.
В котельных с паровыми котлами при открытых системах теплоснабжения и централизованных системах горячего водоснабжения предусматриваются отдельные деаэраторы питатель
ной и подпиточной воды системы теплоснабжения (по одному деаэратору каждого назначения).
Общий деаэратор предусматривают при закрытой системе теплоснабжения.
Два деаэратора и более устанавливают: в котельных первой категории; при значительных колебаниях нагрузок, при которых один деаэратор не может обеспечить необходимое качество воды; при нагрузках, которые не могут быть обеспечены одним деаэратором; при применении стальных экономайзеров.
При установке одного деаэратора следует предусматривать возможность подачи воды к питательным насосам помимо деаэратора (на период его ремонта).
Высоту установки деаэраторов принимают исходя из условия создания подпора у центробежных насосов, исключающего возможность вскипания воды в насосах.
На рис. 9.4 показан двухступенчатый деаэратор с небольшой колонкой и затопленным барботажным устройством в баке-аккумуляторе. Аппарат включает струйную колонку с двумя перфорированными тарелками, расположенную у одного торца бака-аккумулятора. В нижней части бака у противоположного его торца расположено барботажное устройство.
Рис. 9.4. Принципиальная схема двухступенчатого деаэратора
1 — деаэраторная колонка; 2 — бак-аккумулятор; 3 — водомерные стекла; 4 — дренаж; 5 — теплообменник; 6 — отвод деаэрированной воды; 7 — регулятор перелива; 8 — регулятор давления; 9 — подвод химически очищенной воды; 10 — подвод барботажного пара; 11 — охладитель выпара; 12 — регулятор уровня; 13 — отвод выпара; 14 — гидравлический затвор
Конденсат и химически очищенная вода подаются на верхнюю тарелку, где смешиваются, а затем в виде струй сливаются сначала на вторую дырчатую тарелку и далее — в бак-аккумулятор. После выдержки в баке вода поступает в барботажное устройство, основным элементом которого является горизонтальный дырчатый лист. Пар подается на барботажное устройство и в паровой объем бака-аккумулятора.
Размещение барботажного устройства в баке-аккумуляторе интенсифицирует процессы удаления кислорода и особенно свободной углекислоты за счет хорошей вентиляции парового пространства бака. Это обеспечивает более глубокое разложение бикарбонатов и карбонатов по сравнению с одноступенчатыми деаэраторами.
Дегазация происходит следующим образом. В струйной колонке при контакте пара с дегазируемой водой происходит ее нагрев. При этом внутри жидкости выделяются мельчайшие газовые пузырьки. После выдержки в баке-аккумуляторе вода поступает в барботажное устройство, где на начальном участке барботажного листа происходит интенсивный подогрев воды до температуры насыщения (кипения), соответствующей давлению в этой части деаэратора, при этом наблюдается интенсивный вынос газовых пузырьков потоком пара.
Если давление над водой меньше атмосферного, то вода кипит при температуре ниже 100 °C. Чем меньше давление, тем ниже температура кипения. Процесс деаэрации по своей физической сущности не зависит от абсолютного давления. Нулевая растворимость газов может быть достигнута при любой температуре кипения, а значит и при температуре кипения ниже 100 °C, поэтому деаэрацию воды можно осуществить при давлении ниже атмосферного. Термические деаэраторы, работающие под давлением ниже атмосферного, называются вакуумными.
Для быстрого выделения газов из воды и отвода их из деаэратора, а также для обеспечения глубокой дегазации требуется создавать соответствующие условия.
В вакуумном деаэраторе большая часть газов выделяется из воды в виде пузырьков, которые медленно выходят на поверхность воды; меньшая (остаточная) часть газов выделяется путем диффузии. В деаэраторе 90—95 % кислорода из воды выделяется в виде пузырьков, остальные 10—5 % — путем диффузии. Кислород и другие газы в деаэраторе выделяются из воды на всем пути ее движения.
Вакуумный деаэратор, как и атмосферный, состоит из бака-аккумулятора и колонки (рис. 9.5). Вода после химической подготовки проходит через охладитель выпара и поступает в колонку деаэратора. Из колонки вода стекает в бак-аккумулятор, где она подогревается до кипения горячей сетевой водой, циркулирующей в змеевике, который установлен внутри бака-аккумулятора.
Рис. 9.5. Схема ваккумной дегазации для водогрейной котельной
1 — расходный бак; 2 — дегазаторный бак; 3 — эжектор; 4 — охладитель выпара; 5 — вода из химводоочистки; 6 — горячая вода из котла; 7 — подпиточный насос; 8 — вода на подпитку; 9 — подача воды в деаэратор из расходного бака
Такие деаэраторы работают при давлении 40—50 кПа, чему соответствует температура кипения воды около 60—70 °C. Из деаэрационного бака-аккумулятора вода подается подпиточными насосами во всасывающую магистраль сетевых насосов и частично отводится к эжектору, с помощью которого создается вакуум в деаэраторе. Вода в деаэратор подается за счет атмосферного давления (поскольку в деаэраторе разрежение), а в некоторых случаях — специальным насосом.
Дегазация воды химическим способом осуществляется путем сульфитирования, т.е. введения в нагретую (до 80 °C) питательную воду раствора сульфита натрия — Na2SO3. Этот способ по сравнению с термической дегазацией более дорогой и поэтому не получил широкого распространения.
9.5. Питательные устройства котлов
Питательные устройства — питательные баки и насосы — предназначены для бесперебойного обеспечения котла водой. Прекращение питания котла водой даже на непродолжительное время может вызвать снижение уровня воды в нем и перегрев поверхности нагрева, что приведет к аварии котла.
Питание котлов может быть групповым с общим для подключенных котлов питательным трубопроводом или индивидуальным — только для одного котла.
Включение котлов в одну группу по питанию допускается при условии, что разница рабочих давлений в разных котлах не превышает 15 %.
Питательные насосы, присоединяемые к общей магистрали, должны иметь характеристики, допускающие параллельную работу насосов.
В паровых котельных низкого давления (р < 70 кПа) (рис. 9.6) в питательный бак собирается конденсат от потребителей и добавляется вода, восполняющая его потери. Таким образом, питательный бак является и конденсатным. Обычно устанавливают два бака или один бак, перегороженный пополам. Общий объем конденсатно-питательных баков рассчитывается на 1 —2-часовой запас воды для работы котельной. Для питания котлов в таких котельных устанавливают центробежные и ручные насосы. Чаще применяют два центробежных насоса, один из которых является резервным. Подача каждого насоса должна быть равна 110 %-ной паропроизводительности всей котельной. При паропроизводительности котлов менее 0,5 т/ч устанавливают центробежный насос и ручной (в качестве резервного).
В котельных с давлением р > 70 кПа конденсат собирается в специальных конденсатных баках, откуда насосами перекачивается в питательные баки, расположенные на некоторой высоте (3—5 м) от пола. В эти баки подается также химически очищенная вода, восполняющая потери конденсата. Вода из питательных баков (объемом, равным 0,5—1-часовому запасу) насосами подается в котлы.
Конденсат
Из водопровода или после ХВО
Я=£.£=£1
3 к,Ч J
6
В котлы
Рис. 9.6. Схема трубопроводов и питательных устройств паровой котельной низкого давления
1 — питательный (конденсационный) бак; 2 — перегородка; 3 — плавающие крышки; 4 — питательные центробежные насосы; 5 — питательный насос с ручным приводом; 6 — спускная труба; 7 — переливочная труба
В производственно-отопительных котельных часто питательный бак совмещают с деаэратором. Котельные производительностью до 75 т/ч оборудуют одним деаэратором, а при большей производительности — двумя и более. Схемы присоединения питательных устройств к паровым котлам повышенного давления показаны на рис. 9.7.
Добавочная вода из ХВО
Рис. 9.7. Схема присоединения питательных устройств к котлам повышенного давления
1 — теплообменник; 2 — бак-деаэратор; 3, 4 — питательные насосы; 5, 6 — спускная и переливная трубы; 7 — воздушники
Для питания котлов водой допускается применение:
а)	центробежных и поршневых насосов с электрическим приводом;
б)	центробежных и поршневых насосов с паровым приводом;
в)	паровых инжекторов;
г)	насосов с ручным приводом;
д)	водопроводной сети.
Центробежный насос изображен на рис. 9.8. По приемной трубе вода попадает к центру рабочего колеса насоса, захватывается лопатками колеса и под действием развиваемой центробежной силы выбрасывается через специальную камеру (улитку) в напорный трубопровод.
Рис. 9.8. Схема устройства центробежного насоса
1 — корпус; 2 — вал; 3 — рабочее колесо; 4 — всасывающий патрубок; 5 — нагнетательный патрубок; 6 — сальниковая коробка; 7 — улитка
При непрерывном вращении рабочего колеса вода будет непрерывно поступать в насос и нагнетаться в питательный трубопровод.
Высота всасывания холодной воды для центробежного насоса составляет не более 6 м. При повышении температуры воды высота всасывания уменьшается и при 90—100 °C она практически будет равна нулю. При температуре воды более 40 °C вода должна подводиться к насосу под напором, исключающим срыв его работы.
При необходимости подачи воды с большим напором насосы делают с несколькими рабочими колесами (рис. 9.9). В таких насосах вода, поступившая к насосу по всасывающей трубе, проходит последовательно через все колеса насоса и затем нагнетается в напорный трубопровод. Такие насосы называются многоступенчатыми и они развивают значительно больший напор, чем одноступенчатые.
Подача центробежного насоса зависит от размеров рабочего колеса и числа оборотов.
Вместе с насосом устанавливаются: задвижка на всасывающей линии насоса, манометр, задвижка и обратный клапан на нагнетательной линии.
Рис. 9.9. Схема четырехступенчатого центробежного насоса
1—4 — рабочие колеса; 5 — направляющие каналы
Паровые инжекторы. На рис. 9.10 схематически изображен принцип действия парового инжектора: по трубе 5 поступает пар, который конденсируется в смесительном сопле 2, смешавшись с холодной питательной водой, поступающей по трубе 6.
Рнс. 9.10. Инжектор
1 — паровой конус; 2 — смешивающий конус; 3 — нагнетательный конус; 4 — труба; 5 — труба, подающая пар; 6 — груба для всасывания воды; 7 — обратный клапан; 8 — клапан; 9 — бак с водой
Благодаря большой скорости, которую имеет пар при попадании в инжектор, воде сообщается кинетическая энергия, которая при проходе по соплу 3 трансформируется в давление, более высокое, чем давление пара в котле.
При пуске инжектора, когда еще не весь пар конденсируется, вода выливается через вестовую трубу 4. Затем, когда питательная вода получит достаточное давление, для того чтобы открыть нагнетательный клапан 7, ведущий в питательную трубу к котлу, она начинает идти сплошной струей.
Инжектор всасывает воду с глубины 1,5—2 м; надежная его работа обеспечивается при температуре воды не выше 40—45 °C. При более высокой температуре вода, смешиваясь с паром, вскипает и срывает всасывание.
Остановку и пуск инжектора производят с помощью рукоятки парового клапана.
Наибольшее распространение имеет сдвоенный инжектор, состоящий из двух смесительных, нагнетательных конусов и двух паровых конусов к ним. Этот инжектор может всасывать воду с глубины до 6 м и работать на более нагретой воде.
Инжекторы обладают высокой производительностью, не имеют движущихся частей, просты и надежны в работе. Недостатком их является то, что на их действие расходуется много пара, однако этот пар идет на подогрев воды и теплота возвращается в котел.
Принципиальная схема поршневого насоса приведена на рис 9.11. Поршень 1 плотно пригнан к стенкам цилиндра и, двигаясь, например, вправо, создает в нем разрежение. Атмосферное давление поднимает всасывающий клапан 2, и через него вода входит в цилиндр насоса. Когда поршень доходит до крайнего правого положения, всасывающий клапан закрывается. При обратном ходе поршня влево он давит на воду в цилиндре. При определенном давлении нагнетательный клапан 3 открывается, вода из цилиндра выталкивается в воздушный колпак 5 и далее в нагнетательную трубу. Описанный процесс при работе насоса периодически повторяется одной и другой сторонами поршня. Подобные насосы называются насосами двойного действия. Насосы, работающие одной стороной поршня, называются насосами простого действия. Поршень у них выполняется в виде длинного цилиндра-плунжера, отчего такие насосы также называют плунжерными. Недостатком таких насосов является большая неравномерность действия. За два хода поршня подается одна порция воды, поэтому они, как правило, не применяются для питания стационарных котлов.
Рис. 9.12. Двухцилиндровый сдвоенный паровой поршневой насос
1 — рама; 2 — поршень насоса; 3 — поршень машины; 4 — шток; 5 — клапан всасывающий; 6 — клапан нагнетательный; 7 — клапанная коробка; 8 — воздушник; 9 — золотник; 10 — шток; 11 — кривошипно-шатунный механизм
Рис. 9.11. Схема поршневого насоса двойного действия
1 — поршень; 2 — всасывающие клапаны; 3 — нагнетательные клапаны;
4 — всасывающая труба; 5 — воздушный колпак
Поршневые насосы разделяют по следующим признакам:
1)	по способу действия (простого или двойного);
2)	по роду приводного двигателя (паровые, электрические или ручные);
3)	по устройству поршня (плунжерные или поршневые);
4)	по числу цилиндров;
5)	по расположению цилиндров (горизонтальные или вертикальные).
На рис. 9.12 показан двухцилиндровый сдвоенный паровой поршневой насос с горизонтальным расположением цилиндров. Насос состоит из водяного насоса и парового привода. Насосная часть состоит из цилиндра 1 с поршнем 2, клапанной коробки со всасывающими 5 и нагнетательными пружинными клапанами 6. Поршни насоса снабжаются уплотнительными кольцами, обеспечивающими необходимую плотность.
Паровая часть поршневого насоса состоит из цилиндра, в котором помещается поршень 3 с уплотнительными кольцами. Через шток паровой поршень соединяется со штоком поршня водяного насоса. На верхней части парового цилиндра расположена парораспределительная золотниковая коробка. Пар в коробку поступает через штуцер.
В золотниковой коробке помещается золотник коробчатого типа 9. Он лежит на обработанной полированной поверхности, называемой золотниковым зеркалом. В зеркале предусмотрены паровпускные каналы.
При движении поршня золотник движется по золотниковому зеркалу и периодически впускает пар в рабочую полость цилиндра по каналам. Отработанный пар удаляется по внутренним каналам в полость, соединенную с выхлопной трубой.
В сдвоенных насосах золотник одного цилиндра приводится в движение от поршневого штока другого. Золотники соединены со штоками специальными рычагами. В то время, когда золотник первого цилиндра находится в среднем (нейтральном) положении, паровпускные каналы у него закрыты. При этом золотник второго цилиндра не имеет нейтрального положения, у него впускные каналы открыты, при этом происходит подача пара к поршню, и последний движется.
При своем движении поршень второго цилиндра передвигает золотник первого, начинается выпуск пара и движение поршня и т.д. Благодаря удобной конструкции сдвоенный насос можно пустить в ход при любом положении поршня.
Диаметр парового цилиндра примерно в 1,5 раза больше диаметра водяного. Больший диаметр паровых цилиндров объясняется тем, что питательная вода должна поступать в котлы под давлением, большим, чем давление пара в котле. Расход пара на привод насоса достигает 1—2 % паропроизводительности котла при насыщенном паре и 0,7—1 % — при перегретом.
Паровые поршневые насосы имеют следующую арматуру: манометр на нагнетательной линии непосредственно у насоса, вентили или задвижки на нагнетательной и всасывающей линиях для отключения насоса от трубопроводов, паровой вентиль для пуска и отключения паровой машины насоса, масленки на золотниковой коробке для смазки золотников и поршня, продувочные каналы на каждом паровом цилиндре для спуска конденсата, предохранительный клапан на нагнетательной линии между насосом и запорным вентилем для предотвращения повреждений насоса в случае его пуска при закрытом вентиле.
Основной характеристикой насоса является его подача, которая зависит от числа цилиндров, их диаметра, длины хода поршня, числа ходов в минуту.
Для питания котлов с давлением пара не более 0,17 МПа предусматривается установка не менее двух питательных насосов, в том числе один резервный.
Для питания котлов единичной производительностью не более 0,139 кг/с (0,5 т/ч) допускается применение ручного насоса в качестве резервного.
Резервный питательный насос не предусматривают, если питание котлов может осуществляться от водопровода; при этом давление воды перед котлами должно превышать рабочее давление пара в котле не менее чем на 0,15 МПа. В этом случае на водопроводе перед котлом должны быть предусмотрены запорный вентиль и обратный клапан.
Для питания котлов с давлением пара более 0,17 МПа, как правило, устанавливают насосы с паровым приводом (поршневые или турбонасосы) с использованием отработанного пара (при этом предусматривается резервный насос с электроприводом).
Пароструйный инжектор приравнивается к насосу с паровым приводом.
При невозможности использования отработанного пара от насосов с паровым приводом устанавливаются насосы только с электроприводом (при наличии двух независимых источников питания электроэнергией) либо насосы с электрическим и паровым приводами (при одном источнике питания электроэнергией).
Для питания котлов с давлением пара не более 0,5 МПа или котлов производительностью до 0,277 кг/с (1 т/ч) допускается применение питательных насосов только с электроприводом при одном источнике питания электроэнергией.
Число и подачу питательных насосов выбирают с таким расчетом, чтобы в случае остановки наибольшего по подаче насоса оставшиеся обеспечили подачу воды в количестве не менее 110 % производительности всех работающих котлов.
Создаваемый насосом напор Нн, кПа, должен быть несколько выше давления в котле. Его определяют по формуле:
Ян = рк+Яс,	(9.7)
где рк — давление в котле, кПа;
Нс — полное сопротивление в сети на участке от питательного бака до места ввода воды в котел, равное 100— 400 кПа.
Схемы присоединения подпиточных устройств к водогрейным котлам приведены на рис. 9.13.
В водогрейных котельных применяют только центробежные насосы с электроприводом. При этом устанавливают подпиточные, сетевые (циркуляционные) и рециркуляционные (подмешивающие) насосы.
Сетевые насосы обеспечивают циркуляцию воды в тепловых сетях.
Подачу циркуляционных насосов DH, кг/с, определяют по формуле
D" = 0г-/о)Ю00’	(9-8)
где Q — максимальная тепловая нагрузка котельной, МВт;
/г и io — энтальпия горячей и обратной воды, кДж/кг.
Напор циркуляционного насоса Нн, Па, складывается из сопротивлений всех участков тепловой сети:
ЯН=ЯК+ЯС+ЯМ.С,	(9.9)
где Як, Нс, Ни с — потери давления соответственно в котельной, наружных участках тепловой сети и в местной системе отопления.
Обычно напор циркуляционного насоса составляет 200— 400 кПа. Насосы подбирают по специальным каталогам по подаче и напору.
Мощность N, кВт, потребляемая центробежным насосом с электроприводом, составляет
где DH — расчетная подача насоса, кг/с;
Нн — полный напор насоса, кПа;
т|н — КПД насоса, равный 0,65—0,85;
т|э — КПД электродвигателя, равный 0,9—0,95.
Число устанавливаемых насосов должно быть не менее двух, из которых один — резервный. При установке четырех насосов резервный не принимается. Суммарная подача сетевых насосов должна обеспечивать максимальный расход сетевой воды в случае выхода из строя любого насоса.
Подпиточные насосы предназначены для восполнения утечки воды в тепловой сети и создания в ней статического давления, которое исключает возможность вскипания воды. Подача насоса принимается по данным расчета тепловой схемы. Давление, развиваемое подпиточным насосом, должно быть больше давления сетевых насосов. Устанавливают не менее двух подпиточных насосов, один из которых — резервный.
Рециркуляционные насосы устанавливают на перемычку между падающим и обратным трубопроводами для поддержания
Рис. 9.13. Схема размещения насосов и их обвязка в водогрейной котельной установке
1 — сетевые (циркуляционные) насосы; 2 — котлы; 3 — подмешивающие (рециркуляционные) насосы; 4 — подпиточные насосы
температуры воды на входе в водогрейный котел исходя из условий, исключающих возникновение низкотемпературной коррозии поверхностей нагрева.
Подачу насоса принимается по данным расчета тепловой схемы водогрейной теплогенерирующей установки. Давление, развиваемое насосом, определяют гидравлическим сопротивлением котла и соединительных трубопроводов.
Насосы желательно размещать на одном уровне с котлами, а при необходимости можно исходить из местных условий.
Подачу и распределение воды, пара, мазута и газа в котельных осуществляют по трубопроводам. В зависимости от назначения трубопроводы разделяют на водопроводы (для подачи и распределения воды), паропроводы (для отвода и распределения пара), мазуто- и газопроводы (для подачи мазута и газа в котельных, работающих на жидком и газообразном топливе).
Каждый трубопровод состоит из системы труб и необходимой арматуры (задвижки, вентили и т. п.), которая обеспечивает нормальную и безопасную его работу. Трубопроводы, применяемые в котельных, изготавливают из стальных труб, соединяя их с помощью фланцев или сваркой. Трубопроводы монтируют на опорах, прикрепляемых к каркасам и стенам зданий, или на подвесках, прикрепляемых к фермам.
При прохождении теплоносителей (пара, горячей воды) трубопроводы при нагревании удлиняются. Для возможности свободного удлинения не все крепления трубопроводов на опорах делают жесткими. На прямых участках трубопроводов устанавливают специальные компенсаторы, которые представляют собой гнутые трубы разнообразной формы. Наибольшее распространение получили П-образные компенсаторы. В коротких трубопроводах с наличием изгибов специальные компенсаторы не требуются.
Наиболее ответственными являются паропроводы, отводящие от котла пар, и питательные трубопроводы, по которым вода подается в котел. Скорость движения насыщенного пара в паропроводе в среднем равна 30 м/с, а перегретого пара — 50—80 м/с. Питательный трубопровод, как правило, дублируют, чтобы в случае неисправности одной из питательных линий можно было немедленно перейти на питание котла от другой линии. Скорость движения воды в основной питательной линии 1—1,5 м/с, а в ответвленных линиях — 0,5—1 м/с.
В скоростных и емкосТных пароводяных подогревателях происходит процесс конденсации водяного пара. Теплота, выделя
ющаяся при конденсации, идет на нагрев воды. Использование теплоты будет неполным, если из подогревателя выйдет пар, не успевший сконденсироваться. Во избежание потерь теплоты на выходе из пароводяных подогревателей устанавливают конденса-тоотводчики, используемые также для дренажа паропроводов и паровых коллекторов. По принципу действия конденсатоотвод-чики делятся на термостатические, термодинамические и поплавковые. Принцип действия термостатических конденсатоот-водчиков следующий. Сильфон (термостат) термостатического конденсатоотводчика частично заполнен легкоиспаряющейся жидкостью. При попадании в конденсат насыщенного пара, температура которого выше температуры испарения жидкости, жидкость в сильфоне мгновенно вскипает и давление в нем становится выше давления пара. Сильфон удлиняется и с помощью прикрепленного к нему золотника закрывает проход, предотвращая утечку пара. При попадании в конденсатоотводчик конденсата, температура которого на 10—20 °C ниже температуры насыщенного пара вследствие некоторых потерь теплоты в окружающую среду, давление паров жидкости в сильфоне снижается, сильфон сжимается, открывается проход и конденсат отводится в дренаж или в сборный бак.
В связи с тем, что действие этих конденсатоотводчиков связано с изменением температуры конденсата, не допускается применение их в случаях, когда отвод теплоты затруднен из-за наличия изоляции, а также расположения их в зоне высокой температуры. Термостатические конденсатоотводчики работают при начальном давлении до 0,6 МПа, противодавлении до 50 % начального давления и при перепаде давления 0,01 МПа и более.
На рис. 9.14 приведена конструкция термодинамического конденсатоотводчика. Основными элементами конденсатоотводчика являются стальной корпус и тарелка, прижимаемая к седлу пружиной. Сверху тарелка закрыта крышкой. Принцип действия термодинамических конденсатоотводчиков основан на аэродинамическом эффекте. При поступлении в конденсатоотводчик смеси пара с конденсатом или чистого конденсата тарелка под действием рабочего давления отжимается от седла и через образовавшуюся щель конденсат отводится в дренаж или сборный конденсатный бак. При поступлении в конденсатосборник пара скорость прохождения его в щели между тарелкой и седлом значительно повышается, статическое давление под тарелкой падает и тарелка прижимается к седлу. Кроме того, пар,
проникая в камеру над тарелкой, также прижимает ее к седлу. При понижении температуры в камере над тарелкой давление в ней падает, тарелка под давлением конденсата снова поднимается и конденсат свободно вытекает до тех пор, пока не начнет поступать пар, который запирает конденсатоотводчик.
Рис. 9.14. Конденсатоотводчик термодинамический
1 — вход конденсата; 2 — корпус; 3 — крышка; 4 — тарелка; 5 — прокладка;
6 — выход конденсата
Термодинамические конденсатоотводчики устойчиво работают при начальном давлении свыше 0,1 МПа и противодавлении до 50 %, при постоянном и переменном режимах расходования пара теплоиспользующими аппаратами.
При установке термодинамических конденсатоотводчиков следует обращать особое внимание на удаление воздуха из системы, так как при попадании воздуха под тарелку конденсато-отводчика надежность его работы снижается.
При начальном давлении менее 0,1 МПа рекомендуется устанавливать конденсатоотводчики с опрокинутым поплавком, которые надежно работают при перепаде давления 0,05 МПа.
Глава 10. Приборы теплового контроля и автоматического регулирования котельной установки
10.1. Назначение и классификация приборов теплового контроля
Во всякой технологической установке, в том числе и котле, имеются величины, характеризующие качество или производительность процесса, так называемые параметры процесса.
В котельной установке основными параметрами являются температура, давление, уровень воды (для парового котла), расход топлива и теплоносителя.
Наблюдение за параметрами работы котельной установки осуществляют с помощью автоматических контрольно-измерительных приборов.
Автоматические измерительные приборы позволяют вести технологический процесс рационально, соблюдая экономически наиболее выгодный режим. Кроме того, контрольно-измерительные приборы позволяют предохранить котельную установку от опасных для нее отклонений от нормального технологического процесса.
Автоматическое измерение технологических параметров позволяет обеспечить быстроту и точность показаний и облегчить труд обслуживающего персонала.
В зависимости от вида измеряемого параметра контрольноизмерительные приборы теплового контроля делятся на термометры, манометры, вакуумметры, расходомеры, газоанализаторы.
Измерение заключается в сравнении текущего технологического параметра с эталоном этого параметра. Сравнивается, однако, не сам параметр, а некоторая промежуточная величина, в которую преобразуется значение измеряемого параметра. Эта величина может быть механической (например перемещение), гидравлической (например, давление), электрической (например, напряжение).
Измерения могут производиться контактным или бесконтактным методом. Чувствительный элемент прибора при контактном методе непосредственно соприкасается с контролируемой средой, а при бесконтактном — не соприкасается.
Измерения осуществляют по двум методам: прямого и непрямого (косвенного) измерения.
Метод прямого измерения заключается в том, что измеряемый параметр, преобразованный в некоторую величину, оказывает действие на воспроизводящее устройство по схеме рис. 10.1.
'Объект' измере-< ния У
Воспринимающий элемент
I---------------------------------------1
Усили- |
। тель ।
Воспроизводящее устройство
Рис. 10.1. Схема прямого измерения
В данном случае на величину параметра реагирует воспринимающий элемент. Импульс (сигнал) от него усиливается и передается воспроизводящему устройству.
Усилитель может отсутствовать, если импульс от воспринимающего устройства достаточен для работы воспроизводящего устройства.
При методе прямого измерения по цепи измерения передает- . ся энергия. Поэтому показания измерительного прибора будут зависеть от условий внешней среды. Так, например, температура будет влиять на электрическое сопротивление соединительных проводов и, следовательно, на работу прибора.
Метод косвенного измерения заключается в том, что выходное значение воспринимающего элемента сравнивается с известной величиной того же характера и уже по этой величине (после усиления при необходимости) значение измеряемого параметра отражается воспроизводящим устройством, как показано на рис. 10.2.
Воспроизводящее
Рис. 10.2. Схема косвенного измерения
Косвенный метод является более сложным, но обладает тем преимуществом, что через измерительный прибор и по проводам к нему в момент измерения ток не протекает, что обеспечивает высокую точность измерений.
Контрольно-измерительный прибор может показывать текущее значение параметра, регистрировать его или производить с полученными данными необходимые действия, например интегрировать (суммировать) показания расхода.
Контрольно-измерительным приборам могут быть приданы сигнализирующие элементы, тогда эти приборы будут также и сигнализирующими.
Автоматические контрольно-измерительные приборы могут быть местного или дистанционного действия.
В приборах местного действия измерительное устройство с показывающим устройством объединено в одном корпусе с воспринимающим элементом или связано с ним короткой линией связи в виде трубки, капилляра, провода и т.д.
В приборах дистанционного действия имеется специальное устройство для передачи показаний на один или несколько так
называемых вторичных приборов (показывающих, самопишущих), установленных на более или менее значительном (до сотен метров) расстоянии от места измерения параметра. Использование приборов дистанционного действия позволяет сосредоточить показания на центральных щитах, что значительно облегчает наблюдение за котельной установкой.
10.2. Приборы для измерения температуры, давления, расхода, уровня жидкости.
Устройство и принцип работы
Для измерения температуры в котельных установках применяют термометры: 1) расширения (жидкостные, манометрические, дилатометрические, биметаллические); 2) измерительные электрические системы (термопары сопротивления с измерительными мостами и термопары с потенциометрами).
Жидкостные термометры. Действие этих термометров основано на различии коэффициентов объемного расширения жидкости и термометрического стекла. В качестве рабочей жидкости используется ртуть или спирт.
Жидкостный термометр в простейшем виде представляет собой тонкую стеклянную трубку, имеющую капиллярное отверстие, переходящее в нижней части в пустотелый стеклянный шарик — резервуар. Этот шарик, а также часть капиллярной трубки заполняются рабочей жидкостью под давлением. Заполнение производится со стороны верхней, открытой, части трубки. После заполнения из трубки удаляется воздух и она запаивается. Трубка термометра прикрепляется к пластинке с делениями через каждый градус. Такой тип термометра называется термометром с вложенной шкалой. Кроме них часто используют и, так называемые, палочные термометры, которые имеют стеклянный толстостенный капилляр с внешним диаметром, почти равным диаметру утолщения резервуара с рабочей жидкостью, в этом случае деления шкалы наносятся непосредственно на внешнюю сторону стекла.
Жидкостные термометры применяют как приборы местного действия, устанавливают на котле в специальную гильзу, вваренную или вкрученную в трубопровод, и заполненную машинным маслом, для обеспечения лучшей передачи теплоты к термометру.
В котельных используют термометры, относящиеся к классу «технических». Они изготавливаются прямыми и изогнутыми под углом 90, 120 и 135° с пределами шкал от 0 до 500 °C.
При обращении с термометрами их следует беречь от ударов и следить за тем, чтобы после временного использования они были осмотрены, протерты и уложены в предназначенное для них место.
Термометры манометрические. Действие манометрических термометров основано на увеличении давления жидкости, газа или пара с повышением температуры. Рабочее вещество В этих приборах заключено в замкнутой системе, состоящей из термобаллона, капиллярной трубки и манометра.
Манометрические термометры в зависимости от заполнителя подразделяют на три вида: жидкостные, газовые и паровые.
Жидкостные термометры заполняют различными жидкостями, газовые — инертным газом, например азотом, паровые — легкоки-пящими жидкостями, например спиртом, эфиром, хлорэтилом.
Термобаллон помещается в среду, температура которой измеряется. Длина соединительного капилляра достигает 60 м. Капилляр стараются размещать в тех помещениях, где температура окружающей среды не имеет больших колебаний.
Манометрические термометры могут применяться для измерения температуры воды, пара и уходящих газов до +550 °C.
Манометрические термометры могут быть показывающие и регистрирующие.
На рис. 10.3 приведен показывающий манометрический термометр, состоящий из термобаллона 1, капилляра 2 и манометра 3, имеющего градуировку в градусах Цельсия.
Рис. 10.3. Манометрический термометр
1 — термобаллон; 2 — капиллярная трубка; 3 — манометр
Термометры дилатометрические. Устройство этих термометров основано на использовании разности удлинений стержней, выполненных из различных материалов. В качестве таких материалов применяют металлы, имеющие значительно отличающиеся друг от друга коэффициенты линейных удлинений. Чаще всего применяют пары металлов: сталь — латунь или латунь — инвар.
Принципиальная схема дилатометрического термометра приведена на рис. 10.4.
Рис. 10.4. Дилатометрический термометр
Стержень из инвара 1 одним концом укреплен на дне закрытой трубки 2 из латуни, другой его конец может перемещаться в зависимости от удлинения латунной трубки и воздействовать на показывающий механизм 3.
Термометры биметаллические. Действие этих термометров основано на изгибе при нагревании биметаллической пластинки, вследствие разности коэффициента расширения металлов,
из которых пластинка выполнена.
Биметаллическую пластинку изготавливают путем сварки двух полос из металлов, имеющих различные коэффициенты
линейных удлинений.
Принципиальная схема такого термометра показана на рис.
10.5. Биметаллическая пластина 1 закрепляется одним концом, другой конец остается подвижным. При повышении температуры окружающей среды пластинка изгибается в сторону металла, имеющего меньший коэффициент ли
°С
Рис. 10.5. Биметаллический термометр 1 — биметаллическая пластина; 2 — поводок; 3 — стрелка
нейного удлинения, и с помощью рычага 2 перемещает стрелку 3. Возможно воздействие биметаллической пластинки на индукционное или на омическое сопротивление, измеряемое электричес
кими приборами, которые могут иметь градуировку по температуре.
Термометры сопротивления. Действие этих приборов основано на свойстве металлов изменять свое электрическое сопротивление при изменении температуры.
Термометры сопротивления изготавливают из тонкой платиновой, а также медной или никелевой проволоки и применяют для измерения температуры для платины не более 500 °C, никеля — 200 °C, меди — 150 °C.
Активное электрическое сопротивление проводников, применяемых в качестве термометров сопротивления, возрастает с повышением температуры. Для меди и платины зависимость приращения сопротивления от температуры близка к прямолинейной.
Измерение температуры термометром сопротивления сводится к измерению его сопротивления.
Конструкция термометра сопротивления показана на рис. 10.6. В защитной оболочке 1 помещена спираль 2 (сопротивление которой изменяется с изменением температуры), намотанная на изолированном стержне 3, укрепленном в колодке 4. Концы спирали присоединены к зажимам 5, к которым подключаются через ввод 6 провода, соединяющие термометр сопротивления с измерительным прибором.
Рис. 10.6. Схема и конструкция термометра сопротивления
1 — защитная оболочка; 2 — спираль; 3 —изолированный стержень; 4 — колодка; 5 — зажимы; 6 — ввод соединительных проводов
Установка термометра сопротивления на трубопроводе показана на рис. 10.7.
Рис. 10.7. Установка термометра сопротивления на трубопроводе
Наклонное положение термометра принимается из условий удобства монтажа в случае установки на трубопроводе небольшого диаметра.
Термоэлектрические пирометры. Термоэлектрическим пирометром называется прибор, состоящий из термоэлемента (термопары) и присоединенного к нему электроизмерительного прибора. Действие термопары основано на так называемом термоэлектрическом эффекте, то есть появлении термоэлектродвижущей силы в цепи, составленной из разнородных металлов в случае нагрева их места соединения (спая).
Простейшая схема термоэлектрического пирометра показана
Рис. 10.8. Схема измерения температуры с помощью термопары и милливольтметра
Термопара состоит из двух термоэлектродов А и В, -концы которых соединены между собой при помощи сварки или скрутки и образуют так называемый рабочий спай 1, помещаемый в среду, температуру которой необходимо измерить. Ко вторым (свободным) концам электродов 2 и 3, выведенным за пределы контролируемой среды в пространство с известной (возможно постоянной) температурой, подключаются соединительные провода 4 и 5, идущие к милливольтметру.
При постоянстве температуры нерабочих спаев 2 и 3, выведенных за пределы измеряемой среды, термоэлектодвижущая сила, действующая в цепи термопара — милливольтметр, будет зависеть только от температуры рабочего спая.
Обычно при градуировке термоэлектрических пирометров нерабочие спаи помещают в сосуд с тающим снегом или льдом, температура которого практически постоянна и равна О °C.
При пользовании термоэлектрическим пирометром в эксплуатационных условиях температура нерабочих спаев должна также поддерживаться постоянной, причем в случае отличия ее от О °C в показания пирометра должна вноситься поправка на температуру нерабочих спаев (свободных (холодных) концов термопары).
Термоэлектрические пирометры обычно применяют для измерения средних и высоких температур, и они обладают рядом преимуществ: простотой конструкции, невысокой стоимостью, малыми габаритами чувствительного элемента, позволяющими измерять температуру практически в любой точке котельной установки.
Недостатком термоэлектрических пирометров является относительно небольшая точность при измерениях невысоких температур и необходимость поддержания постоянной температуры нерабочего спая.
Наиболее распространенными являются термопары, характеристики которых приведены в табл. 10.1.
Таблица 10.1
Характеристика термопар
Материал термопары	Пределы измеряемой температуры, °C		
	длительно		кратковременно
	от	до	до
Платина—платинородий	-20	1300	1600
Хромель—алюмель	-500	1000	1300
Хромель—копель	-50	600	800
Зависимость э.д.с., возникающей в термопаре, от разности температур достаточно близка к линейной.
Милливольтметры, входящие в комплект термоэлектрического пирометра, могут быть как показывающими, так и регистрирующими, на одну или несколько точек Измерений.
При установке термопары следует учитывать следующее: горячий конец термопары должен находиться в середине контролируемого потока; при измерении температуры выше 700 °C следует предпринимать меры к предохранению термопары от изгиба под влиянием температуры и собственного веса (лучше всего монтировать термопару в вертикальном положении, при горизонтальном — необходимо следить за тем, чтобы свешивающийся конец термопары был возможно короче; в случае необходимости ввода термопары на большую длину, например в топочное пространство, ее монтируют в специальной керамической защитной трубке); во избежание излома и механических повреждений соединительных проводов подводка их к головке термопары должна осуществляться в гибком шланге.
Измерение давления в котельных установках производится с помощью пружинных, мембранных или жидкостных манометров.
В пружинных манометрах для измерения давления используют упругие свойства металлов. Эти манометры выполняют трубчатыми, мембранными и сильфоными.
Трубчатые пружины бывают одно- и многовитковыми. Манометр с трубчатой пружиной схематически показан на рис. 10.9. Закрытая с одного конца одновитковая трубчатая пружина 1 закреплена другим концом в штуцере, соединенным с сосудом, в котором измеряется давление. Под действием избыточного давления трубка разгибается и свободный конец ее через поводок 2 поворачивает зубчатый сектор 3 и вместе с ним стрелку 4. Спиральная пружина 5 служит для устранения влияния зазора в зубчатом зацеплении.
Мембранный манометр имеет в качестве измерительного элемента гофрированную упругую пластинку-мембрану, которая под влиянием избыточного давления прогибается.
Манометры этого типа применяют главным образом для измерения небольших давлений и разрежений. На рис. 10.10 показан манометр с пластинчатой мембраной. В этом манометре применена гофрированная стальная мембрана 6, зажатая-между фланцами 3 и 1, при помощи стяжных винтов 5. Верхний фланец 3 конструктивно связан с корпусом манометра 4, а нижний — с ниппелем 2 для присоединения прибора. Стрелка прибора 11 при помощи механической передачи, состоящей из стержня 7, тяги 8, зубчатого сектора 9, соединена с мембраной. Под действием давления измеряемой среды пластинчатая мембрана прогибается и стрелка поворачивается.
5
Рис. 10.9. Манометр с трубчатой пружиной и секторным передаточным механизмом
1 — одновитковая трубчатая пружина; 2 — поводок; 3 — зубчатый сектор; 4 — стрелка; 5 — спиральная пружина
Рис. 10.10. Манометр мембранный
1 — нижний фланец; 2 — ниппель; 3 — верхний фланец; 4 — корпус; 5 — стягивающие винты; 6 — мембрана; 7 — стержень; 8 — тяга; 9 — сектор;
10 — спиральная пружина; 11 — стрелка
В сильфонных манометрах в качестве измерительного элемента используется гармониковый элемент—сильфон, жестко закрепленный с Одного конца. Элемент выполняется из упругого материала (нержавеющая сталь, латунь, томпак и другие
сплавы) путем получения волн на цилиндрической поверхности. Сильфон легко деформируется в осевом направлении (под действием давления).
Преимуществом мембранных и сильфонных манометров перед трубчатыми является их меньшая чувствительность к сотрясениям.
Манометр при установке на котел должен выбираться с такой шкалой, чтобы при рабочем давлении стрелка его находилась в средней трети шкалы, так как в этом положении трубчатая пружина манометра работает более устойчиво и обеспечивает наименьшую ошибку в показаниях. Кроме того, между предельным давлением, на которое рассчитан котел, и максимальным значением давления, нанесенным на шкалу манометра, должен быть некоторый запас по шкале.
На шкале манометра наносится красная черта, которой отмечается наивысшее допускаемое рабочее давление, разрешенное для данного котла. Выше этой черты подъем давления допускать при работе нельзя.
Манометр на котле должен быть установлен так, чтобы на него не могла влиять в значительной мере теплота лучеиспускания котла. Максимальная температура среды, окружающей прибор, не должна превышать 40 °C.
С паровым пространством котла манометр соединяется через сифонную трубку. Она может быть разной длины, но обязательно должна иметь изгибы. Форма изгибов бывает разной в зависимости от места установки манометра.
Так при креплении манометра непосредственно у котла изгибы сифонной трубки рекомендуется выполнять так, как изображено на рис. 10.11. При необходимости вынести манометр на большее расстояние для удобства наблюдения допускается соединение манометра с котлом с помощью более длинной трубки с изгибами. Изгибы сифонной трубки необходимо делать по двум причинам: во-первых, они удаляют манометр от среды, имеющую высокую температуру, и во-вторых способствуют лучшему заполнению ее конденсатом. Для увеличения срока службы пружина манометра не должна приходить в соприкосновение с паром, а только — с водой.
Между манометром и сифонной трубкой предусматривается трехходовой кран (рис. 10.12). При операциях с ним рукоятка его должна поворачиваться очень медленно и осторожно с расчетом, чтобы без необходимости не опорожнить сифонную трубку от находящегося в ней конденсата. При сообщении ма
нометра с атмосферой с помощью трехходового крана стрелка манометра должна возвращаться на ноль шкалы, в противном случае налицо признак неправильных показаний манометра.
Рис. 10.11. Типы изгибов сифонных трубок
Рис. 10.12. Трехходовой кран
1 — ниппель для манометра; 2 — риски, указывающие положение пробки; 3 — ниппель для сифонной трубки
С помощью трехходового крана можно производить продувку сифонной трубки от накопленной в ней воды, проверку манометра путем установки на ноль, сверку его показаний с показаниями контрольного манометра.
Жидкостные манометры в котельных установках применяют для измерения давления, незначительно превышающего атмосферное, или разрежений, например в топке, в газоходах и т.д.
В наиболее простом виде такой прибор состоит из изогнутой U-образной трубки, до половины заполненной подкрашенной водой или ртутью. Тягомерная трубка прикрепляется к специальной пластинке, на которой предусматривается шкала, градуированная в миллиметрах (рис. 10.13). Если обе ветви тягомерной трубки открыты, то уровень залитой в нее жидкости стоит на од
ной высоте. Если же одна ветвь этой трубки с помощью резинового шланга и стальной трубки соединена с действующим газоходом, то вода в этой ветви трубки поднимается, а во второй ветви опускается. Число миллиметров, отсчитанное по шкале между верхним и нижним уровнями жидкости, определит разрежение в месте замера в мм вод. ст. Рассмотренный прибор из-за его крайней простоты находит широкое применение. Для увеличения точности измерений прибор выполняют из наклонной стеклянной трубки с впаянной в нее
Рис. 10.13. U-образный тягомер
колбочкой, которая заполняется спиртом или водой.
При эксплуатации котельных необходимо учитывать количество расхода воды и пара. Расход воды и пара измеряют специальными приборами — расходомерами.
Расходомеры бывают скоростные (рис. 10.14,а), представляющие собой крыльчатку 7, установленную в потоке жидкости или газа. Вал крыльчатки передает вращение при помощи шестеренчатой системы на счетный механизм.
Объемные расходомеры могут иметь различное конструктив
ное исполнение, например в виде шестеренчатого движителя (рис. 10.14,6), в котором овальные шестерни 2 при вращении за каждый оборот пропускают строго определенный объем жидкости. Также может быть использован поршневой движитель, в котором вода или газ приводят в движение поршень, соединенный со счетчиком, указывающим число заполнений за заданный промежуток времени объема цилиндра, и таким образом количество пропускаемой жидкости.
Расходомеры с элементом переменного перепада (рис. 10.14,в) работают по принципу разности давления до и после дросселя 3, которое регистрируется манометром 4.
Рис. 10.14. Воспринимающие элементы расходов жидкостей и газов
Расходомер постоянного перепада — ротаметр (рис. 10.14,г), имеет в коническом корпусе 6 поплавок 7 с линейкой 5. Изменение расхода газа или жидкости вызывает изменение положения поплавка и, следовательно, проходного сечения между ним и корпусом. Равновесие поплавка наступает при выравнивании давления на входе и выходе среды из ротаметра.
Акустические расходомеры. Принцип их работы основан на измерении того или иного эффекта, возникающего при прохождении акустических колебаний через поток жидкости или газа и зависящего от расхода. Почти все применяемые на практике акустические расходомеры работают в ультразвуковом диапазоне частот и поэтому называются ультразвуковыми.
В большинстве промышленных ультразвуковых расходомеров используют эффекты, основанные на перемещении акустических колебаний движущейся средой, т.е. чем больше скорость потока, тем дальше от места излучения будет сноситься ультразвуковой сигнал.
Для ввода акустических колебаний в поток и для их приема на выходе из потока необходимы излучатели и приемники — главные элементы первичных преобразователей ультразвуковых расходомеров. В качестве датчиков используют пьезоэлементы, кристаллы которых при сжатии или растяжении в определенных направлениях на их поверхности образуют электрические заряды. И наоборот, если к этим поверхностям приложить разность потенциалов, то кристалл растянется или сожмется в зависимости от того, на какой из поверхностей будет большее напряжение.
На этих эффектах основан метод преобразования переменной электрической разности потенциалов на гранях кристалла в акустические колебания той же частоты для излучателя колебаний и, наоборот, преобразования акустических колебаний в переменную электрическую разность потенциалов на гранях кристалла для приемника колебаний.
Достоинством ультразвуковых расходомеров является широкий диапазон измерения расхода, возможность измерений на любом трубопроводе без его вскрытия (излучатели и приемники устанавливают на наружной стороне трубы) и возможность применения микропроцессорной техники при обработке данных. Основным недостатком является чувствительность к содержанию твердых и газообразных включений.
Вихревые расходомеры. Принцип их действия основан на зависимости от расхода жидкости или газа частоты колебаний
давления, возникающих в потоке в процессе вихреобразования или колебания струи после препятствия определенной формы, установленного в трубопроводе.
Свое название вихревые расходомеры получили от явления срыва вихрей, возникающих при обтекании потоком жидкости или газа препятствия, обычно в виде усеченной трапецеидальной призмы (рис. 10.15). Позади тела обтекания располагают чувствительный элемент, воспринимающий вихревые колеба-
Рис. 10.15. Схема вихревого первичного преобразователя расхода СИ — устройство счета импульсов
К достоинствам вихревых расходомеров следует отнести: отсутствие подвижных частей, независимость показаний от давления и температуры, большой диапазон измерений, сравнительно небольшую стоимость.
К недостаткам относятся значительные потери давления (до 30—50 кПа), непригодность при измерении малых скоростей потока, непригодность для измерения расхода загрязненных и агрессивных сред.
Уровень жидкости в барабанах котла или других технологических емкостях котельной можно непосредственно наблюдать через водомерное стекло. Если это затруднено, то могут быть использованы следующие приборы:
поплавковые или буйковые — чувствительным элементом является плавающий (рис. 10.16) или полностью погруженный в измеряемую жидкость поплавок (буек);
емкостные — использующие изменение электрической емкости датчика при изменении уровня измеряемой среды;
Рис. 10.16. Поплавковый датчик уровня
мембранные — чувствительным элементом является мембрана; давление столба измеряемой жидкости уравновешивается упругой деформацией мембраны или пружины.
Для контроля и учета работы котельного агрегата необходимо определение содержания в продуктах сгорания углекислого газа, оксида углерода, избытка воздуха (кислорода), содержание углеводов, оксидов азота, оксидов серы и т.д. Для этого служат приборы, называемые газоанализаторами.
Газоанализаторы разделяют по назначению:
сигнализаторы загазованности, предназначенные для контроля состояния атмосферы в помещениях, где возможно образование взрывоопасных газовоздушных смесей либо превышение предельно допустимых концентраций оксида углерода. Приборы этой группы выдают световую/звуковую сигнализацию о превышении контролируемых параметров;
системы аварийного отключения газа, предназначенные для непрерывного контроля состояния атмосферы на газоиспользующих объектах. Кроме выдачи светового и звукового сигнала в случае превышения концентраций порога 1 («Тревога»), приборы этой группы в случае превышении порога 2 («Авария») автоматически приводят в действие исполнительные механизмы и устройства, прекращающие подачу газа потребителю;
измерители концентраций, предназначенные для измерения концентраций тех или иных газов в контролируемой среде;
течеискатели, предназначенные для определения мест утечек газа из газопроводов;
по исполнению:
стационарные; переносные, с питанием от встроенных батарей-аккумуляторов;
по методу забора пробы:
диффузионные и с принудительным забором пробы при помощи ручного или встроенного микронасоса;
по количеству определяемых газов:
одно- и многокомпонентные;
по режиму работы:
постоянного действия и периодического;
по типу используемых датчиков:
термохимические, электрохимические, оптические.
В настоящее время выпускается широкий спектр различных газоанализаторов.
При установке газоанализаторов необходимо учитывать, чтобы в месте забора газов не было вихревых потоков, подсоса наружного воздуха, плохого перемешивания газов, газовых мешков. Необходимо, чтобы газозаборная трубка доходила до середины газохода.
10.3. Автоматизация котельных, сигнализация, автоматика безопасности, автоматическое регулирование
Технологические процессы, происходящие в котельном агрегате во время его работы, характеризуются рядом взаимосвязанных параметров. Изменение одного из них, например расхода пара, должно отражаться на всех остальных параметрах: давлении пара, количестве подаваемого в топку топлива, количестве подаваемого воздуха и отсасываемых дымовых газах, расходе питательной воды.
Автоматизация котельных предусматривает осуществление автоматического регулирования производственного процесса, автоматический теплотехнический контроль, дистанционное управление и сигнализацию об отклонениях от нормального эксплуатационного режима. Автоматизация котельных установок может быть частичной, при которой осуществляется автоматизация отдельных видов оборудования, или комплексной, при которой эксплуатация котельной установки происходит без постоянного обслуживающего персонала.
Основной задачей автоматизации котельной установки является регулирование:
подачи воздуха и топлива в зависимости от нагрузки котлов при условии поддержания постоянным давления пара в паровых котлах или температуры воды в водогрейных котлах;
тяги;
питания парового котла;
температуры перегрева пара.
Автоматическое регулирование подачи воздуха и топлива в зависимости от нагрузки котла, поддержание давления пара (или температуры воды) в заданных пределах и регулирование тяги (разрежения в топке) называется автоматизацией процесса горения.
В автоматизацию питания котла входят регулирование подачи питательной воды в котел в зависимости от нагрузки и поддержание при этом постоянного уровня воды в барабане котла.
Система автоматического регулирования состоит из объекта регулирования и взаимодействующего с ним автоматического регулятора. Котел является объектом регулирования.
Основными звеньями системы автоматического регулирования, кроме объекта регулирования и автоматического регулятора, являются:
-	чувствительный элемент, реагирующий на отклонение регулируемого параметра;
-	задающее устройство — механизм ручной и автоматической настройки заданного значения или программное устройство;
-	преобразователь — исполнительный орган, преобразующий сигнал чувствительного элемента в электрические импульсы, удобные для усиления;
-	усилитель — устройство для усиления сигнала за счет дополнительного источника энергии;
-	исполнительный механизм — устройство, воздействующее на регулируемый объект;
-	корректирующие устройства, стабилизируют процесс регулирования воздействием на работу регуляторов.
Система автоматического регулирования в некоторых случаях может выполняться с регуляторами прямого действия, в которых отсутствуют преобразователь и усилитель, а чувствительные элементы воздействуют непосредственно на исполнительные органы. В некоторых случаях эта система может выполняться с регуляторами прямого действия, в которых отсутствуют преобразователь и усилитель, а чувствительные элементы воздействуют непосредственно на исполнительные органы.
По принципу действия системы автоматического регулирования теплопроизводительности котельных делятся на комбинированные и с регулированием по возмущению.
Регулирование по возмущению выполняет функции управления. Температура горячей воды на выходе из котла регулируется в зависимости от температуры наружного воздуха, изменение
которой является возмущающим воздействием. Поступающее на вход регулятора возмущение изменяет регулирующее воздействие (расход топлива) так, что оно компенсирует влияние изменения температуры наружного воздуха на температуру помещения. Комбинированные системы автоматического регулирования состоят из сочетающихся систем регулирования и управления. Постоянное значение регулируемого параметра поддерживается воздействием по возмущению. В системе с воздействием по возмущению регулятор работает с опережением, т.е. начинает действовать сразу вслед за возмущающим воздействием до момента изменения регулируемой величины. Последняя контролируется, а изменение сигнала подается на вход регулятора. Кроме того, вводится задающее воздействие, зависящее от возмущения.
Существуют системы с регулированием по отклонению, то есть воздействие на объект регулирования зависит от изменения регулируемого параметра.
По виду регулирования системы автоматического регулирования делят на системы непрерывного действия (пропорциональные) и многопозиционные. В системах непрерывного регулирования при изменении возмущающего воздействия положение регулирующего органа изменяется плавно. В системах многопозиционных регулирующий орган всегда занимает одно из крайних положений.
Системы автоматического регулирования бывают прямого (непосредственного) и непрямого действия. В системах прямого действия используется энергия регулируемой среды. В системах непрямого действия — энергия постороннего источника (электрическая, пневматическая, гидравлическая).
Функциональная схема регулирования процесса горения в паровых котельных установках приведена на рис. 10.17. Регулятор давления пара получает импульс от давления в барабане котла и воздействует на количество подаваемого в топку газа. В регуляторе давления предусмотрена обратная связь.
Регулятор воздуха получает импульс на регулирование по расходу воздуха и дополнительные импульсы по расходу газа и от регулятора давления.
Дымососная установка, создающая разрежение, может регулироваться в зависимости от величины разрежения в топке или же с дополнительным импульсом от регулятора давления пара.
Питание паровых котлов регулируется следующим образом. При установившемся режиме парового котла весовые расходы
пара и питательной воды равны между собой и уровень воды в барабане котла остается неизменным.
Рис. 10.17. Функциональная схема автоматизации паровой котельной
При изменении нагрузки котла происходит нарушение равновесия. Появляется необходимость регулирования питания котла. Наиболее простым типом регулятора, применяемого в этом случае, является одноимпульсный регулятор питания бара-
Нагрузка
Вода питания
Рис. 10.18.
Функциональная схема однонмпульсно-го регулирования уровня воды в барабане котла
банных котлов (импульс от уровня воды в котле.)
Одноимпульсные регуляторы могут применяться для питания паровых котлов, имеющих большой водяной объем, и при нагрузках, не имеющих резких колебаний.
Функциональная схема одноимпульсного регулирования уровня воды в барабане парового котла приведена на рис. 10.18. Импульс на регулирование от уровня воды в барабане котла воспринимается регулятором уровня, который воздействует на расход питательной воды.
Для крупных котлов с относительно малым водяным объемом одноимпульсный регулятор не может обеспечить качественного регулирования при резких изменениях нагрузки, так как в этом случае будут наблюдаться довольно значительные отклонения уровня от заданного значения.
В этом случае может быть применен двухимпульсный регулятор, у которого регулирующий орган находится под воздействием как отклонения уровня, так и изменения расхода пара.
На рис. 10.19 дана схема двухимпульсного регулятора, в котором импульсы от уровнемера 1 и расходомера 2 через управляющий орган 3 (в котором импульсы суммируются) оказывают воздействие на регулирующий орган.
Рис. 10.19. Функциональная схема двухимпульсного регулятора питания парового котла
Кроме регулирования процесса горения и питания котла, в котельных должна быть предусмотрена автоматика безопасности. Для ведения нормальной эксплуатации должны быть предусмотрены также дистанционное управление, теплотехнический контроль и сигнализация.
Автоматика безопасности. При нарушении нормальной работы котла вследствие неисправности, которая может вызвать аварию, а также в случае аварии котел должен быть немедленно остановлен.
Автоматика безопасности котла должна обеспечить сигнализацию и защиту (отсечку топлива) в следующих случаях:
-	изменения давления газа выше и ниже допустимого;
-	снижения давления мазута ниже допустимого;
-	уменьшения разрежения в топке ниже допустимого;
-	погасания факела в топке;
-	снижения давления воздуха на входе в горелку ниже допустимого;
-	превышения давления в барабане выше допустимого;
-	снижения уровня воды в верхнем барабане ниже допустимого;
-	снижения расхода воды через водогрейный котел ниже допустимого;
-	снижения давления воды в тракте водогрейного котла ниже допустимого;
-	повышения температуры воды на выходе из водогрейного котла до значения на 20 °C ниже температуры насыщения, соответствующей рабочему давлению воды в выходном коллекторе.
Повторный пуск осуществляется после устранения неисправности.
На рис. 10.20 показана принципиальная схема автоматики управления и безопасности водогрейных котлов марки «СТАВАН» и «ЗИОСАБ» небольшой теплопроизводительности, работающих под наддувом.
13а
Рис. 10.20. Принципиальная схема автоматики управления и безопасности водогрейных котлов небольшой теплопроизводительности, работающих под наддувом
В данной схеме термостат безопасности 13a предназначен для защиты котла от повреждений, связанных с перегревом котловой воды на 8—10 °C выше максимальной рабочей. При срабатывании термостата безопасности происходит размыкание цепи электропитания, отключение горелки и загорается красная сигнальная лампочка на панели управления горелки 12.
Рабочий (регулировочный) термостат 136 предназначен для задания требуемой температуры воды на выходе из котла. При достижении установленной температуры разогрева воды рабочий термостат отключает горелку (цепь электропитания горелки размыкается). После остывания теплоносителя на 7—10 °C от заданного значения электрическая цепь замыкается и происходит автоматическое включение горелки.
Датчик тяги 14 устанавливается на котле в месте, где он не будет подвергнут воздействию высокой температуры. Датчик 14 подключается в электрическую цепь фоторезисторного или ионизационного электрода контроля пламени. При срабатывании датчика разрежения идет импульс на разрыв электрической цепи фоторезистора или ионизационного электрода, и повторный пуск горелки осуществляется только после устранения причины, вызвавшей срабатывание датчика, и следующего за этим нажатия на кнопку панели управления горелкой 12.
При запуске горелки на газообразном топливе автоматика работает следующим образом.
При включении питания устройством управления 12 запускается двигатель 7 привода вентилятора 6 горелки и сигнализатор (реле) необходимого давления воздуха 8 и сигнализатор (реле) необходимого давления газа. В случае отсутствия необходимого давления воздуха и газа дальнейшая работа программного механизма останавливается и на панели управления 12 загораются соответствующие сигнальные лампочки.
В противном случае после предварительной продувки около 30 с при помощи трансформатора зажигания 9 зажигается электрическая дуга между электродом 10 и винтом заземления. Магнитные клапаны 4, установленные на подающем газопроводе, открываются. Поступающий из сопла 5 газ воспламеняется. Время горения электрической дуги составляет примерно 3 с. Если в течение этого времени электрод контроля пламени 11 обнаружил пламя, программное реле панели управления 12 выключает дугу и факел горелки продолжает гореть.
Если электрод контроля пламени не обнаружил пламени в течении 3 с, или факел погас по той или иной причине, то горелка останавливается, и загорается соответствующая сигнальная лампочка на панели управления.
Дистанционное управление. Одной из основных технических задач при автоматизации котельных установок является управление на расстоянии электродвигателями, приводящими в движение насосы, вентиляторы, дымососы и прочие машинб!, или рабочими органами (запорными и регулирующими задвижками, вентилями, шиберами и т.д.). Пуск электродвигателей дымососов, вентиляторов и других агрегатов должен осуществляться дистанционно со щита котельной или котлоагрегата.
Система дистанционного управления состоит из силовой (главной) цепи, цепи управления и сигнальной цепи.
Силовая система с электрическим приводом состоит из электропривода, проводов силовой линии и рабочих контактов управляющей аппаратуры, замыкающих или размыкающих силовую цепь.
Цепь управления состоит из аппаратуры управления (контакторы, реле и т.д.), проводов линии управления и кнопок, замыкающих или разрывающих цепь управления.
Сигнальная цепь состоит из сигнальных контактов, проводов линии связи и сигнальных устройств. Система сигнализации бывает контрольной и аварийной.
Контрольная сигнализация служит для передачи указаний о состоянии нормальной работы и о характере операций в контролируемом пункте (работает или выключен тот или иной агрегат).
Аварийная сигнализация дает сигнал в случае нарушения нормального эксплуатационного режима или аварии.
Сигналы контрольной сигнализации обычно осуществляются световыми эффектами (лампочки, светодиоды).
Для аварийной сигнализации обычно применяют звуковой сигнал (сирена, звонок) совместно с сопутствующим ему световым сигналом.
Теплотехнический контроль. Котельный агрегат оснащается контрольногизмерительными приборами, необходимыми для его экономичной и безаварийной работы. Из показывающих приборов устанавливают те, которые необходимы для наблюдения за технологическими параметрами, определяющими возможность рационального ведения производственного процесса при эксплуатации и при пусковом режиме котельных агрегатов. Регистрирующие и суммирующие (интегрирующие) приборы выбирают исходя из необходимости обеспечить возможность анализа работы котельной установки и для осуществления хозяйственного учета. Оперативные приборы размещают на щите котельного агрегата, а регистрирующие и интегрирующие — на отдельном неоперативном щите.
Контрольные вопросы
1.	Поясните назначение питательных устройств.
2.	Какие требования предъявляют к питательным насосам?
3.	Поясните устройство поршневых и центробежных питательных насосов.
4.	Какие показатели качества природной и питательной воды вы знаете?
5.	Какие требования предъявляют к качеству питательной и подпиточной воды?
6.	Каковы последствия питания котлов некачественной водой?
7.	Какие основные способы водоподготовки вы знаете?
8.	В чем заключается способ умягчения воды методом ионного обмена?
9.	Деаэраторы атмосферного и вакуумного типа. Назначение, устройство и область применения.
10.	Для чего предназначены приборы теплового контроля?
11.	Какие приборы вы знаете для измерения температуры, их устройство?
12.	Какие приборы вы знаете для измерения давления, их устройство?
13.	Какими основными способами производится измерение расходов жидкостей и газов в котельных установках?
14.	Способы определения уровня жидкости в барабанах паровых котлов.
15.	Для чего осуществляется автоматизация котельных установок?
16.	Каким образом осуществляется автоматическое регулирование парового котла?
17.	Назначение автоматики безопасности котельных установок.
18.	Какие параметры работы парового и водогрейного котлов отслеживает автоматика безопасности?
19.	Для чего предназначена контрольная и аварийная системы сигнализации котельной установки?
Раздел V. ЭКСПЛУАТАЦИЯ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ
Глава 11. Основные правила обслуживания оборудования котельных
11.1. Основные правила обслуживания котлов
Эксплуатация котлов должна обеспечивать надежную и экономичную выработку пара или горячей воды требуемых параметров и безопасные условия труда обслуживающего персонала. Для достижения этих требований эксплуатация котлов должна вестись в точном соответствии с действующими правилами, нормами и руководящими указаниями, в частности в соответствии с «Правилами устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов», «Правилами безопасности в газовом хозяйстве» Ростехнадзора, «Правилами технической эксплуатации теплоиспользующих установок и тепловых сетей» и др.
На основании указанных правил для каждой котельной установки составляют должностные и технологические инструкции по обслуживанию оборудования, ремонту, технике безопасности, предупреждению и ликвидации аварий и т.д.
На оборудование, исполнительные, оперативные и технологические схемы трубопроводов различного назначения и схемы электрических соединений должны быть составлены технические паспорта.
Знание инструкций, режимных карт работы котла и указанных выше материалов является обязательным для обслуживающего персонала, и только при этом условии он может быть допущен к работе. Знания персонала должны систематически проверяться.
Ответственность за исправное состояние и безопасную эксплуатацию котлов возлагается приказом по предприятию на начальника котельной, а при отсутствии в штате котельной начальника — на инженерно-технического работника, выполняющего функции начальника котельной.
Ответственные за исправное состояние и безопасную эксплуатацию котлов должны иметь специальное теплотехническое образование, в противном случае необходимо специальное обучение и аттестация комиссией с участием инспектора Ростехнадзора.
К обслуживанию котлов допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование, обученные, аттестованные и имеющие удостоверение на право обслуживания котлов.
Обучение и аттестация операторов котельных должны проводиться в профессионально-технических училищах, учебно-курсовых комбинатах или на специальных курсах на основе типовых программ, согласованных с Ростехнадзором. Аттестация операторов котлов проводится комиссией с участием инспектора Ростехнадзора.
Эксплуатация котлов проводится по производственным заданиям, составляемым по планам и графикам выработки тепловой энергии, расхода топлива, расхода электроэнергии на собственные нужды. Обязательно ведется оперативный журнал, в который заносят распоряжения руководителей и записи дежурного персонала о работе оборудования, а также ремонтная книга, в которую записывают сведения о замеченных дефектах оборудования и мероприятиях по их устранению. Должны вестись первичная отчетность, состоящая из суточных ведомостей по работе агрегатов и записей регистрирующих приборов, и вторичная отчетность, включающая обобщенные данные по котлам за определенный период. Каждому котлу присваивается свой номер, все коммуникации окрашиваются в определенный условный цвет. Установка котлов в помещении должна соответствовать правилам Ростехнадзора, требованиям техники безопасности, санитарно-техническим нормам, требованиям пожарной безопасности и др.
Эксплуатацию котла можно разделить на периоды: подготовка и пуск в работу; обслуживание во время работы; останов работающего котлоагрегата; содержание в нерабочем состоянии; ремонт котлоагрегата. При ремонте котлоагрегат находится в ведении ремонтного персонала, во все остальные периоды — в ведении дежурного персонала.
Подготовка и пуск в работу. Порядок пуска и остановки котла устанавливается соответствующей инструкцией. Перед растопкой производится его наружный осмотр с целью установления исправности всех элементов оборудования и готовности к пуску. В частности, необходимо проверить исправность оборудования систем газового и мазутного оборудования топки, поверхностей нагрева, обмуровки, дымососов й вентиляторов, насосов, арматуры, гарнитуры системы автоматизации и т.д. После монтажа или капитального ремонта должны быть произведены
щелочение и промывка поверхностей нагрева. Перед наполнением котла водой все воздушные устройства должны быть открыты, а все продувочные и спускные — закрыты. Паровой котел наполняют питательной деаэрированной водой с температурой в начале заполнения 60—70 °C и в конце — не выше 100 °C.
Неравномерный прогрев барабана котла при быстром заполнении его горячей водой может вызвать опасные температурные напряжения внутри его стенок.
Во избежание возникновения больших внутренних напряжений в металле барабана заполнение котла водой должно производиться для котлов среднего давления в течение 1—1,5 ч, а для высокого — 1,5—2,5 ч. Заполнение котла водой производится до низшей отметки водоуказательного стекла, так как в начале испарения уровень ее повысится.
Перед растопкой котла газоходы котла подвергают вентилированию в течение 10—15 мин за счет естественной тяги или включения в работу дымососа.
После заполнения котла водой, вентиляции газоходов и продувки газопроводов производится розжиг газовых горелок. При этом производится наблюдение за герметичностью котла по уровню воды в водоуказательном стекле. По мере прогрева котла и повышения давления в нем из воздушников и предохранительных клапанов начнет выходить пар, после чего их следует закрыть.
Продувка водоуказательных приборов производится при давлении 0,05—0,1 МПа.
В случае наличия обходного газохода продукты сгорания на период растопки пропускают мимо экономайзера во избежание выпадения конденсата. С этими же целями при наличии воздухоподогревателей вентиляторы должны включаться при температуре продуктов сгорания за ним не менее 120 °C или воздух должен пропускаться помимо него.
Топочная камера должна прогреваться равномерно, для чего следует одновременно симметрично включать несколько горелок или форсунок. Растопка барабанного котла среднего давления должна производиться в течение 2—4 ч, высокого — 4—5 ч. Включение котла, если он работает на общий паропровод среднего давления, следует производить при давлении на 0,05— 0,1 МПа, а высокого на 0,2—0,3 МПа меньшим, чем в общем паропроводе.
Обслуживание во время работы. Ведение режима работы котла должно производиться персоналом по режимной карте, в ко
торой указывают рекомендуемые технологические и экономические показатели его работы при различных нагрузках: давление и температуру пара и питательной воды, содержание RO2 в уходящих газах, температуру уходящих газов и разрежение в топке, коэффициент избытка воздуха в топке и т.д.
Наблюдаемые отклонения от рекомендуемых режимов должны устраняться системой автоматики или воздействием персонала на регулирующие органы с помощью устройств дистанционного управления или непосредственно на месте установки регулирующего устройства. Теплопроизводительность установки необходимо регулировать таким образом, чтобы обеспечить нормальный режим работы топки, исключающий химический недожог и тепловой перекос, а также чрезмерно большие избытки воздуха.
Температура пара в некоторых пределах может регулироваться изменением положения факела в топке или коэффициента избытка воздуха. Наружные загрязнения поверхностей нагрева устраняют с помощью имеющихся устройств по разработанному графику. Состояние загрязнения поверхностей нагрева проверяют по температуре уходящих газов и аэродинамическому сопротивлению газового тракта.
Необходимо следить за исправностью всего оборудования и в установленные сроки проверять исправность действия манометров, предохранительных клапанов и водоуказательных приборов.
При эксплуатации оборудования котельного цеха систематически проверяют исправность всех установленных питательных насосов у котлов с давлением до 1,4 МПа (каждый из насосов кратковременно включается в работу не реже одного раза в смену), а у котлов с большим давлением — в сроки, предусмотренные производственной инструкцией, но не реже одного раза в сутки. При пробном пуске насосов проверяют создаваемое ими давление, отсутствие течи через неплотности, нагрев подшипников, амплитуду вибрации, исправность привода насоса (электродвигатель, турбина, паровая машина).
Обслуживающий персонал обязан систематически следить за правильностью показаний контрольно-измерительных приборов. Операторы котлов не реже одного раза в смену производят проверку манометров с помощью трехходовых кранов или заменяющих их вентилей путем установки стрелки манометра на нуль. Технический персонал котельного цеха производит не реже одного раза в шесть месяцев проверку рабочих манометров
путем сравнения их показаний с контрольным манометром. Проверка фиксируется записью в журнале. Не реже одного раза в 12 месяцев производится поверка манометров в порядке, предусмотренном Ростехрегулированием.
Проверка указателей уровня воды проводится путем их продувки не реже одного раза в смену.
Исправность предохранительных клапанов проверяют их кратковременным принудительным открытием «подрывом» не реже одного раза в смену.
Останов котла. Останов котла производится в соответствии с инструкцией и осуществляется примерно в следующем порядке. Отключают подачу газа к горелкам или мазута к форсункам. После прекращения горения в топке отключается котел от паровой магистрали и открывают продувку пароперегревателя на 40—50 мин и медленно в течение 4—6 ч расхолаживают котел, после чего вентилируют газоходы с помощью естественной тяги и осуществляют продувку котла. Через 8—10 ч после остановки повторяют продувку и при необходимости ускорения охлаждения пускают дымосос. Через 18—24 ч при температуре воды в котле 70—80 °C производится медленный спуск воды из котла.
При нарушении нормальной работы котла из-за неисправности, которая может вызвать аварию, а также в случае аварии котел должен быть немедленно остановлен. Последовательность операций при аварийном останове котла остается такой же, как и при плановом. Порядок аварийной остановки должен быть указан в производственной инструкции. Причины аварийной остановки котла должны быть записаны в сменном журнале.
Автоматика безопасности котла должна обеспечить сигнализацию и защиту (отсечку топлива ) в следующих случаях:
-	изменение давления газа выше и ниже допустимого;
-	снижение давления мазута ниже допустимого;
-	уменьшение разрежения в топке ниже допустимого;
-	погасание факела в топке;
-	снижение давления воздуха на входе в горелку ниже допустимого;
-	превышенйе давления в барабане выше допустимого;
-	снижение уровня воды в верхнем барабане ниже допустимого;
-	снижение расхода воды через водогрейный котел ниже допустимого;
-	снижение давления воды в тракте водогрейного котла ниже допустимого;
-	повышение температуры воды на выходе из водогрейного котла до значения на 20 °C ниже температуры насыщения, соответствующей рабочему давлению воды в выходном коллекторе.
Котел должен быть немедленно остановлен при других нарушениях, перечисленных в производственной инструкции, в частности при:
-	обнаружении неисправности предохранительного клапана, при которой он неработоспособен;
-	прекращении действия всех питательных насосов или неисправности питательной линии, при которой в котел питательная вода не поступает;
-	прекращении действия всех указателей уровня воды прямого действия;
-	разрыве экранных или кипятильных труб;
-	воспламенении сажи в газоходах или экономайзере;
-	возникновении сильных гидравлических ударов или большой вибрации котла;
-	исчезновении напряжения на всех контрольно-измерительных приборах, устройствах дистанционного и автоматического управления;
-	возникновении пожара в котельной, угрожающего обслуживающему персоналу или котлу;
-	взрыве в топочной камере или газоходах;
-	обнаружении неисправности автоматики безопасности или аварийной сигнализации.
В этих случаях останов котла необходимо производить быстро в следующем порядке: прекратить подачу топлива и воздуха в топку, после прекращения горения открыть немного продувку пароперегревателя и отключить котел от паровой магистрали, затем закрыть вентиль непрерывной продувки котла.
Разрыв экранных или кипятильных труб проявляется следующим образом:
-	слышен шум вытекающей паро-водяной смеси в топке или газоходе;
-	происходит выброс пламени, продуктов сгорания и пара через топочные отверстия, неплотности лючков, гляделок;
-	снижается уровень в указателе уровня воды прямого действия и падает давление в котле.
В этом случае необходимо:
-	прекратить подачу топлива, остановить дутьевой вентилятор , отключить котел от паропровода;
-	если уровень в указателях уровня воды остается видимым, усилить питание котла водой (пустить резервный питательный насос, выключить автомат питания и перейти на ручное регулирование), перекрыть вентиль непрерывной продувки; если уровень воды в указателе прямого действия не устанавливается и продолжает падать — прекратить питание, дымосос остановить после того, как прекратится парение в топке или газоходе.
При небольшом повреждении кипятильной трубы, экранов или перегревательной трубы (свищ), при условии поддержания нормального уровня воды, допускается, с разрешения начальника котельной, кратковременная работа котла при пониженных нагрузках и давлении в котле.
При медленном понижении уровня воды в котле к отметке нижнего уровня и нормальном давлении в котле и питательной линии необходимо:
-	проверить плотность закрытия всех продувочных вентилей котла, закрыть вентиль непрерывной продувки;
-	проверить через гляделки и нижние лючки отсутствие течи в котле.
При дальнейшем снижении уровня до нижнего предельного уровня аварийно остановить котел.
Питание котла не прекращать, котел можно растопить только после подъема уровня воды до среднего, выявляя и устраняя причины падения уровня.
Если вода в указателе уровня прямого действия скрылась за нижнюю кромку, и это не было замечено персоналом, необходимо немедленно отключить топливо, прекратить питание котла водой, закрыть главный парозапорный вентиль, прекратить непрерывную продувку, остановить тягодутьевые машины, приоткрыть продувку пароперегревателя.
При повышении уровня воды в котле и приближении его к отметке верхнего уровня и нормальном давлении в котле и питательной линии необходимо:
-	проверить исправность регулятора питания (от должен быть в закрытом положении);
-	открыть продувочные вентили нижнего барабана, следить за уровнем воды и после его снижения до среднего закрыть вентили;
-	выяснить причину повышения уровня и устранить ее.
При загорании сажи в газоходах или хвостовой части котла (экономайзер, воздухоподогреватель) температура уходящих газов резко увеличивается, могут появиться дым и пламя через неплотнотности лючков, лазов и соединений газоходов.
При этом необходимо:
- прекратить подачу топлива, максимально увеличить подачу пара через форсунку, остановить дымосос и дутьевой вентилятор, закрыть их направляющие аппараты для прекращения доступа воздуха к очагу возгорания, заполнить газоходы паром от обдувочного устройства.
Если паровой обдувки нет (котлы и экономайзеры укомплектованы газоимпульсной очисткой), в котельной необходимо предусмотреть паровой шланг, присоединенный к штуцеру паропровода с отключающей арматурой для возможности подачи пара через гляделку или лючок.
При необходимости останова котла на длительный срок (более 10 суток) он должен быть предохранен от коррозии. Преимущественно применяют следующие способы защиты: «сухой» способ, при котором внутри барабана и поверхностей нагрева поддерживается отсутствие влаги в заполняющем их воздухе с помощью специальных влагопоглотителей, и «мокрый», при котором котел заполняют щелочным раствором, приготовленным на основе питательной воды, «избыточного давления», при котором за счет подвода пара от других котлов или периодического разогрева путем сжигания топлива в котле поддерживают давление выше атмосферного, что предотвращает доступ в него воздуха.
Ремонт котла. В процессе работы происходит неравномерный износ элементов и частей котла, вследствие чего необходимо систематически производить его ремонт: капитальный, как правило, через каждые 3—4 года, текущий — через 2—3 года. По мере совершенствования оборудования и его эксплуатации период времени между ремонтами увеличивается.
Основными задачами при ремонте котла и его вспомогательного оборудования являются: устранение причин, вызывающих аварии или неполадки; смена изношенных или восстановление поврежденных деталей; проведение мероприятий по повышению надежности и экономичности работы агрегата и увеличение срока службы деталей и механизмов. Все ремонтные работы должны выполняться в соответствии со специальными инструкциями и указаниями.
До ремонта должны быть выполнены все подготовительные работы и, в частности, составлены подробные ведомости дефектов, выявленных в результате наружного и внутреннего осмотров оборудования, а также разработан сетевой график производства работ.
На каждый котел должен быть заведен ремонтный журнал, в который вносят сведения о выполненных ремонтных работах, примененных материалах, сварке и сварщиках, об остановке котлов на чистку и промывку. Замена труб, заклепок и подвальцовка соединений труб с барабанами и коллекторами должны отмечаться на схеме расположения труб (заклепок), прикладываемой к ремонтному журналу. В ремонтном журнале также отражаются результаты осмотра котла до чистки с указанием толщины отложений накипи и шлама и все дефекты, выявленные в период ремонта.
До начала производства работ внутри барабана или коллектора котла, соединенного с другими работающими котлами трубопроводами, а также перед внутренним осмотром или ремонтом элементов, работающих под давлением, котел должен быть отсоединен от всех трубопроводов заглушками, если на них установлена фланцевая арматура. В случае если арматура безфлан-цевая, отключение котла должно производиться двумя запорными органами при наличии между ними дренажного устройства диаметром условного прохода не менее 32 мм, имеющего прямое сообщение с атмосферой. Приводы задвижек, а также вентилей открытых дренажей и линии аварийного слива воды из барабана должны быть заперты на замок, так чтобы исключить ослабление их плотности при запертом замке. Толщину заглушек, применяемых для отключения котлов, устанавливают исходя из расчета на прочность. Заглушка должна иметь выступающую часть (хвостовик), по которому определяют ее наличие.
Надзор за котлами с целью предотвращения аварий осуществляется Госгортехнадзором России путем их технического освидетельствования в установленные сроки. Существуют три вида технического освидетельствования: наружный осмотр, внутренний осмотр и гидравлическое испытание. Наружный осмотр осуществляется инспекторами без остановки котла не реже одного раза в четыре года. При наружном осмотре обследуют общее состояние агрегата и помещение, в котором он установлен, обращают внимание на состояние обмуровки, топки, паропроводов, арматуры и пр. Контролируется знание персоналом правил технической эксплуатации и инструкций. Внутренний осмотр производится не реже 1 раза в 4 года. Кроме общего состояния оборудования и его эксплуатации, проверяют состояние стенок барабанов и поверхностей нагрева, плотность газоходов и пр., при этом используют неразрушающие методы контроля. Гидравлическое испытание котла производят 1 раз в 8 лет для проверки прочности элементов котла и плотности соединений.
Перед гидравлическим испытанием проводят внутренний осмотр котла и освобождают от изоляции все швы барабанов, коллекторов, штуцеров, фланцев и т.п.
Результаты освидетельствования котла заносят в его паспорт, в котором должны быть описание установки, чертежи, заводские акты, результаты испытаний и данные завода на ее основные элементы. При неудовлетворительном состоянии установки инспектор Ростехнадзора имеет право запретить ее дальнейшую эксплуатацию.
11.2. Обслуживание и ремонт газопроводов
Задачей обслуживания и профилактического ремонта является поддержание газопроводов и сооружений на них в состоянии, обеспечивающем безопасную эксплуатацию и бесперебойное снабжение потребителей газом. При повреждениях газопроводов (разрыве стыков, сквозной коррозии стенок трубы, расстройстве фланцевых соединений, неисправности задвижек, арматуры и оборудования) газ через образовавшиеся неплотности проникает в грунт. Под действием давления или в результате меньшей плотности по отношению к воздуху он движется вверх, стремясь выйти в атмосферу. Встречая на своем пути плотное дорожное покрытие или промерзший и насыщенный влагой грунт, газ может отклониться от места утечки на десятки и даже сотни метров. Дойдя до колодцев подземных сооружений, каналов или туннелей, газ скапливается в них. В результате может образоваться взрывоопасная концентрация.
Для своевременного выявления мест утечки за состоянием газопроводов, их оборудованием и арматурой устанавливают систематическое наблюдение. Трассы газопроводов регулярно осматривают. Наружным осмотром трассы проверяют загазованность колодцев и контрольных трубок, а также загазованность колодцев других подземных сооружений, расположенных на расстоянии до 15 км от оси газопровода. При осмотре проверяют действие арматуры и производят мелкий ремонт оборудования газопроводов. Указанные работы выполняют бригады обходчиков и слесарей.
Установленная на газопроводах запорная арматура и компенсаторы должны подвергаться ежегодному техническому обслуживанию и при необходимости ремонту.
Действующие наружные газопроводы должны подвергаться периодическим обходам, приборному техническому обследова
нию, диагностике технического состояния, а также текущим и капитальным ремонтам с периодичностью, установленной «Правилами безопасности в газовом хозяйстве» Ростехнадзора.
При обходе наземных газопроводов должны выявляться утечки газа, перемещения газопроводов за пределы опор, наличие вибраций, сплющивания, недопустимого прогиба газопровода, просадки изгиба и повреждения опор, проверяться состояние отключающих устройств, фланцевых соединений, средств защиты от падения электропроводов, креплений и окраски газопроводов, сохранность устройств электрохимической защиты. Обход может производиться одним рабочим не реже 1 раза в 3 месяца.
При обходе подземных газопроводов должны выявляться утечки газа на трассе газопровода по внешним признакам и приборам, уточняться сохранность настенных указателей и ориентиров сооружений, очищаться крышки газовых колодцев от снега, льда и прочих загрязнений, выявляться пучения, просадки, оползни, обрушения и эрозии грунта, размывы газопроводов паводковыми или дождевыми водами. Периодичность обходов устанавливается в зависимости от конкретных условий эксплуатации газопровода «Правилами безопасности в газовом хозяйстве» Ростехнадзора.
Для контроля состояния подземных газопроводов применяют приборный метод их обследования, который проводят не реже 1 раза в 5 лет. Он включает в себя проверку состояния изоляционного покрытия газопровода и проверку герметичности газопроводов. Контроль состояния осуществляет комплексная бри-, гада с помощью переносных приборов.
Контроль качества изоляции осуществляют аппаратом нахождения повреждения изоляции АНПИ. С помощью аппаратуры АНПИ проверяют состояние изоляционного покрытия газопровода без вскрытия грунта и дорожного покрытия. АНПИ состоит из трех блоков: генератора, приемника и аккумуляторной батареи. Принцип работы аппарата при определении места повреждения изоляции состоит в регистрации изменения потенциала вдоль газопровода, образующегося при прохождении переменного тока частотой около 1000 Гц от генератора по цепи: генератор — труба — земля — генератор. При контроле герметичности газопровода специальными приборами проверяют на загазованность грунт над газопроводом, газовые колодцы, контрольные трубки, а также колодцы других подземных коммуникаций, расположенных до 15 км по обе стороны от газопровода.
Профилактический ремонт газопроводов включает контроль состояния газопровода, изоляции, арматуры и оборудования, их техническое обслуживание и текущий ремонт. На основании профилактического осмотра и ремонта дают заключение о пригодности газопровода для дальнейшей эксплуатации. При неудовлетворительном состоянии газопровода (сильной коррозии, расстройстве большого числа соединений, засорении труб и пр.) производят капитальный ремонт газопровода.
11.3. Обслуживание ГРП (ГРУ)
Включение газорегуляторных пунктов (ГРП) и установок (ГРУ). После перерыва в работе (на ночь или выходные дни) ГРП (ГРУ) необходимо включать в следующем порядке.
1.	При входе в помещение ГРП (ГРУ) убедиться, что оно не загазовано, и обязательно проветрить его открытием двери или окон; проверить работу вентиляционных устройств.
2.	Проверить состояние и положение запорных устройств ГРП (ГРУ). Все запорные устройства (кроме запорных устройств после регулятора, до и после счетчиков, а также на продувочном трубопроводе после регулятора) должны быть закрыты.
3.	Открыть краны перед манометрами на вводе и после регулятора.
4.	Осторожно открыть задвижку на вводе в ГРП (ГРУ) и проверить наличие давления газа, достаточного для работы.
5.	Проверить осмотром исправность регулятора давления. У регуляторов РД-32М и РД-50М проверяют ослабление регулировочной пружины, открытие крана на импульсной трубке, у пилотных регуляторов — ослабление пружины пилота (регулировочный винт пилота должен быть вывернут) и открытие кранов на импульсных трубках.
6.	Осмотреть предохранительный запорный клапан ПЗК, при помощи рычага поднять его тарелку и закрепить в этом положении защелкой. Ударный молоточек пока не устанавливать, так как зацепление его с рычагом мембраны без давления газа под ней невозможно. Проверить, чтобы краны на байпасе и импульсной трубке были закрыты. Если в ГРП установлен клапан ПКК-40М, то следует немного вывернуть пусковую пробку и, выждав несколько секунд, завернуть ее обратно.
7.	При наличии жидкостного сбросного клапана убедиться, что он залит водой до установленного уровня.
8.	Открыть запорные устройства до и после счетчиков (если были закрыты) и очень медленно, наблюдая за показаниями манометра после регулятора, открыть запорное устройство перед ним.
9.	Убедившись в устойчивой работе регулятора, поднять ударный молоточек ПЗК, зацепить его с рычагом мембраны, до этого открыв кран на импульсной трубке ПЗК.
10.	Убедившись, что газ поступает к потребителям (или через их продувочные трубопроводы), закрыть продувочный трубопровод ГРП и перед уходом выключить водяные и ртутные манометры, так как в случае неисправности регулятора жидкость из манометра может быть выброшена, а помещение ГРП загазовано.
Первичный пуск ГРП (ГРУ) производят после испытания его трубопроводов и оборудования приемочной комиссией и подписания акта приемки, а также после контрольной опрессовки и продувки газопровода перед ГРП (ГРУ).
При подготовке к первичному пуску также проверяют состояние помещения и всего газового оборудования ГРП (ГРУ), как это изложено выше (пп. 1, 3, 5—7).
ПЗК настраивают на срабатывание при минимальном и максимальном давлениях, указанных в эксплуатационной инструкции. Жидкостной сбросной клапан заполняют жидкостью до установленного уровня. Затем осторожно открывают запорное устройство на вводе, на 20—30 с приоткрывают запорное устройство на байпасе ГРП и производят продувку при давлении газа, допускаемом инструкцией для данного регулятора. После этого включают в работу регулятор (п. 8) и устанавливают натяжением регулировочной пружины или пилотом необходимое выходное давление.
Убедившись в исправной работе регулятора, поднимают ударный молоточек ПЗК и открывают кран на импульсной трубке к нему. Если установлен клапан ПКК-40М, то включают его открытием и последующим закрытием пусковой пробки. По окончании настройки регулятора счетчики и их обводные трубопроводы продувают совместно с газопроводами от ГРП к агрегатам: сначала по обводным трубопроводам счетчиков в течение 3—5 мин, а затем через счетчики — 1—2 мин. Для включения счетчиков медленно открывают запорное устройство после них, затем перед ними и закрывают запорное устройство на обводном трубопроводе.
При наличии расхода газа через продувочные трубопроводы потребителей, включив счетчики, закрывают кран на продувоч
ном трубопроводе ГРП. При наличии жидкостного сбросного клапана открывают кран перед ним и проверяют его работу подъемом давления газа после регулятора до необходимого для его «срабатывания». Последнее определяют по звуку барботирующего через жидкость газа. Аналогично проверяют настройку пружинного сбросного клапана.
После включения ГРП (ГРУ) в работу необходимо проверить плотность всех соединений мыльным раствором и обнаруженные утечки немедленно устранить.
Обслуживание ГРП (ГРУ) во время работы. Принимая смену, лицо, обслуживающее ГРП (ГРУ), должно:
1)	убедиться, что в помещении ГРП нет запаха газа, хорошо его проветрить и проверить работу вентиляционных устройств и отопления помещения;
2)	проверить состояние и положение запорных устройств. Они не должны пропускать газ в сальниках и фланцах и должны находиться в положении, соответствующем режиму работы ГРП (ГРУ);
3)	проверить состояние и работу фильтра, ПЗК, регулятора, сбросного клапана, счетчиков; убедиться, что в соединениях приборов нет утечки газа; проверить давление газа по манометру на входе и на выходе из ГРП (ГРУ) — оно должно соответствовать указанному в инструкции.
О всех замеченных недостатках следует немедленно сообщить лицу, ответственному за газовое хозяйство. В ГРП нельзя входить с огнем или горящей папиросой, а также допускать в него посторонних лиц. В течение смены необходимо вести учет работы ГРП (ГРУ), своевременно записывать в сменный журнал замеченные неисправности и перебои в его работе, время пуска и остановки, а также ежечасные показания счетчика и манометров на входе и выходе из ГРП (ГРУ). Уходя из помещения ГРП, следует выключить жидкостные манометры и закрыть помещение на ключ.
Для перевода ГРП (ГРУ) на работу через обводную линию на время ремонта или ревизии регулятора, ПЗК или фильтрбв следует:
1)	предупредить об этом дежурных операторов;
2)	осторожно вывести из зацепления молоточек ПЗК и закрыть кран на его импульсной линии;
3)	медленно и осторожно, следя за показаниями манометра, приоткрыть запорное устройство на обводной линии и поднять давление газа на выходе из ГРП (ГРУ) на низком давлении на
100—200 Па выше установленного режима (на среднем давлении — 1300 -2600 Па);
4)	медленно закрыть запорное устройство перед регулятором, наблюдая за показаниями манометра. Если давление снижается, приоткрыть запорное устройство на обводной линии, с тем чтобы давление поддерживалось постоянным на заданном уровне. Если в ГРП (ГРУ) установлен регулятор с пилотным управлением, то сначала следует медленно вывернуть до отказа регулировочный винт пилота (против часовой стрелки), а затем закрыть запорное устройство перед регулятором;
5)	когда запорное устройство перед регулятором будет полностью закрыто, с помощью запорного устройства на обводной линии снизить давление за ГРП (ГРУ) на 100—200 Па при низком давлении (при среднем давлении — 1300—2600 Па) и затем регулировать его по показаниям манометра. Если на обводной линии имеется 2 запорных устройства, то первым по ходу газа производится частичное (грубое) снижение давления газа, а вторым — более точная регулировка;
6)	отключить ПЗК;
7)	закрыть запорное устройство после регулятора;
Для длительной (более 7 дней) работы ГРП (ГРУ) на обводной линии (при выключенном регуляторе) необходимо специальное разрешение органов Ростехнадзора.
Для перевода ГРП (ГРУ) с обводной линии на работу через регулятор необходимо:
1)	проверить настройку ПЗК на срабатывание и поднять его запорный орган;
2)	предупредить дежурных операторов о переводе ГРП на работу через регулятор;
3)	осмотреть регулятор, убедиться в его исправности и открытии кранов на импульсных линиях (регулировочный винт пилота регулятора должен быть вывернут);
4)	открыть запорное устройство за регулятором;
5)	снизить давление газа на выходе из ГРП (ГРУ) медленным прикрытием запорного устройства на байпасе на 100—200 Па при низком давлении и на 1300—2600 Па при среднем;
6)	очень медленно открыть запорное устройство перед регулятором, наблюдая за показаниями манометра за регулятором;
7)	установить необходимое давление газа ввертыванием регулировочной пружины регулятора или его пилота;
8)	медленно закрыть запорное устройство на обводной линии;
9)	убедиться, что регулятор работает устойчиво, открыть кран на импульсной линии ПЗК и зацепить ударный молоточек с рычагом мембраны.
При отключении ГРП (ГРУ) из-за срабатывания ПЗК, которое может быть вызвано повреждением регулятора, сотрясением или толчком, неправильной настройкой ПЗК, прекращением подачи газа или понижением его давления на входе в ГРП (ГРУ) и резким отключением потребителей, следует:
1)	убедиться, что рабочие и контрольные запорные устройства перед горелками и запальниками закрыты, а краны на трубопроводах безопасности и продувочном открыты;
2)	закрыть запорное устройство перед регулятором;
3)	вывернуть регулировочный винт регулятора;
4)	выяснить и устранить причину срабатывания ПЗК и, если имеется достаточное давление газа на вводе в ГРП (ГРУ), открыть обводную линию, на корпусе закрытого ПЗК поднять тарелку клапана, после чего закрыть обводную линию; если установлен клапан ПКК-40М, то ввести его в действие, открыв и затем закрыв пусковую кнопку;
5)	медленно и плавно открыть запорное устройство перед регулятором, наблюдая за давлением газа после него, и отрегулировать необходимое давление регулировочным винтом или пилотом;
6)	открыть кран на импульсной линии ПЗК, зацепить ударный молоточек и, убедившись в устойчивой работе ГРП (ГРУ), приступить к пуску горелок.
Выключение ГРП (ГРУ). Для выключения ГРП (ГРУ) следует:
1)	осторожно вывести из зацепления молоточек ПЗК и закрыть кран на его импульсной линии;
2)	закрыть запорное устройство на вводе в ГРП (ГРУ) и убедиться в понижении давления газа на входе до нуля;
3)	закрыть запорное устройство перед регулятором, ослабить регулировочную пружину в регуляторах типа РД-ЗМ и РД-50М, в пилотных регуляторах вывернуть до отказа винт пилота;
4)	опустить тарелку ПЗК;
5)	выключить манометры и открыть кран на свечу после регулятора;
6)	если ГРП (ГРУ) работал на байпасной линии, закрыть задвижки на вводе и затем на байпасной линии.
При выключении ГРП (ГРУ) и подключении сбросного клапана к газопроводу после счетчиков запорное устройство за регулятором допускается оставлять открытым, чтобы предупре
дить возможность разрыва мембраны регулятора (если она не имеет встроенного предохранительного клапана) или пилота повышенным давлением газа в случае его пропуска золотником регулятора и запорным устройством перед ним.
Профилактическое обслуживание и ремонт ГРП (ГРУ). Плановую проверку состояния оборудования ГРП (ГРУ) производят под руководством ИТР в следующие сроки: при пружинных регуляторах, как правило, — 4 раза в год, при регуляторах непрямого действия и пилотных — 6 раз в год, техническое обслуживание и текущий ремонт регуляторов с гарантированным сроком эксплуатации может производиться в соответствии с паспортом (инструкцией) завода-изготовителя.
Профилактику ГРП (ГРУ) производят повседневно: обслуживающий персонал принимает оборудование по смене и наблюдает за его работой; лицо, ответственное за газовое хозяйство, ежедневно посещает ГРП и ежемесячно проверяет работу оборудования; проводится также испытание работы оборудования и его ремонт в установленные графиком сроки.
Осмотр технического состояния (обход) ГРП должен, как правило, производиться двумя рабочими.
Обход ГРП, оборудованных системами телемеханики, оснащенных сигнализаторами загазованности с контролируемым выводом сигнала, шкафных регуляторных пунктов, а также ГРУ допускается проводить одним рабочим.
При профилактическом обслуживании ГРП (ГРУ) необходимо:
1)	наблюдать за исправной работой регулятора, его чистотой, смазкой трущихся частей, плотностью мембран, импульсных и дыхательных трубок, сальников запорных устройств и т.д. Все части регулятора при его разборке следует очистить от грязи и пыли, изношенные втулки и пальцы сочленений рычагов заменить и хорошо смазать, проверить плотность прилегания золотника к седлу и, если нужно, притереть его. Осмотреть мембрану, очистить ее от пыли и грязи. Импульсные и дыхательные трубки регулятора должны быть очищены внутри и продуты воздухом;
2)	наблюдать за исправной работой ПЗК, не реже 1 раза в три месяца проверять его «на срабатывание» с записью о произведенной проверке в журнале профилактических осмотров и ремонта. Поддерживать ПЗК в чистоте, своевременно смазывать трущиеся части и мембрану головки (если она кожаная). Не допускать пропуска газа через неплотности в сальниках, фланцах,
импульсной трубке, кранах. Подъем и опускание золотника должны происходить без заеданий. Не менее 1 раза в год производить внутренний осмотр клапана с очисткой его деталей, смазкой, заменой набивки сальника на оси рычага клапана и проверкой плотности закрытия золотника. Проверять также плотность закрытия байпаса, крана импульсной трубки, чистоту трубки внутри и состояние мембраны и рычагов в головке клапана;
3)	наблюдать за степенью засорения фильтра, проверяя ее по перепаду давления при помощи дифманометра; следить за отсутствием утечки газа в дифманометре, который должен включаться только при проверке сопротивления фильтра; проверять внутреннее состояние фильтра при возрастании перепада давления, а следовательно, и засоренности фильтра. При этом необходимо очистить корпус от пыли и ржавчины, прочистить сетчатый патрон (в сетчатом фильтре) или заменить кассету (в кассетном фильтре) новой. Разборка и очистка кассеты фильтра должны производиться вне помещения ГРП в местах, удаленных от легковоспламеняющихся веществ и материалов не менее чем на 5 м;
4)	наблюдать за состоянием запорных устройств (за их чистотой, смазкой, состоянием сальников, легкостью хода, плотностью закрытия и отсутствием утечки газа); не менее 1 раза в год разбирать задвижки, очищать их части от грязи, промывать керосином; проверять состояние запорных поверхностей, уплотнительных колец, распорных клиньев и добиваться плотного закрытия их с помощью притирки и шабровки поверхностей дисков; необходимо также проверять состояние шпинделя и гайки;
5)	наблюдать за исправной работой и своевременной смазкой механизмов счетчиков, а также за исправным состоянием и работой манометров и других КИП;
6)	наблюдать за исправной работой пружинных или жидкостных сбросных клапанов, за постоянным наличием в последних жидкости на заданном уровне;
7)	наблюдать за работой устройств вентиляции и отопления, взрывоопасного освещения, а также за состоянием воздуха в ГРП; не реже 2 раз в месяц при профилактическом осмотре отбирать пробу воздуха для проверки ее на содержание горючих компонентов и проверять мыльным раствором плотность всех соединений газопроводов ГРП и ГРУ.
Ремонтные работы в помещении ГРП относятся к газоопасным и производятся 2 рабочими под наблюдением лица из чис
ла ИТР, а также 1 рабочего, находящегося снаружи. Работы следует выполнять только исправным и взрывобезопасным инструментом с применением взрывобезопасного освещения и при необходимости противогазов. При демонтаже или вскрытии оборудования необходимо установить заглушки, отделяющие ремонтируемый участок.
Сварка в помещении ГРП допускается по разрешению лица, ответственного за газовое хозяйство предприятия, после проверки чистоты воздуха химическим анализом. Применение сварки на газопроводах ГРП допустимо только после отключения его запорным устройством на вводе, установки заглушки и продувки газопроводов инертным газом (азотом, углекислым газом) с последующим анализом пробы газа.
11.4. Обслуживание газового оборудования котельных агрегатов
Подготовка к пуску и пуск агрегатов. Первичный пуск котлов на газе производят после испытания их газового оборудования приемочной комиссией и подписания ею акта приемки, а также после контрольной опрессовки газопроводов. Внутренние газопроводы продувают газом через продувочные трубопроводы от наиболее удаленных от ввода участков или отводов к агрегату.
Газифицированные агрегаты после временного перерыва в их работе (на ночь или выходной день) необходимо включать в следующем порядке.
1.	До входа в помещение котельной убедиться, что в ней нет запаха газа, и проветрить его открытием дверей и окон и с помощью вентиляционных устройств. Во встроенных котельных только после этого можно включить освещение котельной. Если котельная оборудована лампами взрывобезопасного исполнения или лампами, освещающими помещение снаружи через окна, то включить их можно сразу при входе в помещение.
При наличии в помещении котельной запаха газа растопку агрегатов производить нельзя; необходимо сообщить об этом лицу, ответственному за газовое хозяйство предприятия, проветрить помещение и не допускать в него посторонних людей.
2.	Просмотреть сменный журнал котельной, убедиться, что в нем нет записей предыдущей смены или администрации предприятия, запрещающих работу или предупреждающих о неисправности оборудования.
3.	Открыть шибер за котлом и дверцы на фронте топок для вентиляции газоходов и топки и по тягомеру проверить наличие достаточного разрежения в топке и за агрегатом. При отсутствии тягомеров в наличии тяги можно убедиться, если поднести к отверстиям топки листок тонкой бумаги или платок. Агрегат проветривают не менее 10—15 мин, чтобы удалить из топки и газоходов то небольшое количество газа, которое могло в них проникнуть через неплотности запорных устройств. С помощью дымососа вентиляцию производят в течение 3—5 мин. Особенно тщательно следует вентилировать котлы с выносными топками и с рециркуляцией продуктов горения. При этом необходимо полностью открыть шиберы в газоходах и отверстия для входа вторичного воздуха — гляделки, окна розжига и др. Во время вентиляции и розжига запорные устройства на рециркуляционных линиях должны быть закрыты.
4.	Осмотреть состояние горелок, запорных устройств и оборудования, установленных на газопроводе, и сам газопровод от горелок до запорного устройства на вводе (все краны и задвижки, кроме кранов на трубопроводе безопасности, если он имеется, должны быть закрыты). При наличии водяного охлаждения головок горелок пустить через них воду.
5.	Если котельная снабжается газом из газопроводов низкого давления, следует медленно открыть задвижку на вводе и проверить по манометру наличие достаточного для работы горелок давления газа. При подаче газа через местный ГРП (ГРУ) наличие и давление его проверяют на выходе из ГРП (ГРУ).
6.	Если на агрегате установлены горелки с принудительной подачей воздуха, пустить вентилятор и открыть воздушные заслонки у горелок для лучшей вентиляции топки. У инжекционных горелок для этой цели открыть воздушные шайбы.
7.	Продуть газопровод через продувочный трубопровод у включаемого агрегата в течение 3—5 мин.
8.	Убедившись, что запорные устройства плотны и что в газопроводе идет чистый (без воздуха) газ, установить разрежение в топке в соответствии с инструкцией, зажечь запальник, закрыть у горелки воздушную заслонку (если она имеется) и ввести запальник в топку. При использовании горелок ИГК закрывать воздушную заслонку не надо.
9.	Закрыть кран на трубопроводе безопасности, открыть полностью контрольное запорное устройство и затем, убедившись, что запальник не погас, медленно приоткрыть рабочее запорное устройство, пуская газ в горелку. Когда он загорится желтым
светящимся пламенем, немного увеличить подачу газа, наблюдая за его давлением по манометру, и начать подавать в горелку первичный воздух, медленно открывая воздушную заслонку. Если факел устойчив, запальник вынуть из топки. Затем снова увеличить подачу газа, а за ним подачу воздуха и, продолжая поочередно увеличивать давление газа и воздуха, отрегулировать работу горелки по цвету пламени на полное сгорание газа и устойчивый спокойный факел. Если на агрегате установлены инжекционные горелки ИГК или БИГ, то их регулируют только изменением давления газа.
10.	Закрыть кран на продувочном трубопроводе и аналогичным образом зажечь другие горелки, после чего запальник погасить. При погасании запальника во время зажигания горелки надо быстро закрыть рабочее запорное устройство и кран запальника, вынуть последний из топки и снова провентилировать ее в течение 10—15 мин. Если запальник снова погаснет, следует в момент зажигания убавить разрежение в топке.
11.	Закончить продувку газопровода и закрыть кран на продувочном трубопроводе можно и раньше, если есть уверенность в поступлении чистого газа. При наличии местного ГРП (ГРУ) нельзя прекращать продувку, пока не будет пущена хотя бы одна горелка или зажжен запальник.
Первые 10—15 мин горелки работают на минимальном давлении газа, указанном в инструкции. После разогрева керамических стабилизаторов можно повышать их тепловую мощность. При этом, наблюдая за показаниями тягомера, следует поддерживать в топке разрежение в соответствии с инструкцией.
При использовании горелок, имеющих стабилизаторы в виде тел плохообтекаемой формы (например, горелок ИГК), режимы регулирования определяют технологическими характеристиками агрегата, например особенностями циркуляции воды в котлах, температурным напряжением в кладке или каркасе и т.д.
Более 60 % несчастных случаев при эксплуатации газифицированных котлов и печей приходится на время розжига горелок, поэтому к подготовке агрегата к пуску и розжигу горелок следует относиться с большим вниманием.
Горючие газы (кроме сжиженных пропан-бутановых смесей и некоторых попутных газов) легче воздуха и, выходя из горелки, они отклоняются вверх. Поэтому при поджигании за стабилизатором газовоздушной смеси, которая вытекает из горелок, имеющих устройства для регулирования первичного воздуха, отверстия для ввода запальника следует располагать над горелкой
или сбоку, но не ниже ее горизонтальной оси. Расположение запального пламени под горелкой может привести к запаздыванию зажигания газа, выходящего из нее, и заполнению топки взрывоопасной газовоздушной смесью. Если пламя запальника вводится непосредственно в стабилизирующий туннель, то его расположение может быть любым.
Запальник вводят в запальное отверстие таким образом, чтобы его устье отстояло от края потока газовоздушной смеси основной горелки на 100—200 мм. В поток газовоздушной смеси основной горелки должна входить только вторая половина запального пламени, а корень (у устья запальника) следует защищать от срыва, удаляя его от основного потока смеси.
Розжиг инжекционных горелок типа БИГ осуществляют, вводя горящий запальник через один из нижних смесителей.
При розжиге многофакельных, подовых, форкамерных и других горелок, располагаемых на поду топки, запальник вводят к горелке, как правило, сверху.
Первичный пуск котлов и подготовку к нему производят в таком же порядке, как и после временного перерыва; включение автоматики в работу определяется инструкцией.
Если агрегаты, работающие на разных видах топлива, имеют общий боров, пуск их на газовом топливе должен производиться при неработающих других агрегатах. Когда агрегаты, использующие другие виды топлива, находятся в работе и не могут быть остановлены, необходимые мероприятия безопасности при пуске агрегатов на газовом топливе устанавливают в каждом случае по согласованию с органами Ростехнадзора.
Обслуживание агрегатов. Оператор, обслуживающий котел, обязан явиться на работу за 10—20 мин до начала смены для ознакомления с состоянием оборудования и вспомогательных устройств, просмотра записей в сменном журнале и приемки смены.
Обслуживая тепловые агрегаты, следует руководствоваться требованиями эксплуатационных инструкций и режимных карт.
Производительность агрегатов, оборудованных несколькими горелками, можно регулировать, изменяя тепловую мощность всех горелок или число работающих горелок. При этом следует иметь в виду, что равномерное изменение тепловой мощности всех горелок, установленных на агрегате, позволяет хотя бы приближенно поддерживать оптимальные условия его работы. Включение или выключение отдельных горелок может привести к неравномерному распределению тепловых потоков в топке и газоходах, к так называемым тепловым перекосам и к пере
греву выключенных горелок (исключение составляют агрегаты, рассчитанные на изменение тепловой мощности отключением части горелок, например, котлы ПТВМ). Изменение тепловой мощности горелок должно укладываться в допустимый диапазон их устойчивой работы в соответствии с паспортами или режимными картами. При выборе режимов работы агрегата и отдельных горелок следует также иметь в виду, что, как правило, горелка может показать наилучшие результаты на нагрузках, близких к номинальным.
При тепловом перекосе возможна авария с котлом из-за нарушения плотности швов, вальцовки труб, а также неправильной циркуляции и изменения уровня воды в нем. По этой же причине нельзя допускать, например, работы двух жаротрубных котлов на одной жаровой трубе; в случае необходимости сокращения нагрузки котла следует уменьшить тепловую мощность горелок.
Изменяя тепловую мощность горелок, установленных на агрегатах, в топках которых должно поддерживаться разрежение, необходимо следить за его значением и регулировать его направляющим устройством дымососа, а при отсутствии такового — шибером. Нельзя допускать работу топки без разрежения или с противодавлением, когда продукты горения прорываются в помещение через отверстия в кладке. Только в специальных котлах, рассчитанных на противодавление в топке, может быть допущено такое сжигание газа. Также недопустимо работать при слишком большом разрежении, которое способствует отрыву пламени от горелок, повышению потерь теплоты с уходящими газами, созданию в печах окислительной атмосферы и снижению в них температуры.
Нельзя допускать работу котлов с большой перегрузкой или, наоборот, слабо нагруженных. Это ведет к снижению их КПД и перерасходу топлива. Нагрузку котельной (по давлению пара, количеству его или температуре воды) следует регулировать изменением производительности не всех, а одного-двух котлов, которые должны обслуживаться наиболее квалифицированным персоналом. Остальные котлы должны работать по возможности на постоянных оптимальных режимах. При остановке котлов (в резерв, на ремонт и т.д.) через 5—10 мин после прекращения горения необходимо закрыть их шиберы во избежание уменьшения разрежения у работающих котлов.
Отключение агрегатов. Отключение агрегатов на короткое время необходимо производить в следующем порядке.
1.	Снизить давление газа перед горелками до минимального, допускаемого по инструкции, поочередным уменьшением подачи воздуха и газа, затем быстро закрыть воздушную заслонку и рабочее запорное устройство горелки. На горелках с принудительной подачей воздуха после уменьшения их нагрузки до минимальной допускается сразу закрыть подачу газа, а затем уже воздуха. Если такие горелки имеют длинные смесительные трубопроводы, то безопаснее останавливать их по первому способу. Диффузионные горелки (например, подовые и вертикально-щелевые), инжекционные типа ИГК, БИГ и некоторые другие можно выключать без поочередного снижения давления воздуха и газа, сразу закрывая газовое запорное устройство, а затем, если это необходимо, перекрывая подачу воздуха. У горелок ИГК воздушную заслонку при выключении горелки закрывать не следует во избежание перегрева металлических стабилизирующих пластин и стержней.
2.	Проверить, прекратилось ли горение газа у горелок. Продолжение горения указывает на неплотность рабочего запорного устройства. В таком случае следует вновь открыть это запорное устройство, отрегулировать работу горелки на минимальном давлении газа, вызвать ответственного за газовое хозяйство и действовать по его указаниям. Если ответственного лица нет, а агрегат необходимо остановить, сразу после закрытия рабочего запорного устройства закрывают контрольное и открывают кран трубопровода безопасности. В сменном журнале делается запись о том, что рабочее запорное устройство пропускает газ.
3.	После закрытия рабочего и контрольного запорных устройств и открытия крана на трубопроводе безопасности нужно закрыть краны к запальнику, к горелке постоянного огня (при наличии ее), а также к манометрам, указывающим давление газа и воздуха перед горелками.
4.	У горелок с принудительной подачей воздуха приоткрыть воздушные заслонки, а у инжекционных — шайбы для вентиляции топки.
5.	Через 5—10 мин после прекращения работы горелок остановить вентилятор и закрыть шибер за котлом. При отключении всех агрегатов котельной на длительное время, когда в котельной не остается сменный обслуживающий персонал, следует закрыть запорное устройство на вводе и открыть кран на продувочном трубопроводе.
Если одновременно с остановкой котельной полностью прекращается расход газа через регулятор, то перед закрытием за
порных устройств последней горелки нужно открыть кран на продувочном трубопроводе и не закрывать его до тех пор, пока в ГРП (ГРУ) не будет закрыто запорное устройство перед регулятором и не будет открыт продувочный трубопровод после него. Отключать один из группы агрегатов нужно постепенно, уменьшая расход газа в горелках, как указано в п. 1. При резком выключении агрегата регулятор не может сразу перестроиться на новый режим работы, давление газа в сети может повыситься и ПЗК в ГРП (ГРУ) сработает и отключит всех потребителей.
Агрегаты, оборудованные автоматикой, отключают в соответствии с инструкциями по обслуживанию автоматики.
При обнаружении запаха газа в помещении необходимо:
1)	погасить все открытые огни, в том числе и горелки;
2)	открыть окна и двери в помещениях, создать сквозняк;
3)	проверить положение и состояние запорных устройств и приборов на газопроводе, т.е. возможность утечки газа через них;
4)	вызвать лицо, ответственное за газовое хозяйство, а в случае его отсутствия сообщить в аварийную службу Горгаза;
5)	искать утечку газа при помощи газоискателя, мыльного раствора, на слух и по запаху. До устранения утечки газа возобновление работы воспрещается.
Профилактическое обслуживание и ремонт оборудования. Лица, принимающие смену, тщательно проверяют оборудование и постоянно наблюдают за его состоянием во время работы; лицо, ответственное за газовое хозяйство, ежедневно посещает газовые установки и не реже 2 раз в месяц осматривает газопровод котельной, установленные на нем приборы и арматуру, а также горелки.
Осмотр производится по заранее составленному графику с последующей отметкой в журнале профилактического обслуживания и текущих ремонтов оборудования газового хозяйства предприятия. При осмотре обращают внимание на;
1)	плотность сварных и резьбовых соединений газопроводов, фланцевых соединений и сальников арматуры и приборов газопровода, мест присоединения горелок. Утечки газа обнаруживают смачиванием мыльной эмульсией всех мест, где возможен пропуск газа. Применение огня для поиска утечек запрещается;
2)	исправность запорных устройств (кранов, задвижек, вентилей), легкость их хода, плотность закрытия, наличие смазки, плотность сальников;
3)	исправное состояние всех горелок (основных, постоянного огня, запальных и т.п.). Горелки не должны быть забиты са-
жей или покрыты грязью; воздушные их заслонки должны поворачиваться свободно и иметь необходимый ход от полного открытия до плотного закрытия. В горелках не должно быть прогоревших мест, отверстия для выхода газа и газовоздушной смеси должны быть чистыми. Огнеупорные туннели, футеровка, кладка и другие огнеупорные части топки не должны иметь обвалов и других повреждений. Газомазутные горелки не должны быть закоксованы;
4)	исправность КИП и автоматики. Действие автоматики проверяют, как правило, не реже 1 раза в 7 дней;
5)	наличие достаточного разрежения в дымоходах и вентиляционных каналах помещения, на исправность взрывных клапанов. Дымовые и вентиляционные каналы проверяют на проходимость, чистоту и исправность, как правило, не реже 4 раз в год.
При профилактических осмотрах лица, ответственные за газовое хозяйство, обязаны проверять работу операторов и инструктировать их, чтобы обеспечить оптимальные режимы работы агрегатов и системы газоснабжения. Если отсутствуют автоматические газоанализаторы, следует периодически делать анализ состава продуктов горения при помощи переносных газоанализаторов. Необходимо также следить за температурой отходящих газов за агрегатом.
Утечку газа в сальниках арматуры и приборов устраняют смазкой шпинделей, подтяжкой сальников, добавлением или заменой набивки и притиркой кранов. Утечку через пробковые натяжные краны ликвидируют их смазкой и подтяжкой хвостовых гаек или притиркой.
При неплотности фланцевых соединений осторожно подтягивают гайки болтов, расположенных крест-накрест, или меняют прокладки.
Смазывать шпиндели и пробки кранов снаружи и подтягивать сальники, хвостовики и фланцы можно во время работы установки в присутствии лица, ответственного за газовое хозяйство. Остальные работы, а также замену запорных устройств новыми производят под руководством лица, ответственного за газовое хозяйство, с соблюдением правил техники безопасности, специальным инструментом при отключенном газопроводе.
Утечку газа через соединения в горелках устраняют подтягиванием этих соединений, заменой уплотнений и прокладок. Отверстия для выхода газа в горелках постоянного огня и запальных прочищают, заплавленные — восстанавливают. Части
горелок, пришедшие в негодность, заменяют новыми. Поврежденные части огнеупорных устройств топки восстанавливают, так как от их состояния зависят устойчивость и экономичность работы горелок. При обвале футеровки агрегат останавливают до ее восстановления.
До начала ремонтных работ внутри топок или газоходов обязательно надо отключить газопровод агрегата, для чего закрыть запорные устройства на газопроводе, установить заглушку после (по ходу газа) отключающего запорного устройства, а также отсоединить и заглушить пробками трубопроводы продувочные и безопасности, если они соединяются с продувочными газопроводами других агрегатов. Кроме того, топку и дымоходы продувают воздухом в течение 15—20 мин, для чего открывают шибер за агрегатом и включают дутьевой вентилятор и дымосос (если они имеются).
С помощью газоанализатора проверяют отсутствие газа в топке и газоходах. На задвижках и кранах газопроводов ремонтируемых агрегатов укрепляют таблички с надписью: «Не включать — ремонт».
Поверхности нагрева агрегатов и их газоходы не реже 1 раза в месяц проверяют на отсутствие сажи.
Сроки проведения и объем текущего или капитального ремонта оборудования газового хозяйства предприятий определяют на основании результатов профилактических осмотров. Работы, которые могут быть выполнены немедленно или в ближайший перерыв в работе агрегата, не должны откладываться. При аварийном состоянии агрегат должен быть остановлен для устранения неисправностей.
Независимо от результатов профилактических ремонтов полную ревизию запорных устройств, приборов КИП и автоматики, установленных на газопроводах, проводят, как правило, не реже 1 раза в год. При этом перечисленные устройства должны быть разобраны, детали их тщательно очищены, поврежденные уплотняющие поверхности притерты, набивка сальников и смазка заменены. Изношенные запорные устройства заменяют новыми.
Ремонт с изменениями в конструкции газопроводов и их оборудования, а также связанный с перерывом нормального газоснабжения предприятия предварительно согласуется с Горга-зом.
Техническое обслуживание газопроводов и газового оборудования на предприятии должно проводиться газовой службой
самого предприятия либо по договору с Горгазом. При наличии газовой службы на предприятии создается некоторый запас деталей газогорелочного и топочного оборудования (запорной, регулирующей, измерительной газовой арматуры и приборов); огнеупорных материалов высокого класса (кирпича, глины и других материалов, входящих в состав кладки и футеровки туннелей); взрывобезопасного инструмента, осветительной аппаратуры, противогазов, спасательных поясов и т.п. Для сокращения сроков ремонта заранее подготавливают необходимые материалы и новую арматуру, приборы, прокладочные, набивочные и смазочные материалы, необходимый инструмент.
Набивочные и смазочные материалы, а также необходимый взрывобезопасный инструмент должны постоянно находиться в наличии для возможности немедленного проведения несложного ремонта, допускаемого на работающих агрегатах. Смазочные материалы хранят в плотно закрытых металлических ящиках, а инструмент — на специальном щите.
После ремонта газопровод испытывают согласно существующим положениям в присутствии представителей Ростехнадзора и Горгаза или проверяют на плотность мыльной эмульсией под рабочим давлением газа, если ремонт ограничивался заменой неисправных газовых приборов однотипными или сменой участка газопровода в пределах 2 резьбовых соединений.
В каждом отопительном сезоне ввод в действие отопительных котельных разрешается при наличии акта о ремонте газопроводов, газового оборудования, автоматики безопасности, КИП, дымоотводящих устройств, систем вентиляции и электроосвещения, о пригодности котлов для эксплуатации, газонепроницаемости перекрытия и стен (для встроенных котельных) и акта проверки готовности котельной, составленного комиссией, в которую входят представители Горгаза и лицо, ответственное за эксплуатацию котельной, а также при наличии удостоверений о проверке знаний ответственного лица и обслуживающего персонала.
На предприятии, имеющем газоиспользующие агрегаты, должны быть специальные журналы для записи замечаний лицами, производящими контроль их работы, — представителями Горгаза, Ростехнадзора и других организаций, а также эксплуатационные паспорта на ГРП (ГРУ) и наружные газопроводы.
Глава 12. Газоопасные и аварийновосстановительные работы систем газоснабжения котельной
12.1.	Виды газоопасных работ, меры безопасности при выполнении газоопасных работ
К газоопасным работам относятся:
1)	присоединение вновь построенных газопроводов к действующей газовой сети;
2)	пуск газа в газопроводы и другие объекты систем газоснабжения при вводе в эксплуатацию, после ремонта и их расконсервации;
3)	техническое обслуживание и ремонт действующих внутренних и наружных газопроводов, газооборудования ГРП (ГРУ), газоиспользующих установок;
4)	удаление закупорок, установка и снятие заглушек на действующих газопроводах, а также отсоединение от газопроводов или замена оборудования и отдельных узлов;
5)	отключение от действующей сети и продувка газопроводов, консервация и расконсервация газопроводов и оборудования сезонного действия;
6)	обход наружных газопроводов, ремонт, осмотр и проветривание колодцев, проверка и откачка конденсата из конденсатосборников;
7)	раскопка грунта в местах утечек газа до их устранения;
8)	все виды ремонта, связанные с выполнением огневых и сварочных работ на действующих газопроводах, ГРП (ГРУ).
Все перечисленные выше газоопасные работы должны выполняться под руководством специалиста или руководителя, за исключением присоединения или отсоединения без применения сварки отдельных бытовых газовых приборов и аппаратов, проведения ремонтных работ без применения сварки и газовой резки на газопроводах низкого давления диаметром не более 50 мм, обхода наружных газопроводов, ремонта, осмотра и проветривания колодцев, проверки и откачки конденсата из конденсатосборников, а также технического обслуживания внутренних газопроводов и газоиспользующих установок.
Руководство указанными работами допускается поручать наиболее квалифицированному рабочему.
На проведение газоопасных работ выдается наряд-допуск, предусматривающий разработку и последующее осуществление
комплекса мероприятий по подготовке и безопасному проведению этих работ.
В организации должен быть разработан и утвержден главным инженером (техническим директором) перечень газоопасных работ, в котором необходимо отметить работы, выполняемые без оформления наряда-допуска по утвержденным для каждого вида работ производственным инструкциям, обеспечивающим их безопасное проведение.
Газоопасные работы должны выполняться бригадой в составе не менее двух человек.
Ремонтные работы в колодцах, туннелях, траншеях и котлованах глубиной более 1 м, в коллекторах и внутри резервуаров должны производиться бригадой не менее чем из трех рабочих.
Лица, имеющие право выдачи нарядов, утверждаются приказом по организации газового хозяйства или организации, осуществляющей эксплуатацию системы газоснабжения собственной газовой службой. Эти лица назначаются из числа руководящих работников и специалистов, сдавших соответствующий экзамен.
Периодически повторяющиеся газоопасные работы, выполняемые в аналогичных условиях, как правило, постоянным составом работающих, могут производиться без оформления наряда-допуска по утвержденным для каждого вида работ производственным инструкциям, обеспечивающим их безопасное проведение.
К таким работам относятся: обход наружных газопроводов, ремонт, осмотр и проветривание колодцев; проверка и откачка конденсата из конденсатосборников, а также техническое обслуживание газопроводов и газового оборудования без отключения газа, техническое обслуживание запорной арматуры и компенсаторов, расположенных вне колодца, работы на промышленных печах и установках, являющиеся неотъемлемой частью технологического процесса.
Указанные работы должны регистрироваться в журнале учета работ.
Пуск газа в газопроводы высокого давления, работы по присоединению газопроводов высокого и среднего давлений, ремонтные работы в ГРП (ГРУ) с применением сварки и газовой резки, ремонтные работы на газопроводах среднего и высокого давлений «под газом» с применением сварки и газовой резки, снижение и восстановление давления газа в газопроводах высокого и среднего давления, связанные с отключением потребителей, отключение и последующее включение подачи газа в целом
на производство — эти виды работ производятся по специальному плану, утвержденному главным инженером эксплуатационной организации.
В плане указывают: последовательность проведения операций, расстановку людей, потребность в механизмах и приспособлениях, мероприятия, обеспечивающие максимальную безопасность, лица, ответственные за проведение каждой газоопасной работы и за общее руководство и координацию действий.
Каждому ответственному лицу выдается отдельный наряд-допуск на проведение газоопасной работы в соответствии с планом.
К плану и наряду-допуску прилагается исполнительный чертеж с указанием места и характера производимой работы. Перед началом газоопасных работ лицо, ответственное за их проведение, должно проверить соответствие исполнительного чертежа фактическому расположению объекта на месте.
Работы по локализации и ликвидации аварийных ситуаций производятся без наряда-допуска до устранения прямой угрозы жизни людей и повреждения материальных ценностей. После устранения угрозы работы по приведению газопроводов и газооборудования в технически исправное состояние должны производиться по наряду-допуску.
В случае когда аварийная ситуация от начала до конца ликвидируется аварийной службой, составление наряда-допуска не требуется.
Наряды-допуски на газоопасные работы должны выдаваться заблаговременно для необходимой подготовки к работе. В наряде-допуске указывают срок его действия, время начала и окончания работы. При невозможности окончить ее в установленный срок наряд-допуск на газоопасные работы подлежит продлению лицом, выдавшим его.
Наряды-допуски должны регистрироваться в специальном журнале.
Ответственное лицо за проведение газоопасных работ, получая наряд-допуск и возвращая его по окончании работы, обязано расписываться в журнале.
Наряды-допуски должны храниться не менее одного года. Наряды-допуски, выдаваемые на первичный пуск газа, врезку в действующий газопровод, хранятся постоянно в исполнительнотехнической документации на данный объект.
Если газоопасные работы, выполняемые по наряду-допуску, производятся в течение более одного дня, ответственный за их
выполнение обязан ежедневно докладывать о положении дел лицу, выдавшему наряд-допуск.
Командированному персоналу наряды-допуски выдают на весь срок командировки. Производство работ контролируется лицом, назначенным организацией, производящей работы.
Перед началом газоопасной работы ответственный за ее проведение обязан проинструктировать всех рабочих о необходимых мерах безопасности. После этого каждый рабочий, получивший инструктаж, должен расписаться в наряде-допуске.
В процессе проведения газоопасной работы все распоряжения должны даваться лицом, ответственным за работу. Другие должностные лица и руководители, присутствующие при проведении работы, могут давать указания рабочим только через ответственного за проведение данной работы.
Газоопасные работы должны выполняться, как правило, в дневное время. Работы по локализации и ликвидации аварийных ситуаций выполняют в любое время в присутствии и под непосредственным руководством специалиста или руководителя.
В городах северной климатической зоны газоопасные работы могут производиться независимо от времени суток.
При ремонтных работах в загазованной среде должны применяться инструменты из цветного металла, исключающего возможность искрообразования. Рабочая часть инструментов из черного металла должна обильно смазываться солидолом или другой смазкой.
Применение в загазованной среде электрических инструментов, дающих искрение, запрещается.
Рабочие и специалисты, выполняющие газоопасную работу в колодце, резервуаре, помещениях ГРП, должны быть в обуви без стальных подковок и гвоздей.
При выполнении газоопасных работ должны применяться переносные светильники во взрывозащищенном исполнении.
В колодцах, имеющих перекрытия, туннелях, коллекторах, технических подпольях, ГРП не допускается проведение'сварки и газовой резки на действующих газопроводах без отключения и продувки их воздухом или инертным газом. При отключении газопроводов после запорных устройств должны устанавливаться заглушки.
В газовых колодцах сварка и резка, а также замена арматуры компенсаторов и изолирующих фланцев допускается только после полного снятия перекрытий.
Перед началом сварки или газовой резки в колодцах, котлованах и коллекторах должна проводиться проверка воздуха на загазованность. Объемная доля газа в воздухе не должна превышать 20 % нижнего предела воспламеняемости. Пробы должны отбираться в наиболее плохо вентилируемых местах.
В течение всего времени проведения сварочных работ на газопроводах колодцы и котлованы должны вентилироваться путем нагнетания воздуха вентилятором или компрессором.
Газовая резка и сварка на действующих газопроводах допускается при давлении газа 40—200 Па. Во время выполнения работы должен осуществляться постоянный контроль за давлением. При снижении давления ниже 40 Па и повышении его свыше 200 Па резку или сварку следует прекратить.
При использовании специального оборудования, обеспечивающего безопасность и качество работ, допускается производить присоединение газопроводов без снижения давления.
Для контроля давления в месте проведения работ должен устанавливаться манометр или использоваться манометр, размещенный на расстоянии не более 100 м от места проведения работ.
При производстве работ по установке дополнительного оборудования на действующих внутренних газопроводах сварку и резку следует производить на отключенных участках, которые должны быть продуты воздухом или инертным газом.
Снижение давления газа в действующем газопроводе при выполнении работ по присоединению к нему новых газопроводов должно производиться при помощи отключающих устройств или регуляторов давления. Во избежание повышения давления газа на этом участке газопровода следует использовать имеющиеся конденсатосборники, гидрозатворы, а при необходимости (до начала работ по присоединению) устанавливать сбросной трубопровод с отключающим устройством для сброса газа, который должен, по возможности, сжигаться.
Проверка герметичности газопроводов, арматуры и приборов огнем запрещается.
Пребывание посторонних лиц, а также курение в местах проведения газоопасных работ и применение открытого огня запрещаются.
Котлованы и колодцы при проведении в них работ должны ограждаться. Котлованы должны иметь размеры, удобные для проведения работ и размещения необходимого инструмента, материалов и оборудования. Вблизи мест работ должны вывешиваться или выставляться предупредительные знаки.
При газовой резке или сварочных работах на действующих газопроводах во избежание большого пламени места выхода газа должны замазываться шамотной глиной с асбестовой крошкой.
Газопроводы при пуске газа должны продуваться газом до вытеснения всего воздуха. Окончание продувки определяют путем анализа или сжигания отбираемых проб.
Объемная доля кислорода в пробе газа не должна превышать 1 % по объему, а сгорание газа должно происходить спокойно, без хлопков.
Газопроводы при освобождении от газа должны продуваться воздухом или инертным газом до полного вытеснения газа. Окончание продувки определяют газоанализом. Остаточная объемная доля газа в продувочном воздухе не должна превышать 20 % нижнего предела воспламеняемости.
При продувке газопроводов запрещается выпускать газовоздушную смесь в помещения, лестничные клетки, а также в вентиляционные и дымоотводящие системы.
Газовоздушная смесь при продувках газопроводов должна выпускаться в местах, где исключена возможность попадания ее в здания, а также воспламенения от источника огня.
Отключаемые при демонтаже газового оборудования участки газопроводов должны отрезаться, освобождаться от газа и завариваться наглухо.
В загазованных колодцах, коллекторах и помещениях, а также вне помещений в загазованной атмосфере ремонтные работы с применением открытого огня (сварка, газовая резка) производить запрещено.
При внутреннем осмотре и ремонте котлы или другие газифицированные агрегаты должны отключаться от газопровода с помощью заглушек. Работа в топке котла или агрегата разрешается только после проветривания и проверки на загазованность.
Вскрытие и замена установленного на наружных и внутренних газопроводах оборудования (арматуры, фильтров, счетчиков и тд.) должны производиться на отключенном участке газопровода.
На отключающих устройствах должны устанавливаться заглушки.
Заглушки, устанавливаемые на газопроводах, должны соответствовать максимальному давлению газа в газопроводе, иметь хвостовики, выступающие за пределы фланцев, и клеймо с указанием давления газа и диаметра газопровода.
Набивка сальников запорной арматуры на наружных газопроводах среднего и высокого давления допускается при давлении газа не более 0,1 МПа.
Замена прокладок фланцевых соединений на наружных газопроводах допускается при давлении газа в газопроводе 40— 200 даПа.
Разборка фланцевых, резьбовых соединений и арматуры на внутренних газопроводах любого давления должна производиться на отключенном и заглушенном участке газопровода.
При ремонтных работах на газопроводах и оборудовании в загазованных помещениях должно обеспечиваться наблюдение за работающими и предотвращение внесения источника огня.
Ответственным за наличие у рабочих средств индивидуальной защиты, их исправность и применение является руководитель работ, а при выполнении работ без технического руководства — лицо, выдавшее задание.
Наличие и исправность необходимых средств индивидуальной защиты проверяют при выдаче наряда-допуска на газоопасные работы.
При организации работ руководитель обязан предусмотреть возможность быстрого вывода рабочих из опасной зоны.
12.2.	Порядок проведения аварийновосстановительных работ
Для локализации и ликвидации аварийных ситуаций в газовом хозяйстве городов и населенных пунктов организуют единые аварийно-диспетчерские службы с круглосуточной работой. В крупных котельных возможно создание специализированной аварийно-диспетчерской службы в подразделениях, обслуживающих газовое хозяйство котельной. Бригада специализированной аварийно-диспетчерской службы должна прибывать к месту аварии не более чем через 40 мин.
При извещении о взрыве, пожаре, загазованности аварийная бригада должна выехать в течение 5 мин.
Все заявки в аварийно-диспетчерскую службу должны регистрироваться с отметкой времени их поступления, времени выезда и прибытия на место аварии аварийной бригады, характера повреждений и перечня выполненных работ.
Поступившие заявки должны записываться на магнитную ленту (со сроком хранения не менее 10 суток) либо регистрироваться и обрабатываться в персональном компьютере, с ежедневной архивацией полученной информации на другие носители (дискеты и т.д.).
Аварийная бригада выезжает на специальной автомашине, оборудованной радиостанцией, сиреной, проблесковым маячком
и укомплектованной инструментом, материалами, приборами контроля, оснасткой и приспособлениями для своевременной локализации аварийных ситуаций.
При выезде для локализации и ликвидации аварий на наружных газопроводах аварийная бригада должна иметь необходимую исполнительно-техническую документацию ( планы газопроводов с привязками, схемы сварных стыков).
При выявлении объемной доли газа в помещениях котельной или ГРП более 1 % для природного газа принимают меры по немедленному отключению газопроводов от системы газоснабжения и эвакуации людей из опасной зоны.
На поврежденный газопровод для временного устранения утечки разрешается накладывать бандаж или хомут при постоянном наблюдении за этим участком.
Засыпка подземных газопроводов с наложенными на них бандажными хомутами запрещается.
Продолжительность эксплуатации внутреннего газопровода с бандажом, бинтом с шамотной глиной или хомутом не должна превышать одной смены.
Поврежденные сварные стыки (разрывы, трещины) должны ремонтироваться вваркой катушек длиной не менее 200 мм или установкой лепестковых муфт.
Сварные стыки с другими дефектами (шлаковые включения, непровар и поры сверх допустимых норм), а также каверны на теле трубы глубиной свыше 30 % толщины стенки могут усиливаться установкой муфт с гофрой или лепестковых с последующей их опрессовкой.
При механических повреждениях стальных подземных газопроводов со смещением их относительно основного положения как по горизонтали, так и по вертикали одновременно с проведением работ по устранению утечек газа должны вскрываться и проверяться радиографическим методом по одному ближайшему стыку в обе стороны от места повреждения.
При обнаружении в них разрывов и трещин, вызванных повреждением газопровода, должен дополнительно вскрываться и проверяться радиографическим методом следующий стык.
В случае выявления непровара, шлаковых включений, пор производится усиление сварного стыка.
Сварные стыки и участки труб полиэтиленовых газопроводов, имеющих дефекты и повреждения, должны вырезаться и заменяться вваркой катушек длиной не менее 500 мм с применением муфт с закладными электронагревателями.
Узлы неразъемных соединений, соединительные детали, не обеспечивающие герметичности, должны вырезаться и заменяться новыми.
Допускается ремонтировать полиэтиленовые газопроводы вваркой соединений «полиэтилен—сталь», рассчитанных на рабочее давление в газопроводе.
Поврежденные участки газопроводов, восстановленные синтетическим тканевым шлангом, заменяют врезкой катушки с использованием специального оборудования для проведения работ на газопроводах без снижения давления.
Допускается осуществлять ремонт таких газопроводов аналогично стальным.
Работы по ликвидации аварий или аварийной ситуации могут передаваться эксплуатационным службам после того, как будут приняты все меры, исключающие возможность взрывов, пожаров, отравлений.
Контрольные вопросы
1.	Каковы основные мероприятия при подготовке котла к пуску?
2.	Каковы основные мероприятия при обслуживании котла при его работе?
3.	Назовите основные мероприятия при останове котла.
4.	Какие могут быть причины аварийной остановки котла?
5.	Каковы действия персонала при аварийной остановке котла?
6.	Назовите основные мероприятия по обслуживанию подземных и надземных газопроводов.
7.	Как обслуживают ГРП (ГРУ) при пуске, работе и выключении?
8.	Основные мероприятия по профилактическому обслуживанию и ремонту ГРП (ГРУ).
9.	Какие вы знаете основные мероприятия по подготовке к пуску и пуск газового оборудования котла?
10.	Как осуществляют профилактическое обслуживание и ремонт газового оборудования котлов?
11.	Какие виды газоопасных работ вы знаете?
12.	Назовите основные меры безопасности при выполнении газоопасных работ.
13.	Каков порядок оформления наряда-допуска на газоопасные работы?
14.	Как проводятся аварийно-восстановительные работы?
Раздел VI. ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАБОТЫ ГАЗИФИЦИРОВАНННЫХ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ
Глава 13. Показатели эффективности сжигания газового топлива
13.1. Тепловой баланс котла
Всю поступившую в котельный агрегат теплоту, полученную при сгорании топлива, расходуют на выработку полезной теплоты (в виде пара или горячей воды) и на покрытие тепловых потерь, возникающих в процессе работы. Тепловым балансом котельного агрегата называют равенство между поступившей в него теплотой и суммой выработанной полезной теплоты и теплоты, израсходованной на покрытие тепловых потерь. Поступившую в котельный агрегат теплоту называют располагаемой теплотой. Располагаемая теплота 0р₽, кДж/кг, определяется по формулам:
для твердого и жидкого топлива
0РР= 0НР+ 0ВВН+ 0Т + 0ф,	(13.1)
а для газообразного топлива
0рр=0нс+0в.вн+0т,	.	(13.2)
где 0нр — низшая теплота сгорания рабочей массы твердого или жидкого топлива, кДж/кг;
0НС — низшая теплота сгорания сухой массы газообразного топлива, кДж/м3;
0в.вн ~ теплота, внесенная в котельный агрегат воздухом при подогреве его вне агрегата отработанным паром или другим теплоносителем, кДж/кг или кДж/м3;
,0Т — физическая теплота, внесенная топливом, кДж/кг или кДж/м3;
Оф — теплота, вносимая в агрегат при паровом распыле жидкого топлива, кДж/кг;
О..вн=а(4°в-'в°);	(13.3)
0Т = Ст/т;	(13.4)
Оф=РГф(/ф-2520).	(13.5)
Здесь а — коэффициент избытка воздуха — отношение количества воздуха на входе в котельный агрегат (в воздухоподогреватель) к теоретически необходимому;
гх°в> гв° — теплосодержание теоретически необходимого количества холодного воздуха и воздуха на входе в котельный агрегат, кДж/кг;
ст — удельная теплоемкость рабочего топлива, кДж/(кг-К) или кДж/(м3-К);
/т — температура топлива, °C;
«ф — энтальпия сухого насыщенного пара, идущего на распыление, кДж/кг;
Иф — расход пара на распыление мазута, равный 0,2— 0,4 кг/кг.
Тепловой баланс составляется для установившегося теплового режима испытываемого котельного агрегата на 1 кг твердого и жидкого топлива или на 1 м3 газообразного топлива при нормальных условиях. Уравнение теплового баланса имеет вид:
2РР = Qi + Q2 + Q3 + 24 + Qs + 2б>	(13.6)
где	— полезная теплота, выработанная котель-
ным агрегатом, кДж/кг или кДж/м3;
Q2 — потеря теплоты с уходящими продуктами горения, кДж/кг или кДж/м3;
Q3 — потеря теплоты от химической неполноты сгорания, кДж/кг или кДж/м3;
Q4 — потеря теплоты от механической неполноты сгорания (имеет место только при сжигании твердого топлива), кДж/кг;
Qs — потеря теплоты в окружающую среду (от наружного охлаждения), кДж/кг или кДж/м3;
Q6 = 2б шл + 2б охл — потеря теплоты с физической теплотой шлака и потеря на охлаждение, не включенные в циркуляционную схему котла панелей и балок (06 шл — имеет место только при сжигании твердого топлива), кДж/кг или кДж/м3.
Продукты сгорания покидают котел при достаточно высокой температуре, как правило, 120—140 °C. Дополнительное снижение этой температуры за счет установки дополнительных поверхностей нагрева невыгодно, так как из-за небольшой разности температур между греющим и нагреваемым теплоносителем потребуется очень большая поверхность теплообмена, что сильно
увеличит расход металла на котел. Кроме того, значительное понижение температуры уходящих газов вызывает конденсацию водяного пара, находящегося в продуктах сгорания, что может вызвать коррозию этих поверхностей. Поэтому теплота, которую можно было получить, если охладить газы от их температуры на выходе из котла до температуры окружающего воздуха, оказывается потерянной. Величина этих потерь для газообразного топлива определяется как отношение разности теплосодержаний продуктов сгорания и поступающего воздуха в топку к низшей теплоте сгорания топлива. Потеря с уходящими газами Q2 обычно является наибольшей и составляет 4—10 % подведенной теплоты. ,
Потеря теплоты от химической неполноты сгорания 03 обусловлена наличием в продуктах сгорания горючих элементов (чаще всего СО, но может быть Н2, СН4),что происходит из-за недостаточного количества воздуха или плохого его перемешивания с топливом. Для работающего котла эта потеря определяется по данным анализа продуктов сгорания на СО, Н2, СН4.
Увеличение избытка воздуха в топке ведет к уменьшению потери от химической неполноты сгорания, но повышает потерю с уходящими газами, так как приходится нагревать дополнительное количество воздуха, не участвующего в процессе горения. Наиболее экономичная работа котла получается в том случае, если сумма обеих потерь минимальна.
Потеря от наружного охлаждения (в окружающую среду) обусловлена тем, что температура всех наружных поверхностей котлоагрегата выше, чем температура окружающей среды, и эта поверхность отдает теплоту как конвекцией, так и излучением. Количество этой теплоты можно подсчитать, зная температуру и площади всех ограждающих поверхностей котла и температуру окружающей среды. Для крупных котлов эта величина составляет 0,3—0,4 %, для малых — достигает 5 %.
Физическую теплоту, внесенную топливом, Qr следует учитывать только при сжигании мазута в форсунках любого Типа, а теплоту, вносимую при паровом распыле, — только при установке редко применяемых паровых форсунок. Теплота, внесенная в топку воздухом при подогреве его вне котельного агрегата, может не учитываться, если температура воздуха измеряется на входе в котельный агрегат (в воздухоподогреватель). Это упрощает испытания и составление теплового баланса за счет исключения из Q ? величины О„ *'В.ВН
Эксплуатационные и наладочные испытания обычно проводят с определением КПД котельной установки с точностью до 2 %. Следовательно, при этих испытаниях физическая теплота топлива, вносимая с подогретым мазутом, может не учитываться, так как дает относительную погрешность при определении КПД менее 0,8 %.
Уравнение теплового баланса котельного агрегата с учетом сказанного о располагаемой теплоте и потерях теплоты при сжигании различных топлив примет вид:
для твердого топлива (в кДж/кг)
0НР = Q\ + Q2 + 0з + 04 + Qs+ $>>	(13.7) _
для жидкого топлива (в кДж/кг)
0НР = Qi + 02 + 0з + 05 + 06 ow (13.8) для газообразного топлива (в кДж/м3)
0НС = 01 + 02 + 03 + 05 + 06 охл- (13.9)
Коэффициентом полезного действия (брутто) котельного агрегата называют отношение выработанной котельным агрегатом теплоты к располагаемой теплоте (в процентах):
Пбр^хЮО.	(13.10)
0р
Потери теплоты в котельном агрегате также относят к располагаемой теплоте (в процентах):
9/=^хЮ0.	(13.11)
Разделив обе части уравнений (13.7)—(13.9) на низшую теплоту сгорания рабочей массы топлива, получим уравнение теплового баланса котельного агрегата в следующем виде:
для твердого топлива (в процентах)
100 = Пбр + ?2 + 9з + ?4 + 05 + 9б;	(13.12)
для жидкого и газообразного топлива (в процентах)
10° = Пбр + ?2 + 9з + ?5 + 9бохл-	(13.13)
Из этих уравнений может быть определен КПД котла (брутто), если известны потери теплоты.
В результате эксплуатационных испытаний при отсутствии продувки, отпуска насыщенного пара мимо пароперегревателя и вторичного перегрева пара КПД котельного агрегата ( в процентах) может быть определен и по уравнению:
Пбр"Д(/дё/"х100,	(13Л4)
где D — паровая нагрузка котла, кг/с;
/пе — энтальпия перегретого пара или при отсутствии пароперегревателя энтальпия насыщенного пара, кДж/кг;
i'n в — энтальпия питательной воды на входе в индивидуальный водяной экономайзер, кДж/кг;
В — расход топлива, кг/с или м3/с.
13.2.	Методика теплотехнических расчетов профессора М.Б. Равича
Техника теплотехнических расчетов, базируясь на основных уравнениях, может развиваться в направлении их уточнения путем введения новых дополнительных факторов или в направлении упрощения расчета для облегчения применения его в инженерной практике. Последнее направление весьма перспективно, если оно не искажает сущности рассчитываемых физических процессов и обеспечивает необходимую точность решения практических вопросов. Российскими учеными создан ряд упрощенных методик теплотехнических расчетов.
Опыт работы различных наладочных организаций и исследовательских институтов, выполнивших за последние годы большое число испытаний котельных агрегатов, показал, что при сжигании газообразного и жидкого топлива обработку результатов эксплуатационных испытаний целесообразно производить по упрощенной методике, разработанной проф. М. Б. Равичем.
В основу упрощенной методики положены более стабильные характеристики, чем теплота сгорания топлива, которая испытывает заметные колебания при изменении элементарного состава горючей массы топлива. При расчете по упрощенной методике используются следующие характеристики:
1)	максимальная температура /макс, развиваемая при полном сгорании топлива в теоретических условиях, т.е. при коэффициенте избытка воздуха, равном единице, без потерь теплоты (жа-ропроизводительность топлива);
2)	количество теплоты Qpc, приходящееся на 1 м3 ( при нормальных условиях) сухих продуктов горения, выделяющееся при полном сгорании рабочего топлива в теоретически необходимом количестве воздуха;
3)	отношение В объемов сухих и влажных продуктов горения в теоретических условиях;
4)	изменение h объема сухих продуктов горения в реальных условиях по отношению к объему сухих продуктов горения в теоретических условиях.
При обработке результатов испытаний по упрощенной методике не требуется определения теплоты сгорания топлива, что значительно сокращает время испытаний и обработки опытных данных. Так как упрощенная методика базируется на обобщенных константах продуктов горения, определение их состава должно выполняться тщательно.
Составление теплового баланса и расчет отдельных потерь теплоты производятся в следующем порядке.
1.	По результатам анализа продуктов горения, полученным с помощью газоанализатора, определяется содержание RO2MaKC:
при неполном горении
100(RQ2+C0 + CH4)
Df)	_ ______*	-Г -г ,4 Z______
2макс юо-4,76(Q2-0,5CO-0,5H2-2CH4)’ f
при полном горении
(	= iooro2
2макс 100—4,76Q2 ‘
(13.16)
Если вид топлива известен, то полученное по анализу продуктов горения значение сравнивается с табличными данными (табл. 13.1). Заметное расхождение между значениями RO2MaKC, подсчитайными по анализу продуктов горения, и табличными данными (более 0,3 %) указывает на ошибку анализа или на отклонение состава сжигаемого топлива от усредненных данных.
2.	Определяется коэффициент, показывающий увеличение объема продуктов горения вследствие содержания в них избыточного воздуха по отношению к объему сухих продуктов горения в теоретических условиях;
h ____^^2макс__
RO2+CO + CH4’
(13.17)
где КО2макс — максимальное суммарное содержание в сухих газах СО2 и SO2 (SO2 образуется только при
сжигании сернистых топлив); значение ИО2макс для природного газа, мазута и других газов приведено в таблице 13.1;
RO2, СО, СН4 — суммарное содержание сернистого ангидрида и углекислого газа, содержание оксида углерода и метана в сухих продуктах горения по данным анализа газоанализатором при испытании, %.
Таблица 13.1
Некоторые характеристики и коэффициенты газообразного и жидкого топлива, необходимые для составления теплового баланса (по данным М. Б. Равича)
Топливо	(?н₽ ДЛЯ газа, кДж/м3, для жидкого топлива, кДж/кг	t °C ’макс’	Содержание ^^2макс’ %	Пр , *н.с’ кДж/м3	В
Природный газ	35 700	2010	11,8	4200	0,80
Нефтепромысловый газ	59 640	2050	13,2	4200	0,83
Коксовый газ	17 640	2090	10,4	4578	0,77
Доменный газ	4 116	1470	24,5	2604	0,98
Генераторный газ	1 200	1660	20,0	2940	0,91
Малосернистый мазут	39 354	2100	16,5	4053	0,88
Сернистый мазут	39 354	2100	16,0	4074	0,87
Соляровое масло	42 462	2098	15,6	4095	0,87
3.	Подсчитывается потеря теплоты с уходящими газами (в процентах):
если h > 1,
^[С' + (й-1)О]Ю0;	(13.18)
^макс
если h < 1,
g2 =z^ ~//b-3 С'А ЮО,	(13.19)
^макс
где /ух — средняя температура уходящих газов по данным измерений при испытании, °C;
/вз — средняя температура воздуха, забираемого вентилятором, а при его отсутствии температура воздуха, поступающего в горелки, по данным измерений при испытании, °C;
/макс — жаропроизводительность топлива, принимается по данным табл. 13.1;
/ — коэффициент, характеризующий отношение произведения действительного объема воздуха, поданного в топку, и его удельной теплоемкости к произведению объема продуктов горения и их удельной теплоемкости (принимается для природного газа 0,85, а для жидкого топлива и нефтяных газов — 0,9);
В — коэффициент, показывающий отношение объема сухих продуктов к объему влажных продуктов горения в теоретических условиях, принимается по табл. 13.1;
С — поправочный коэффициент, показывающий отношение средневзвешенной удельной теплоемкости не разбавленных воздухом продуктов горения в температурном интервале от 0 °C до /ух к их средневзвешенной удельной теплоемкости в температурном интервале от 0 °C до /макс, принимается по данным табл. 13.2;
К — поправочный коэффициент, показывающий отношение средней удельной теплоемкости воздуха в температурном интервале от 0 °C до /ух к средневзвешенной удельной теплоемкости не разбавленных воздухом продуктов горения в температурном интервале от 0 °C до /макс, принимается по данным табл. 13.2.
4.	Вычисляется потеря теплоты от химической неполноты горения (в процентах):
127,84СО +118,36Н2 + 359,31СН4 , , АП
ft =---------------------------~h' °0,	(13-2°)
Ун .с
где Qpc — низшая теплота сгорания рабочего топлива, отнесенная к 1 м3 (при нормальных условиях) сухих продуктов сгорания, образующихся при сжигании топлива в теоретических условиях, принимается по данным табл. 13.1;
СО, Н2, СН4 — содержание оксида углерода, водорода и метана в уходящих продуктах горения по данным анализа, %.
Таблица 13.2
Поправочные коэффициенты С и К для газообразного и жидкого топлива (по данным М. Б. Равича)
Температура уходя-щих продуктов горения °C	Поправочные коэффициенты при жаропроизводительности			
	'макс > 1800 °С		'макс < 1800 °С	
	С	К	С	К
100	0,82	0,78	0,83	0,79
200	0,83	0,78	0,84	0,79
300	0,84	0,79	0,86	0,80
400	0,86	0,80	0,87	0,81
500	0,87	0,81	0,88	0,82
600	0,88	0,82	0,90	0,83
700	0,89	0,83	0,91	0,84
800	0,90	0,83	0,92	0,85
900	0,91	0,81	0,93	0,86
1000	0,92	0,85	0,94	0,87
13.3.	Нормирование расхода топлива
Для удобства обобщения данных при расчетах необходимого количества топлива используется так называемая величина удельного расхода топлива Ь, равная 34,12 кг у.т. на выработку 1 ГДж тепловой энергии. Для расчета натурального топлива после определения необходимого количества условного топлива осуществляют пересчет с учетом теплотехнической емкости конкретного натурального топлива. Условное топливо Ву пересчитывают в натуральное топливо Вн по следующей формуле:
5Н=^-, кгу.т.,	(13.21)
Л
где К — топливный калорический эквивалент, величина которого определяется по табл. 13.3.
Потребность в условном топливе для котельной, кг у.т., находят умножением общего количества вырабатываемой теплоты
0выр на удельную норму расхода условного топлива для выработки 1 ГДж теплоты или 1 т нормального пара:
Л=евы(А	(13.22)
где В — количество топлива на планируемый период, кг у.т.;
b — удельный расход условного топлива, кг у.т/ГДж.
Таблица 13.3
Калорический коэффициент различного топлива
Вид топлива	Единица измерения	К
Природный газ	норм, м3	1,16
Топочный мазут	кг	1,37
Топливо печное бытовое	кг	1,45
Удельный расход условного топлива, кг у.т., на выработку 1 ГДж теплоты вычисляют по формуле:
В = 34,12 • 100 / (ц^р,	(13.23)
где (т|кбар)ср — КПД котлоагрегата, соответствующий номиналь-цой загрузке котлоагрегата, %.
КПД котлоагрегата определяют на основании теплотехнических испытаний котлоагрегата, находящегося в технически исправном и отлаженном состоянии.
Если за котлоагрегатом установлен экономайзер для нагрева питательной воды (утилизатор), общий КПД котлоагрегата, %, определяют по формуле:
Пк6р = ц бР + цбр,	(13.24)
где г|кбр, цэ6р — КПД соответственно котла и экономайзера (утилизатора).
КПД экономайзера, %, вычисляют по формуле:
Пэбкр = пХ / ('п -	(13-25)
где Д/эк — прирост энтальпии воды в экономайзере, кДж/кг, равный произведению теплоемкости воды на разность температур воды на выходе и входе в экономайзер;
/п — энтальпия насыщенного пара или воды при фактических значениях давления и температуры пара на выходе из котла, кДж/кг;
/эк — энтальпия питательной воды после экономайзера, кДж/кг, принимается равной произведению тепло
емкости воды на температуру воды после экономайзера.
Удельные нормы расхода условного топлива на выработку теплоты для некоторых типов котлоагрегатов на номинальной нагрузке приведены в табл. 13.4. Удельные нормы расхода топлива на выработку одной тонны нормального пара, кг у.т/т, энтальпия которого равна 2675,5 кДж при атмосферном давлении, определяют по соотношению
Ь = Ьн(1 + Кпрод),	(13.26)
где b — удельная норма расхода условного топлива на выработку одной тонны нормального пара с учетом потерь с продувочной водой, кг у.т/т;
Ьн — расчетная удельная норма расхода топлива на выработку одной тонны нормального пара, кг у.т/т;
— коэффициент, учитывающий потери теплоты с продувочной водой.
Значения удельных норм расхода топлива на производство нормального пара приведены в табл. 13.5.
Таблица 13.4
Нормы расхода условного топлива для различных котлов
Тип котлоагрегата	Норма расхода условного топлива для котлоагрегатов на номинальной нагрузке, кг у.т./ГДж, при работе на	
	газе	ЖИДКОМ топливе
1	2	3
Паровые		
ГМ50-1, ГМ50-14, ГМ50-14/250	37,4	37,6
ТП35	—	37,0
ЛМЗ(ЗОт/ч)	36,0	—
ТП40	36,6	36,9
Б25-15ГМ, К25-14ГМ, Б25-24ГМ	36,9	37,6
ТП20	36,9	—
ТС20	37,0	37,1
ДКВР20-13	37,5	38,3
ДКВР10-13	37,6	38,2
Окончание табл. 13.4
1	2	3
ДКВР6.5-13	37,7	38,2
ДКВР4-13	37,9	38,2
ДКВР2-13	38,3	38,3
ДКВР10-13	38,4	39,9
ДКВР6.5-13	38,7	&,9
ДКВР4-13	38,8	40,0
ДКВР2-8	38,9	40,0
ДЕ25-14	37,2	37,9
ДЕ4-14	38,2	39,1
El/9, Е0,8/9, ЕО.4/9	39,6	41,6
ТМ31/8	40,7	—
ММЗО.8/8	40,8	—
ВГД28/8	40,7	— '
МЗК	41,9	43,0
Водогрейные		
ПТВМ-100, КВГМ-100	37,6	38,0
ПТВМ-50, КВГМ-50	38,3	39,1
птвм-зо, квгм-зо, квтс-зо, квтсв-зо	37,4	38,8
КВГМ-20, КВТС-20, КВТСВ-20	37,8	39,4
КВГМ-10, КВТС-10, КВТСВ-10	37,8	39,4
КВГМ-6,5, КВТС-6,5, КВТС-4, КВГМ-4	37,5	39,3
Секционные чугунные и стальные (НР-18, НИИСТУ-5 и др.)	41,3	42,6
Примечание. При наличии резервного топлива в котельной удельные нормы расхода топлива определяют дифференцированно в зависимости от продолжительности работы котельной на резервном топливе.		
Расчет паропроизводительности котельной в нормальном паре выполняют по формуле:
бн.п = ^п.рОп - гп.в) / гн.п>	(13.27)
где 6Н п — паропроизводительность котельной в нормальном паре, кг/с;
Gn р — паропроизводительность котельной в рабочем паре, кг/с;
zn, zn в — соответственно энтальпия пара и питательной воды, кДж/кг;
zHn — энтальпия нормального пара, равная 2675,5 кДж/кг.
Таблица 13.5
Удельные расходы топлива на выработку нормального пара
кпд котельного агрегата	Удельный расход топлива, кг у. т. на 1 т нормального пара	кпд котельного агрегата	Удельный расход топлива, кг у. т. на 1 т нормального пара	кпд котельного агрегата	Удельный расход топлива, кг у. т. на 1 т нормального пара
50	182,8	66	138,48	82	111,46
51	179,21	67	136,41	83	110,12
52	175,76	68	134,41	84	108,80
53	172,45	69	132,46	85	107,52
54	169,25	70	130,57	86	106,27
55	166,18	71	128,73	87	105,05
56	163,21	72	126,94	88	103,76
57	160,35	73	125,20	89	102,69
58	157,58	74	123,51	90	101,55
59	154,91	75	121,86	91	100,43
60	152,33	76	120,26	92	99,34
61	149,83	77	118,70	93	98,27
62	147,41	78	117,17	94	97,23
63	145,07	79	115,69	95	96,21
64	142,81	80	114,25	96	95,05
65	140,61	81	112,83	97	94,07
При наличии в котельной нескольких котлов среднюю-норму расхода условного топлива (кг у.т.) на выработку теплоты за планируемый период определяют как средневзвешенную по формуле:
п	п
(13.28) i=i	i=i
где bj — норма удельного расхода топлива для каждого котла, кг у.т/ГДж;
Qi — выработка теплоты (пара) каждым котлом за планируемый период, ГДж;
п — число котлов.
Удельный расход условного топлива на растопку котла с учетом технологического процесса зависит от площади поверхности нагрева котла, длительности и числа остановок котла в сезоне (табл. 13.6).
Таблица 13.6
Удельный расход условного топлива на растопку котла
Площадь поверх-ности нагрева котла, м2	Удельный расход условного топлива на 1 растопку котла (кг у.т.) при длительности остановки, ч						
	2	6	12	18	24	48	более 48
До 50	10	25	50	75	100	200	300
51-100	17	50	100	150	200	400	600
101-200	34	100	200	300	400	800	1200
201-300	52	150	300	450	600	1200	1800
301-400	68	200	400	600	800	1600	2400
401-500	85	250	500	750	1000	2000	3000
Примечания: 1. Для котлов с площадью поверхности нагрева более 500 м2 на растопку после суточного останова расход топлива равен 2-часово-му расходу топлива при его полной нагрузке. 2. Число растолок определяют графиком работ по ремонтам и обслуживанию котлов, технологическим процессом и производственным планом работы котельной.							
Потери топлива при транспортировании, разгрузке, хранении и прочих топливно-транспортных операциях учитывают коэффициентом Кпт, равным 1,055 при сжигании жидкого и газообразного топлива и 1,07 — твердого.
Установленные на предприятии нормы расхода топлива подлежат корректировке на основе проведения энергосберегающих мероприятий, эксплуатационных испытаний топливоиспользующих устройств и агрегатов. Испытания должны проводиться только после приведения объектов в исправное состояние и оформления соответствующего акта.
Для контроля экономичности работы котельных и возможности сопоставления плановых показателей с отчетными потребность в топливе и удельные расходы топлива могут быть пред
ставлены в расчете на выработку теплоты, отпускаемой с коллекторов котельной.
Потребность в условном топливе на производство теплоты, отпускаемой с коллекторов котельной, В^, кг у.т., определяют по формуле:
5mn=6OTnL10-3>	(13.29)
где Оуи, — количество теплоты, отпускаемой котельной в тепловую сеть;
^отп — Удельная норма расхода условного топлива на выработку теплоты, отпускаемой в тепловую сеть, кг у.т/ГДж.
Удельный расход условного топлива Ьтп, кг/ГДж, на отпуск теплоты можно определить по формулам:
^ = 34,12-100/1]^;	(13.30)
или
/>отп= ^/(1-Лен),	(13.31)
где ПсрнкГГ0 — средний КПД нетто котельной с учетом расхода теплоты на собственные нужды котельной, %, определяется по формуле:
ПсрТ™ = №)ср(1 -	: ЮО),	(13.32)
Кс н — коэффициент, учитывающий расход топлива на собственные нужды котельной, %, определяется по формуле:
100 п
(13.33)
где Ьс Н(- — удельный расход условного топлива на z-e нужды котельной, кг у.т/ГДж;
b — удельный расход условного топлива на выработку теплоты, кг у.т/ГДж;
п — количество различных собственных нужд котельной, требующих затрат топлива;
(г1кар)ср — средний КПД котлов, установленных в котельной.
13.4.	Определение себестоимости вырабатываемых теплоты и пара
Важнейшим экономическим показателем, определяющим эффективность работы котельной, является себестоимость отпущенной теплоты. Этот показатель в той или иной степени отражает техническую Вооруженность котельной, степень механизации и автоматизации производственных процессов, расходыва-ние материальных ресурсов и т.д. В ходе ее расчета определяют и другие экономические показатели: сметную стоимость строительства, штаты котельной, годовые эксплуатационные расходы и др. Расчет себестоимости выработанных теплоты и пара ведут в следующем порядке.
1.	Определяют установленную теплопроизводительность всех котлов в котельной, кДж/ч:
QycT = Щ =	+ ад(/п - /пв)]3600,	(13.34)
где Е(2ВОД — суммарная теплопроизводительность водогрейных котлов, кВт;
Т.Д — суммарная паропроизводительность паровых котлов, кг/с;
/п — энтальпия отпускаемого пара, кДж/кг;
/п в — энтальпия питательной воды, кДж/кг.
2.	Определяют годовой отпуск теплоты на технологию и горячее водоснабжение, ГДж/год:
Фгех.год — бгех.чЗ>6Йтех>	(13.35)
0Г.В.ГОД ~ 0г.в.л.ч^’^г.в.л + ^г.в.з.ч^’^^г.в.з’	(13.36)
где йтех — число часов использования технологической нагрузки, ч;
йг.в.л — число часов пользования горячим водоснабжением в летний период, ч;
йг в.з — число часов пользования горячим водоснабжением в зимний период, ч;
Сгех.ч — расчетная технологическая нагрузка, МВт;
0г.в.л.ч ~ часовой расход теплоты на нужды горячего водоснабжения летом, МВт;
0г.в.з.ч ~ часовой расход теплоты на нужды горячего водоснабжения зимой, МВт.
При проведении расчетов принимают Qr BJ) 4 = 0,82Qr B 3 4.
При использовании на нужды технологии пара расчетная технологическая нагрузка 0техч, МВт, определяется по следующей формуле:
<2тех.ч = ЛехОп т ~ У / Ж	(13.37)
где />тех — расход пара на нужды технологии, кг/с;
/к — энтальпия возвращаемого конденсата с производства, кДж/кг;
1ПТ — энтальпия пара, отпускаемого на нужды технологии, кДж/кг.
3.	Определяют годовой отпуск теплоты на отопление и вентиляцию, ГДж/год:
ео.в.ГОд=Оо.в.срЗ,6Йав,	(13.38)
где Qo в ср — среднечасовой отпуск теплоты на отопление и вентиляцию, МВт;
й0 в — число часов использования отопления и вентиляции в год;
0О.В.СР = Оо.в.п>ах('в.п " 'аг.ср) / ('в.п “ 'н.р)>	(13-39)
где /от ср — средняя температура воздуха отопительного периода, °C;
/в п — температура воздуха в отапливаемых помещениях, °C;
/н р — расчетная температура наружного воздуха для проектирования отопления, °C.
Данные по продолжительности отопительного периода, средняя температура воздуха отопительного периода, расчетная температура наружного воздуха для проектирования отопления определяются по климатологическим данным для места расположения котельной.
Общий годовой отпуск теплоты потребителям, ГДж/год:
^отп.год ~ ^техн.год ^г.в.год ^о.в.год'	(13.40)
Необходимая годовая выработка теплоты котельной с учетом потерь в теплосетях и возвращаемого конденсата и потерь на собственные нужды, ГДж/год:
(Згод.кот = (Оогп.год - б?КсЛех3600 • 10~9) / Г|ТСГ|С.Н, (13.41) где 6К — количество возвращаемого с производства конденсата, кг/с;
tK — температура возвращаемого конденсата, °C;
ск — теплоемкость возвращаемого конденсата, равная 4,187 кДж/кг;
Лтех — число часов в году использования технологической нагрузки, ч;
г]т с — коэффициент сохранения теплоты в теплосетях, равный 0,9;
т]с н — коэффициент расхода теплоты на собственные нужды, равный 0,95.
Для действующей котельной при наличии приборов уЛета годовой отпуск теплоты определяют по их показаниям.
Число часов использования установленной мощности Лг, ч/год, определяют по формуле:
Лг=СГОд/Сусг	(13.42)
Далее производят определение составляющих годовых эксплуатационных затрат.
В статью «Топливо» включают затраты на топливо, расходуемое для покрытия тепловых нагрузок котельной. По значимости расходы на топливо являются основными и составляют более половины всех затрат.
Затраты на топливо Этоп, руб/год, рассчитывают по следующей формуле:
ЭТОП = ХЗ,6ХВ/ЛГ(СТ + С^),	(13.43)
где К — коэффициент, учитывающий складские, транспортные и прочие потери, для газообразного топлива принимается равным 1,055;
Ст — стоимость топлива (для газа — руб/1000 м3, для жидкого — руб/т);
ЕБ, — суммарное потребление топлива всеми котлами в расчетном режиме для вновь проектируемой котельной (для газа — м3/с), кг/с, принимается либо по паспортным данным котлов, либо по результатам последних теплотехнических испытаний; для действующей котельной при наличии приборов учета определяется как произведение общего расхода топлива на его стоимость;
Стр — стоимость транспортировки топлива (для газообразного входит в Ст).
По статье «Электроэнергия» определяют расходы на электроэнергию на собственные нужды котельной, привод тягодутьевых машин, насосов, освещение и т.д.
Затраты на потребляемую электроэнергию по двухставочному тарифу 5ЭЛ ЭН, руб/год, рассчитывают по формуле:
'Ээл.эн = ^усЛЛОл + a3NyCTn,	(13.44)
где N — установленная мощность всех электроприборов в котельной по проекту, кВт;
— коэффициент использования установленной электрической энергии, принимается для небольших котельных с 0уст < 10 МВт равным 0,5—0,6, средних с 10 < 0уст < 200 МВт равным 0,7—0,8 и 0,85 — для более крупных;
п — число месяцев пользования заявленной мощностью; См — стоимость одного кВт ч отпускаемой электрической энергии по двухставочному тарифу, руб.;
аэ — ставка за 1 кВ-A присоединенной мощности, руб/ мес.
Для действующей котельной эти затраты определяют по показаниям приборов учета потребления электрической энергии.
По статье «Вода» определяется стоимость сырой воды, расходуемой на питание котлов, наполнение и подпитку тепловых сетей, собственные нужды, химводоочистки, а также горячего водоснабжения (при открытой системе теплоснабжения).
Затраты на используемую воду рассчитывают следующим образом, руб/год:
на технологические нужды
Эвт = CBD(1 — 5ВОЗВ)ЛГ(1 + г),	(13.45)
где Св — цена 1 м3 потребленной и сброшенной в канализацию воды, руб/м3;
D — расход пара на технологические нужды, т/ч;
^возв — доля возврата конденсата;
г — доля утечек и непроизводительных потерь, принимается 0,02—0,04;
на подпитку тепловых сетей
Эвп = С^бО^Дг^ / (^ - /2),	(13.46)
где Qo в г — расчетный расход теплоты на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение, МВт;
г — доля утечек, примается 0,02—0,03;
с, и t2 — расчетная температура воды в прямом и обратном трубопроводах, °C.
По статье «Зарплата» определяют расходы на заработную плату с начислениями только эксплуатационному персоналу, участвующему в основной производственной деятельности котельных в соответствии с нормами их обслуживания. При наличии штатного расписания эти затраты определяются в соответствии с ним, в противном случае расчетным путем.
Затраты на заработную плату, руб/год:
3^=KmQ^C^,	.(13.47)
где A"nrr — штатный коэффициент, зависящий от теплопроиз-водительности котельной и вида сжигаемого топлива, чел/МВт, ориентировочно для газомазутных котельных может быть определен в соответствии с табл. 13.7;
0уст — установленная мощность, МВт;
С^р — среднегодовая зарплата с начислениями в фонд социального страхования одного работающего, руб.
Таблица 13.7
Примерные значения штатных коэффициентов для газомазутных котельных
Установленная мощность, МВт	До 5	15	15-30	30-50	50- 100	100— 200	200-300	Более 300
Штатный коэффициент, чел/МВт	4,9	3,3	2,0	0,9	0,6	0,4	0,3	0,25
По статье «Амортизация» определяют размер амортизационных отчислений по котельной. Исходные материалы для определения этих затрат — размер капитальных вложений в строительство котельной и действующие нормы амортизации. Наиболее точным способом определения капитальных затрат является сметно-финансовый расчет. При его отсутствии применяют расчетный способ на основе показателей удельных капитальных вложений в сооружения котельной.
Скот = СкУ?Оуст,	(13.48)
где Ckw- удельные капитальные затраты, тыс. руб/МВт.
Примерные значения капитальных затрат приведены в табл. 13.8.
Таблица 13.8
Удельные капитальные затраты, тыс.у.е/МВт
Установленная мощность, МВт	Тип котельной		
	Производственная	Производственноотопительная	Отопительная
4	35	35	35
6	27	31	27
8	23	28	23
10	21,5	27	21,5
12	20	21,5	20
20	14,5	20	14,5
30	12	17	12
Сметная стоимость строительных работ составит, руб.:
СС1р = аСкот,	(13.49)
где а — удельные капитальные затраты на общестроительные работы.
Сметная стоимость оборудования и монтажа, руб.:
Соб = (в+с)Скот,	(13.50)
где (в + с) — удельные капитальные затраты на оборудование и стоимость монтажа.
Примерные значения величин а, в, св зависимости от типа газомазутной котельной приведены в табл. 13.9.
Таблица 13.9
Удельные капитальные затраты на стоимость оборудования и монтажа
Тип котельной	Удельные капитальные затраты		
	на строительные работы а	на оборудование b	на монтаж с
Производственная	0,28	0,52	0,2
П рои зводствен но-отоп ител ьная	0,3	0,52	0,18
Отопительная	0,35	0,45	0,2
Затраты на амортизацию Замор, руб/ год, составят:
Лмор = ЛСстр / 100 + Р2С^ / 100,	. (13.51)
где Р[ — средняя норма амортизации общестроительных работ и зданий, для котельных может быть принята 3—3,5 %;
Р2 — норма амортизации оборудования с монтажом для газомазутных котельных, принимают 7,5—8,5 %.
В статью «Текущий ремонт» включают расходы на текущий ремонт основных фондов котельной(здание, оборудование, хозяйственный инвентарь, инструмент), сюда также относится основная и дополнительная заработная плата с начислениями ремонтному персоналу, стоимость ремонтных материалов и использованных запчастей, стоимость услуг сторонних организаций и своих вспомогательных производств и др.
При расчетном методе затраты на текущий ремонт Этек р^, руб/год, принимают в размере 20—30 % затрат на амортизацию:
^.рем = (0,2—0,3)Эамор.	(13.52)
Статья «Общекотельные и прочие расходы» включает в себя затраты на охрану труда, технику безопасности, пожарную и сторожевую охрану, административно-управленческий персонал, приобретение спецодежды, реактивов для химической очистки воды и другие неучтенные расходы.
При расчетном методе затраты на общекотельные и прочие расходы Эобщ, руб/год, принимают в размере 30 % затрат на амортизацию, текущий ремонт и заработную плату и подсчитывают по формуле:
Лбщ = °3(3>морт + ^зар + 3TCK.peM)- (13.53)
Годовые эксплуатационные затраты по котельной определятся как сумма рассмотренных выше статей, руб/год:
^3i = Лоп + Лл.эн + Лод + 5зарп + Лмор +
+ Лек.рем + Лбщ-	(13.54)
Себестоимость отпускаемой теплоты, руб/ГДж:
С=ЕЭ,./егод.	(13.55)
По полученному значению себестоимости отпускаемой теплоты можно оценить эффективность выбранных решений.
Контрольные вопросы
1.	Что называется тепловым балансом котельного агрегата?
2.	Из каких элементов складывается тепловой баланс?
3.	Для чего составляется тепловой баланс котла?
4.	Как определяют коэффициент полезного действия котельного агрегата?
5.	Как определяют расход топлива котельным агрегатом?
6.	Какие составляющие тепловых потерь определяют по методике проф. М.Б. Равича?
7.	Из каких составляющих складываются годовые эксплуатационные расходы котельной? Какая из них является наибольшей?
8.	Каким образом определяют годовую выработку теплоты котельной?
9.	Каким образом можно уменьшить себестоимость отпускаемой котельной теплоты?
Список литературы
Павлов И.Н., Федоров М.Н. Котельные установки. — М.: Стройиздат, 1988.
Волков М.А, Волков В.А. Эксплуатация газифицированных котельных. — М.: Стройиздат, 1991.
Воликов А.Н. Сжигание газового и жидкого топлива в котлах малой мощности. — Л.: Недра, 1989.
Соснин Ю.П., Бухаркин Е.Н. Высокоэффективные газовые контактные водонагреватели. — М.: Стройиздат, 1988.
Брюханов О.Н., Пацков Е.А., Плужников А.И., Строкова Н.А. Рациональное использование газа в сельском хозяйстве и коммунально-бытовом секторе. — СПб.: Недра, 1997.
Вергазов В.С. Устройство и эксплуатация котлов. — М.: Стройиздат, 1991.
Панюшева З.С., Столпнер Е.Б. Справочное пособие для персонала газифицированных котельных. — Л.: Недра, 1990.
Стаскевич Н.Л., Северинец Г. И., Вигдорчик Д.Я. Справочник по газоснабжению и использованию газа. — Л.: Недра, 1990.
СНиП П-35-76* Котельные установки. — М.: ФГУП ЦПП, 2005.
Изменение № 1 СНиП П-35-76 «Котельные установки». — М.: ФГУП ЦПП, 2005.
ПБ 12-368-00 Правила безопасности в газовом хозяйстве. — М.: Госгортехнадзор России, 2000.
ПБИ 10-370-00 Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов. — М.: Госгортехнадзор России, 2000.
Оглавление
Введение....................................................3
Раздел I. Основные понятия о котельных установках
Глава 1. Назначение, классификация и принципиальная схема котельной установки.........................................5
1.1.	Понятие, назначение и классификация котельных установок .....................................................5
1.2.	Основное и вспомогательное оборудование котельной установки ...................................................6
1.3.	Тепловые схемы паровых и водогрейных газовых котельных .....................................................8
1.4.	Термины и определения в котельной технике...........14
Глава 2. Газоснабжение котельных...........................24
2.1.	Требования к зданиям и помещениям котельных. Требования по взрывной и пожарной безопасности.................24
2.2.	Электроснабжение и электротехнические устройства....31
2.3.	Отопление и вентиляция котельных....................33
2.4.	Устройство наружных и внутренних газопроводов котельной ....................................................34
2.5.	Трубы и арматура для газопроводов котельной.........45
Глава 3. Транспортабельные котельные установки.............51
3.1.	Определение, назначение и применение................51
3.2.	Технологическое оборудование и некоторые конструкции транспортабельных котельных установок...................52
3.3.	Преимущества транспортабельных котельных установок по сравнению с традиционными	системами отопления.....61
3.4.	Крышные котельные...................................61
Раздел II. Конструкции котлов
Глава 4. Водогрейные котлы.................................67
4.1.	Устройство и принцип работы водогрейных котлов......67
4.2.	Чугунные секционные котлы...........................67
4.3.	Стальные секционные котлы...........................86
4.4.	Стальные водогрейные жаротрубно-дымогарные котлы для сжигания газообразного топлива..........................88
4.5.	Компоновка водотрубных котлов.......................92
4.6.	Стальные водотрубные водогрейные котлы для сжигания газообразного топлива...................................95
4.7.	Модернизация котлов типа KB-ГМ и ПТВМ..............105
Глава 5. Паровые котлы....................................110
5.1.	Устройство и принцип работы паровых котлов..........ПО
5.2.	Чугунные секционные паровые котлы..................115
5.3.	Вертикальные цилиндрические паровые котлы..........118
5.4.	Водотрубные паровые котлы.........................121
5.5.	Сепарация и промывка пара.........................130
5.6.	Водный режим и продувка котла.....................133
5.7.	Конструкции водотрубных паровых котлов для работы на газе и мазуте.........................................136
5.8.	Водотрубные паровые котлы с принудительной циркуляцией и прямоточные котлы..............................152
5.9.	Пароводогрейные (комбинированные) котлы...........154
5.10.	Котлы-утилизаторы..............................  156
5.11.	Контактные и контактно-поверхностные водонагреватели .................................................158
5.12.	Конструктивные элементы котлов...................167
5.13.	Каркас и обмуровка котлов........................175
5.14.	Гарнитура котла..................................181
5.15.	Арматура и контрольно-измерительная приборы котла.183
Раздел III. Сжигание газового топлива в котлах
Глава 6. Конструкция топок...............................197
6.1. Классификация топок. Топки для сжигания газа и мазута.
Требования, предъявляемые к топочным устройствам...197
Глава 7. Газогорелочные устройства котлов................200
7.1.	Горение газового топлива..........................200
7.2.	Методы сжигания газового топлива...................204
7.3.	Общие сведения о газовых горелках.................205
7.4.	Классификация газовых горелок......................209
7.5.	Общие технические требования к газогорелочным устройствам ................................................211
7.6.	Условия устойчивой работы горелок. Стабилизация пламени в топке. Отрыв и проскок.........................214
7.7.	Конструкции газовых горелок.......................221
7.8.	Переоборудование котлов, работающих на твердом топливе, для сжигания газового топлива...................236
7.9.	Выбор числа и места установки горелок при переводе различных типов котлов с твердого топлива на газ.........243
Раздел IV. Вспомогательное оборудование котельных установок
Глава 8. Тягодутьевые устройства.........................246
8.1.	Аэродинамика газовоздушного тракта котельной установки ...................................................246
8.2.	Естественная тяга................................ 249
8.3.	Дымовые трубы и их конструкции....................250
8.4.	Определение высоты дымовой трубы по	условиям предельно допустимых концентраций вредных	выбросов.......253
8.5.	Дымососы и вентиляторы............................263
Глава 9. Питательная вода для котлов и способы ее обработки.267
9.1.	Образование накипи и требования к питательной воде...267
9.2.	Физико-химические свойства воды и показатели качества воды и пара...........................................269
9.3.	Докотловая подготовка воды........................273
9.4.	Термическая дегазация воды........................285
9.5.	Питательные устройства котлов.....................289
Глава 10. Приборы теплового контроля и автоматического регулирования котельной установки...............................302
10.1.	Назначение и классификация приборов теплового контроля ................................................302
10.2.	Приборы для измерения температуры, давления, расхода, уровня жидкости. Устройство и принцип работы..........305
10.3.	Автоматизация котельных, сигнализация, автоматика безопасности, автоматическое регулирование................319
Раздел V. Эксплуатация котельных агрегатов
Глава 11. Основные правила обслуживания оборудования котельных.................................................328
11.1.	Основные правила обслуживания котлов.............328
11.2.	Обслуживание и ремонт газопроводов...............337
11.3.	Обслуживание ГРП (ГРУ)...........................339
11.4.	Обслуживание газового оборудования котельных агрегатов ................................................346
Глава 12. Газоопасные и аварийно-восстановительные работы систем газоснабжения котельной...................................356
1211.	Виды газоопасных работ, меры безопасности при выполнении газоопасных работ.................................356
12.2.	Порядок проведения аварийно-восстановительных работ .... 362
Раздел VI. Эффективность работы газифицированных котельных агрегатов
Глава 13.Показатели эффективности сжигания газового топлива .... 365
13.1.	Тепловой баланс котла...............................365
13.2.	Методика теплотехнических расчетов профессора М.Б. Равича............................................369
13.3.	Нормирование расхода топлива...................*..	373
13.4.	Определение себестоимости вырабатываемых теплоты и пара.................................................380
Список литературы...........................................388
СРЕДНЕЕ ПРОФЕССИОНАЛЬНОЕ ОБРАЗОВАНИЕ
О.Н. БРЮХАНОВ, В.А. КУЗНЕЦОВ
ГАЗИФИЦИРОВАННЫЕ КОТЕЛЬНЫЕ АГРЕГАТЫ
УЧЕБНИК
Допущено
Государственным комитетом Российской Федерации по строительству и жилищно-коммунальному комплексу в качестве учебника для студентов средних специальных учебных заведений, обучающихся по специальности 2915 «Монтаж и эксплуатация оборудования и систем газоснабжения»
Москва ИНФРА-М 2005