Текст
                    ДПКемельман
Н.Б Эскин
НАЛАДКА
КОТЕЛЬНЫХ
УСТАНОВОК
СПРАВОЧНИК
ЭНЕРГОАТОМИЗДАТ

Кемельман Д. Н. Эскин Н. Б. НАЛАДКА КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК СПРАВОЧНИК 2-е издание, переработанное и дополненное МОСКВА ЭНЕРГОЛТОМИЗДАТ 1989
ББК 31.37 К 35 УДК 621.182.001,41 : 658.26(035 5) Рецензенты. А П. Берсенев, Б. И Шмуклер Редактор издательства А. А. Кузнецов Кемельман Д. Нп Эскин Н. Б. К 35 Наладка котельных установок: Справочник.— 2-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат. 1989. — 320 с.: ил. ISBN 5-283-00017-6 В книге даны рекомендации по организации и проведению наладочных и исследовательских работ на паровых котлах. Описаны средства и способы измерения параметров теплоно- сителей и металла, наладка теплового, гидравлического и вод- ного режима. Рассмотрены условия работы металла поверх- ностей нагрева, вриведены его коррозионные прочностные ха- рактеристики Первое издание вышло в 1976 г. Новое и мание дополнено методиками испытаний, описанием новых средств измерений и способов борьбы с потерями и загрязнением кон- денсата Книга рассчитана на инженерно-технических работников электростанций, монтажных и наладочных организации. 2303020100-291 051(01)89 214-88 ISBN 5-283-00017-6 ББК 31.37 © Энергия, 1976 © Энергоатомиздат, 1989, с изменениями
ПРЕДИСЛОВИЕ Наладка котлов является сложным и трудоемким процессом, его конечной целью является доведение показателей работы котла до про* ектных, а также выявление дефектов, влияющих на надежность и ха* рактеристики котла. Это касается не только головных образцов новых типов, но и котлов, подвергшихся по тем или иным причинам рекон- струкции. В настоящее время объем работ по реконструкции котлов достаточно велик, и особенностью современного состояния работ по наладке котлов является то, что не только наладочные, но и наиболее важные исследовательские работы в области котельной техники в ос- новном проводятся на промышленных объектах. Пособиями для наладчиков и исследователей являются книга по методике испытаний котельных установок (авторы В. И. Трембовля, Е. Д Фингер и А. А Авдеева), фундаментальные справочники, кото- рые используются при проведении наладочных и исследовательских работ, например справочная серия «Теплоэнергетика и теплотехника» (под общей редакцией В. А. Григорьева и В М. Зорина). Предлагаемая книга является вюрым изданием справочника, вы- пущенного в 1976 г., и также посвящена вопросам наладки и исследо- вания температурного и гидравлического режимов котлов Особенно- стью настоящего издания справочника является то, что кроме извест- ных способов, применяемых при исследовании температурного и гидравлического режимов котлов и описанных в справочной литера- туре, предлагается ряд нестандартных методов измерения, которые прошли надежную проверку в промышленных условиях. Во втором издании разделы переработаны и дополнены, учтены новые, ныче дей- ствующие ГОСТы и нормативные материалы. Введение и разделы 1—5, 8 справочника составлены Д Н Ксмель- маном и Н. Б. Эскиным, разд. 6 — В. А. Таратутой и разд. 7 — В. М. Трубачевым. Улучшению содержания справочника способствовал учет замечаний И пожеланий рецензентов — А. П Берсенева и Б И. Шмуклера, кото- рым авторы выражают искреннюю благодарность Авторы с благодарностью примут все замечания и пожелания чи- тателей, которые следует направлять по адресу 113111, Москва, М-114, Шлюзовая наб , 10, Энергоатомиздат. Авторы 1*
ВВЕДЕНИЕ ВЛ. НЕКОТОРЫЕ ОСОБЕННОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ МЕЖДУНАРОДНОЙ СИСТЕМЫ ЕДИНИЦ В соответствии с решением XI Генеральной международной конфе- ренции по мерам и весам, в работе которой СССР принимал активное участие, в 1960 г. была принята Международная система единиц. В СССР эта система получила обозначение СИ (система ннтер- и а ц и о п а л ь н а я). Комитет стандартов, мер и измерительных приборов при Совете Л\инистров СССР в 1961 г. утвердил ГОСТ 9867-61 «Международная система единиц», в котором устанавливается предпочтительное при- менение этой системы во всех областях науки и техники. Дополнитель- но введены некоторые единицы, которые допускались к использованию наравне с единицами СИ, и единицы, допущенные к временному исполь- зованию (до 1 января 1975г), к числу которых относились килограмм- сипа на квадратный сантиметр (кгс/см2), миллиметр водяного столба, калория в час и др. В связи с тем что переходный период, в течение которого единицы СИ рассматривались в СССР как предпочтительные, закончился, эта система вводится как обязательная; в настоящем справочнике приме- нены единицы Международной системы СИ В 1978 г. на 43-м заседании Постоянной комиссии СЭВ по стан- дартизации был принят СТ СЭВ 1052-78 «Метрология. Единицы физи- ческих величин» и постановлением Госстандарта СССР № 113 от 6 ап- реля 1979 г. введен в действие в качестве государственного стандарта со сроком начала применения в договорно-правовых отношениях по сотрудничеству со странами СЭВ и в народном хозяйстве с 1 января 1980 г. На основе СТ СЭВ 1052-78 разработан ГОСТ 8.417-81 «Едини- цы физических величии» со сроком внедрения с 1 января 1982 г. [В.1]. Основные и дополнительные единицы СИ приведены в табл В 1. ГОСТ 8 417-81 не распространяется на единицы, применяемые в на- учпых исследованиях и при публикации их результатов, если в них не рассматриваются и не используются результаты измерений конкретных физических величин, а также на единицы величин, оцениваемых по ус- ловным шкалам Под условными шкалами понимаются, например, шка- лы твердости Роквелла и Виккерса, светочувствительность материалов в др ГОСТ 8 417-81 соответствует СТ СЭВ 1052-78 в части общих по- ложений, единиц Международной системы, единиц, не входящих в СИ, а также их наименований и обозначений, правил написания обозначе- ний единиц, правил образования когерентных производных единиц СИ. Для упрощения некоторые величины приводятся с округлением. 4
Таблица Bl. Основные и дополнительные единицы СИ Величина Единица Наименование Обозначение Определение междуна- родное рус- ское Основные единицы Длина метр m м Метр равен 1650763,73 длины волны в вакууме излучения, соответствую- щего переходу между уровнями 2рю и Sds ато- ма криптона-86 Масса килограмм kg кг Килограмм равен массе международного прототипа килограмма Время секунда s Г с Секунда равна 9 192 631 770 периодам излучения, соответствую- щего переходу между двумя сверхтонкими уровнями основного со- стояния атома цезия-133 Сила электри- ческого тока ампер А А Ампер равен силе не- изменяющегося тока, ко- торый при прохожде- ний по двум параллель- ным прямолинейным про- водникам бесконечно!! длины и ничтожно малой площади кругового по- перечного сечения, рас- положенным в вакууме на расстоянии 1 м один от другого, вызвал бы на каждом участке про- водника длиной 1 м силу взаимодействия, равную 2-10"7Н Термодинами- ческа я темпе- ратура кельвин К к Кельвин равен 1/273,16 части термодч намической температуры тройной точки воды о
Продолжение табл. В 1 Селичина Едини ца Наименование Обозначение Определение между- народное РУС- скее Количество ве- щества МОЛЬ mol МОЛЬ Моль равен количест- ву вещества системы, со- держащей столько же структурных элементов, сколько содержится ато- мов в углероде-12 массой 0,012 кг При применении моля структурные элементы должны быть специфи- цированы и могут быть атомами, молекулами, ионами, электронами и другими частицами или специфицированными группами частиц Сила света кандела cd кд Кандела равна силе света в заданном на- правлении источника, ис- пускающего монохрома- тическое излучение час- тотой 540-10,? Гц, энер- гетическая сила света которого в этом направ- тении составляет 1/683 W/Sr Дополнительные единицы Плоский угол радиан rad рад Радиан равен углу между двумя радиусами окружности, длина дуги между которыми равна градусу Телесный угол стерадиан sz ср Стерадиан равен те- лесному углу с вершиной в центре сферы, выреза- ющему на поверхности сферы площадь, равную площади квадрата со стороной, равной радиу- су сферы 6
Продолжение табл В 1 Примечание. Кроме температуры Кельвина (обозначение Т) допускается лпимеяятъ также температуру Цельсия (обозначение О, определяемую выраже- нием t^T—Tc, где TO-273J5 К по определению Температура Кельвина выражает- -ея в кельвинах, температура Цельсия — в градусах Цельсия (обозначение меж- дународное и русское—ЭС> По размеру градус Цельсия равен Кельвину Интер- вал или разность температур Цельсия допускается выражать как в кельвинах, дек И в градусах Цельсия В документе Международного комитета мер и весов о международной прак- тической температурной шкале указывается, что, как правило, ниже О °C приво- «иу температуру Кельвина, а выше О СС — температуру Цельсия Это позволяет ^бежать отрицательных значений и соответствует принятой практике Например» единицей давления в системе СИ является паскаль (Па); 0,1 МПа «0,981 кгс/см2. В случаях, когда достаточно указать пример- ное значение давления, давление в 1 кгс/см2 принимается равным 0Д МПа. В то же время сведения, содержащиеся в справочнике, позво- ляют производить расчеты с использованием более точных коэффициен- тов перевода единиц из системы МКГСС в систему СИ. В справочнике используются опубликованные в технической лите- ратуре графики и номограммы, построенные на основе применения еди- ниц системы МКГСС, Вместо довольно сложной перестройки этих графиков и номограмм с использованием единиц системы СИ принят способ, основанный на применении переходных параметров. Этот спо- соб, хотя и должен рассматриваться как временный, имеет то достоин- ство, что он облегчает переход от расчетов, выполняемых на основе единиц системы МКГСС, к расчетам, выполняемым с применением еди- ниц системы СИ, и наоборот. В соответствии с принятым ГОСТ каждая физико-техническая ве- личина в своей системе имеет одну единицу это системная единица. Единицы же, составленные из системной с прибавлением кратных а дольных десятичных приставок, являются внесистемными. В табл В 2 приведены внесистемные единицы, допускающиеся Ж применению без ограничения срока наравне с единицами СИ. Без ограничения срока допускается также применять относительные и ло- гарифмические единицы, за исключением единицы непер. В табл ВЗ приведены единицы, которые временно допускается применять до принятия по ним соответствующих международных ре- шений. В обоснованных случаях в отраслях народного хозяйства допуска- ется применение единиц, не предусмотренных ГОСТ 8.417-81, путем введения их в отраслевые стандарты по согласованию с Госстандартом СССР. Рекомендуемые десятичные кратные и дольные единицы от единиц СИ в соответствии со стандартом МС ИСО 1000/1973 приведены Зтабл В.4. В стандарте МС ИСО 1000/1973 выделены рекомендуемые кратные И дольные единицы от единиц СИ. Для облегчения пользования справочником в табл. В.5 приведены Соотношения единиц СИ с кратными, дольными, внесистемными еди- ницами и единицами других систем. В таблицу включены единицы по Тематике справочника. 7
л Та б лица В2 Внесистемные единицы, допускаемые к применению наравне с единицами СИ Наименование величины Наименование Единица Соотношение с единицей СИ Обозначение международ ное русское Масса тонна t Т Ю3 Kg атомная единица массы И а о. м 1,66057» 10~27 kg (приблизительно) Время* минута min мин 60s час h ч 3600 s сутки d сут 86400 s Плоский угол градус с (л/180) rad= 1,745329 X10-’ rad минута / (л/10800) гаd = 2,908882. X IO"4 rad секунда tf п (л/648 000) rad=4,848137. .Х10 -6 rad град** £ ... фп град (я/200) rad 1 1
Объем» вместимость литр* ** *** 1 | 10~* ms Длина астрономическая единица па a. e. 1,49598» IO11 m (приблизительно) световой год 1у СВ. 1ОД 9,4605- 1O1S m (приблизительно) парсек рс ПК 3,0857-1016 m (приблизительно) Оптическая сила 1 диоптрия —* дптр Im -1 Площадь гектар ha га 10~4m2 Энергия электрон-вольт eV эВ 1,60219- (приблизительно) Полная мощность вольт-ампер V-A В-A Реактивная мощность вар var i вар 1 ♦ Допускается также применять другие единицы, получившие широкое распространение, например неделя месяц, год, век, тысячелетие и т н ** Допускается применять .ю оусски наименование — гон *** Нс рекомендуется применять при точных измерениях. При возмо/кностн смешения обозначения / с цифрой 1 допускается обозначение L Временно до принятия соответствующих международных решений допускается к применению наравне с единицами СИ: ча- стота вращения — оборот в секунду, оборот в минуту; единицы давления — бар.
Таблица В3. Единицы, временно допускаемые к применению Величина Единица Примечание Наименование Обозначение Соотношение с еди- ницей си международное | | русское Длина морская миля п mile миля 1852 (точно) В морской навигации Масса карат —- кар 2*10—4 kg (точно) Для драгоценных камней и жемчуга Линейная плотность текс tex текс 10—ekg/m (точно) В текстильной промыш- ленности Скорость узел kn Уз 0,514 (4) m/s В морской навигации Частота вращения оборот в се- кунду r/s об/с 1 s—1 оборот в мину- ту г/min об/мин 1/60 s-W,016(6) $—1 Давление бар bar бар 10*Ра Натуральный логарифм безразмерного отношения физической величины к одноименной физической величине, принимаемой за исходную непер Np Нп 1 Np—0,8686...В«=8686„. ,..dB
Т#бл йка Р«гомекДО|Л«ЭД^^ дольиые едцницн от единиц СИ в соответствии с МС ИСО 1000/1973 Величина Единица СИ Рекомендуемые деся- тичные кратные и доль- ные единицы от единиц СИ Величина Единица СИ Рекомендуемые деся- тичные кратные и дольные единицы от единиц СИ Длина М ZKM мм мкм нм Динамическая вязкость Па’С мПа* с Кинематическая вязкость м2/с мм2/с Площадь М2 км2 мм2 Поверхностное натяже- ние Н/м мН/м Объем М3 дм3 см3 мм3 Работа и энергия Дж ТДж ГДж МДж кДж мДж Время С КС МС мкс НС Мощность Вт ГВт МВт кВт мВт мкВд Масса КГ Мг г мг мкг Ударная вязкость Дж/м2 кДж/м2
го Величина Ьдиница СИ Рекомендуемые десятичные кратные и дольные единицы от единиц СИ Плотность кг/м3 Мг/м3 кг/дм3 г/см3 Сила и вес Н МН кН мН мкН Давление Па ГПа МПа кПа мПа мкПа Плотность тепловою по тока Вт/м- МВт/м2 кВт/м2 Теплоемкость Дж/К кДж/К Удельная теплоемкость Дж/ (кг-К) кДж/(кг-К)
Продолжение табл В 4 Величина Единица СИ Рекомендуемые десятичные кратные и дольные единицы от единиц СИ Количество теплоты Дж ТДж ГДж МДж кДж мДж Тепловой поток Вт кВт Энтропия Дж/К кДж/К Удельная теплота фазо- вого превращения Дж/кг МДж/кг кДж/кг Количество вещества моль кмоль ммоль мкмоль
Таблица ВЛ. Соотношения единиц СИ с кратными, дольными, внесистемными единицами и единицами других систем Наименование физической величины Единица СИ Единицы других систем и внесистемные единицы Обозначение Соотношение с еди- ницами других СИС'ГСМ и внесистемными единицами Наименование Обозначение Соотношение с еди- ницами СИ Длина м 1. Геомет{ 1010 А° 39,37 ш шческие величины ангстрем дюйм А m Ь10“10 м 0,0254 м Площадь м2 МО4 см2 1 • 10-4 га квадратный сантиметр гектар см2 га Ы0“4 м2 10* м2 Объем м3 1 • 103 л (дм3) 0,26417 gal литр галлон (США) л (дм3) gal Ь10-3 М3 3,78543 дм3 Удельный объем М3/КГ Ы О3 см3/г ЫО3 л/кг кубический сантиметр на грамм литр на килограмм схР/г л/кг 1 • 10 м3/кг Ы0~3 м3/кг
Продолжение табл. В.5 Наименование физической величины Единица СИ Единицы других систем и внесистемные единицы Обозначение Соотношение с еди- ницами других систем и внесистемными единицами Наименование Обозначение Соотношение с едя* ницами СИ Плоский угол рад 2,06-10’" секунда • • * 4,848137 ,/10-е рад 3,44 •103/ минута 2,908882...-10-4 рад 57° 17'44,8" градус * ♦ ♦ 1,745329 ..«Ю-^рад 2. Масса Масса кг Ы0“8 т 1-Ю-2 ц 5-105 кар 6,022- 102в а. е. м. тонна центнер карат атомная единица массы т ц кар а. е. м. 1-J03 кг 1-Ю2 кг 2-10~4 кг 1,6606-10~27 кг 3. Время и частота Время Частота вращения с с-1 0,016 2,8-10-*4 ч 1,16-10~5 сут 1 об/с 60 об/мин минута час сутки оборот в секунду оборот в минуту мин ч сут об/с об/мин 60 с 3600 с 86400 с 1 с-’ 0,01666667 с-1 1 1
Сила Н 1•105дии 9,1019761 .иге 1,02-10~4 тс Импульс силы Н-с 1,02 кге-с Момент силы Н-м 0,102 кге-м Момент пары сил Н*м 1,02* 10~5 тс-м 1,02* 103 кге-м Поверхностное натя- жение Н-м 1,02 кге/м
дина дан ю-6 н килограмм-сила кге 9,80665 Н тонна-сила тс 9806,65 Н (точно) килограмм сила секунда КГС-С 9,80665 Н-с килограмгл-сила-метр кге • м 9,80665 Н-м тонна-сила-метр килограмм-сила-метр тс-м кге-м 9,80665 Н-м 9,80665-10~2 Н-м килограмм-сила на метр —i кге/м 9,80665 Н/м
о Продолжение табл В Л Ниимеио Винне <bi« лической величины Единица СИ Единицы других систем и внесистемные единицы О~о качение Соотношение с еди- ницами других систем и внесистемными еди- ницами 1 ^именование Обошачет» Соотношение с еди- ницами СИ 5» Параметры движения Скорость м/с » 3,6 км/ч 100 см/с2 километр в час сантиметр в секунду в квадрате Км/ч см/с2 0,277778 м/с МО-2 м/с 6. Давление, напряжение (механическое) Давление, на пряже ние (механическое) Па Паскаль — давление, вызываемое силой 1Н, равномерно распределенной по поверхности площадью 1 м2 0,102 кге/м2 0,102 мм вод. ст 1,02-10*“’ кге/см2 1,02-10 ? кге/мм2 1,02-10-’° тс/м2 1,02-10-5 ат 1,02-10-5 ат 9,87-10—6 агм килограмм-сила на квад- ратный метр миллиметр водяного столба килограмм-сил а на квад- ратный сантиметр килограмм-сил а на квад- ратный миллиметр тонна-сила на квадрат- ный метр тонна-сила на квадрат- ный метр атмосфера техническая атмосфера физическая кге/м’ мм вод ст кг/см2/(ат) кге/мм- тс/м2 тс/м2 ат (кге/см2) а хм 9,80665 Па 9,80665 Па 9,80665-104 Па 9,80665-10е Па 9,80665-103 Па 9,80665-103 Па 9,80665-104 Па 101325 Па 1 1 1
уэ To же 8 5 1 7,5(Й440~8 мм рт. ст 1•10“3 пьеза НО ° бар миллиметр ртутного А столба | пьеза бар ММ рТгСГ. 1 1 пьеза * 1 1 бар | , 1 * 10* Па ЬЮ5 Па 7. Расход Расход массовый кг /с 3,59 И О1 кг/ч 3,59 т/ч килограмм в час тонна в час кг/ч , т/ч I 2,778*10"4 кг/с •0,2778 кг/с Расход объемный \1 */с 3,59-Ю3 м3/ч 3,59 • 10е л/ч кубический метр в час литр в час мч/ч л/ч 2,778* Ю“4 м3/с 2,778-10 7 м3/с 8, Температура Термодина мическая температура к /4-273,15 градус Цельсия °C Г — 273,15 9. Теплофизические величины Работа, энергия, ко- личество теплоты, теплота фазового пре- вращения химической реакции Дж 1,107 Эрг 0,102 кгс*м 2,73*10-4 Вт-ч 2,78* 10“4 кВт.ч 3,78.10"7 л. с .ч 1* 10“3 кДж 3,238846 кал 2,388* 10"4 ккал 0,239 кал/тх эрг ки л огр а м м-сил а-м ет р ватт-час киловатт-час лошадиная сила-час килоджоуль калория (межд). килокалория калория термохимичес- кая эрг КГС-М Вт-ч кВт*ч л с-ч кДж кал ккал кал М0“7 Дж 9,80665 Дж 3,6-103 Дж 3,6» 106 Дж 2,64780* 10G Дж ЫО3 Дж 4,1868 Дж 4,1868. 103 Дж 4,1840 Дж
00 Наименование физической величины Единица СИ Обозначение Соотношение с еди- ницами других систем и внесистемными единицами Удельное количество теплоты, удельный термодинамический потенциал, удельная теплота фазового пре- вращения, удельная теплота химической реакции Дж/кг 0,238846-10“3 кал/г 0,238846-10~3 ккал/г 1 • 104 эрг/г Удельная объемная теплота, удельный объемный термодина- мический потенциал Дж/м3 0,238846-10"6 кал/см3 0,238846-10-’ ккал/м’ Теплоемкость систе- мы, энтропия системы Дж/К 0,238846 кал/°С 0,238846-10"’ ккалЛС 1 • 107 эрг/°С Удельная теплоем- кость системы, удель- ная энтропия системы Дж/(ю - К) 0.238846-10~3 кал/(ч *°С) 0.238846’10-3 ккал/(кг-°C) । i
Продолжение табл В.5 Единицы других систем и внесистемные единицы Наименование Обозначение Соотношение с еди- ницами СИ калория на грамм килокалория на кило- грамм эрг на грамм кал/г ккал/кг эрг/г 4,1868-103 Дж/кг 4,1868-103 Дж/кг 1.10—4 Дж/кг калория на кубический сантиметр килокалория на кубичес кий метр кал/см3 ккал/м' 4,1868- 10б Дж/м3 4,1368-Ю3 Дж/м3 » калория на градус Цель- сия килокалория на градус Цельсия эрг на градус Цельсия кал/*' ккал/°С эргЛС 4,1868 Дж/К 4,1868-103 Дж/К ЫО-7 Дж/К калория на грамм-градус Цельсия килокалория на кило- грамм-градус Цельсия кал/(г-°С) ккал/(кг-°С) 4,1868-10’ Дж/ /(кг-К) 4,1868-103 Дж/ /(кг-К)
w То же Дж/(*г^К) Удельная объемная энтропия, удельная теплоемкость газов Дж/(м2-К) 0,238846-10~* кал/(см3 -К) Тепловой поток Вт 0,238846 к ал/с 0,8598 ккал/ч 1 • 107 эрг/с Мощность теплового потока Вт МО7 эрг/с 0,102 кге-м/с 0,239 кал/с 1,36-10“3 л с. 1 -10~3 кВт Поверхностная плот- ность теплового по- тока Вт/м' 0,238846-10~4 кал/(с-см2) 0,8598 ккал/(ч-м2) Коэффициент тепло- обмена (теплоотда- чи и теплопередачи) СО Вт/(м2-К) 0,238846» 10-4 кал/(с-см2-°С) 0,8598 ккал/ (ч-м-°С)
эрг «в Цельсия граммчфаяуе! I VKh* ДжЦкМ^ калория на кубический санти метр-Кельвин кал /(см3 -К) 4,1808-10е Дж/ /(м3-К) калория в секунду килокалория в час эрг в секунду кал/с ккал/ч эрг/с 4,1868 Вт 1,163 Вт 1 * 10-’ Вт эрг в секунду килограмм-сила-метр в секунду калория в секунду лошадиная сила киловатт эрг/с кге* м/с кал/с л с. кВт ыо-7 Вт 9,80605 Вт 4,1868 Вт 735,499 Вт ЫО3 Вт калория в секунду на квадратный сантиметр килокалория в час на квадратный метр кал/(с-см2) ккал/(ч*м2) 4,1868-104 Вт/м» 1-163 Вт/м» калория в секунду на квадратный сантиметр- градус Цельсия килокалория в час на метр-градус Цельсия ккал/ (с-см2-сС) ккал/ (ч*м*°С) 4,1868’10* Вт/(м2’К) 1,163 Вт/(м2-К)
Наименование физичес- кой величины Единица СИ Обозначение Соотношение с еди- ницами других систем и внесистемными единицами Коэффициент тепло- обмена (теплоотдачи и теплопередачи) Вт/(м2-К) 0,8598 ккал/ (ч-м*-°С) ЫО3 эрг/ (с-см2-°C) Теплопроводность Вт/(м-К) 0,238846-10~2 кал/(с-см2-°С) 0,8598 ккал/ (ч-м-°С) 1-Ю5 эрг/ (с-см-°С) ЫО4 эрг/(г-°С) 1
Продолжение табл. В.5 I диницы других систем в внесжтапше единицы Чапменование Обозначение Соотношение с еди- ницами СН килокалория в час на квадратный метр-градус Цельсия ккал/ (ч-м2-°С) 1,163 Вт/(м2-К) эрг в секунду на квад- ратный саптимстр-градус Цельсия эрг/ (с-см2-'С) 1*10~8 Вт/(м2*К) калория в секунду на сантиметр-градус Цель- сия кал/ (с-см2 «°C) 4,1868-10’ Вт/(м-К) килокалория в час на метр-градус Цельсия ккал/ (ч-м»°С) 1,163 Вт/(м-К) эрг в секунду на санти- метр-градус Цельсия эрг/ (с-см-°C) 1 - 10-s Вт/(м К) эрг на грамм-градус Цельсия эрг/(г-сС) 1-Ю"4 Дж/(кг-К) / /
10. Состав и свойства водеств Плотность кг/м3 ЫО-3 г/см3 грамм на кубический сан- тиметр г/см3 ЫЮ3 кг/м» 1 • 10~3 кг/л килограмм на литр кг/л 1 • 103 кг/м3 1 • 10“3 т/м3 тонна на кубический метр т/м3 1 • 103 кг/м3 Удельным объем м3/кг Ы О3 см3/г кубический сантиметр на грамм см3/г 1 • 10”3 м3/кг ЫО3 л/кг литр на килограмм л/кг 1 * 10~3 л/кг ЫО3 м3/т кубический метр на тон- ну м3/т ЫО-3 м3/кг Кинематическая вяз- м2/с 3600 м2/ч метр в квадрате на час м2/ч 2,778-10-" м2/с кость ЫО4 Ст стокс Ст 1-Ю-4 м2/с 1 • 10° Ст сантистокс сСт м2/с Динамическая вяз- Па-с 10 п пауз П 0,1 Па-с кость 0,102 кгс-с/м2 килограмм сила-секунда на метр в квадрате кгс - с /м2 9,80665 Па-с
В.2. ОСОБЕННОСТИ ЗАПИСИ ФОРМУЛ ПРИ ПРИМЕНЕНИИ ЕДИНИЦ МЕЖДУНАРОДНОЙ СИСТЕМЫ При проведении практических расчетов с применением формул пе- реход на Международную систему единиц требует внесения изменения в ряд формул. При этом следует различать несколько групп формул. Группа 1. Формулы, в которых все величины выражены в од- ной какой-либо прежней системе единиц без применения внесистемных др). Такие формулы при единиц (л.с, об/мин, ат, кг/мм2, кг/см2 и переводе в систему СИ не изменяются Так, например, уравнение связи между стыо имеет вид удельным весом и плотно- (В.1) веса сухого насыщенного Y-=Pg- Например, для определения удельного пара при давлении р= 10 МН/м2 из термодинамических таблиц водя- ного пара при указанном давлении находим значение плотности р= значение удельного веса составит у— м КГ’М =Н/м3, с2 с?-м3 = 54,23 кг/м \ следовательно, - 54,23-9,81= 523 Н/м\ кг т. е. —- м3 Группа 2. В формулах, в которых приведены масса, плотность, массовая скорость и массовый расход, их неправильно называют ве- сом, удельным весом, весовой скоростью и весовым расходом. В этих формулах следует заменить вес Р на массу т, удельный вес у — на плотность р и т. д. и записывать правильно соответствую- щие им единицы. Тогда, например, уравнение для определения перепа- да давления в трубопроводе, Н/м2 (формула Дарсв—-Вейсбаха), име- ет вид (В.2) Д р % = % — d 2р d 2 где w и wm — линейная и массовая скорости соответственно, м/с и кг/(с-м2); d, I — внутренний диаметр и длина трубопровода, м; р — плотность, кг/м3; % — безразмерный коэффициент трения. В формулах, в которых применяется отношение удельного веса к ускорению свободного паления y/g, следует заменить эго отношение на р — плотность, величину, не зависящую от географической точки из- мерения Уравнение (В 2) в системе единиц МКГСС (основанной на метр- килограмм-силе-секунде) записывалось А 1 1 Др = к--------- (В.З) d 2g где у — в кг/м3; Др — в кге/м2; g — в м/с2. Таким образом, при переходе к системе СИ Др (в системе СИ) равно произведению Др (в системе МКГСС) на коэффициент перевода, равный 9,8Н/кгс, и измеряется в Н/м2, а не в кге/м2, кге л Н ,,, л т. е. ----- «9,8----=Н/м2. м2 кге Группа 3. Формулы, в которых для однородных величин при- меняются единицы разных систем и внесистемные единицы. (В.4) 22
Ряд таких формул при переходе в систему СИ упрощается; в них отпадает коэффициент перехода от единиц одной системы к соответ- ствующим единицам однородных величии другой системы или к вне- системным единицам. Так, например, в формуле для определения скорости истечения па- ра или газа, записанной в системе СИ, отсутствует коэффициент пере- хода А. В системе МКГСС формула записывается в виде w = <р 1/^М , (В.5) а в системе СИ запись этой формулы имеет более простой вид = (В.6) где w — скорость истечения, м/с; А/— адиабатический перепад тепло- ты (ккал/кг — внесистемная единица и Дж/кг—в системе СИ); ф— скоростной коэффициент (безразмерная величина); Л = 1/427ккал/кгс — термический эквивалент механической работы (коэффициент перехо- да); g=9,8 Н/кгс — коэффициент перевода значения силы, выраженной килограмм-силой (кгс), в силу, выраженную в ньютонах (Н); иногда этому коэффициенту перевода приписывают размерность ускорения сво- бодного падения, что неверно. Во всех формулах группы 3 отсутствуют коэффициенты перехо- да— термические эквиваленты работы и электрической энергии, меха- нические эквиваленты теплоты и др* Формула для определения мас- сового, кг/с, и объемного, м3/с, расходов с помощью суживающих устройств в системе СИ имеют вид: массовый расход ____ (В.7) объемный расход ~ Г Ар , (В.7а) У Р где Л1 — постоянный коэффициент; а — коэффициент расхода; d— диаметр сужающего устройства, м; Ар — перепад давления, Н/м2; р— плотность среды, кг/м3. Если в формулу (В.7) подставить указанные размерности, то без- размерный коэффициент не зависит от того, каким устройством про- изводится измерение: Л- 4 =1.’. Пример B.h Определить массовый расход перегретого пара с па- раметрами р=20 МН/м2; /=450 °C, если измеренный перепад равен 120мм рт. ст. (над ртутью находится вода), диаметр сужающего уст- ройства 0,05 м. Коэффициент расхода а=0,75; рн^=13 600кг/м3; плот- ность воды в импульсных трубках дифманометров рй о= 1000 кг/м3. Плотность пара р=78,7 кг/м3. Перепад давления на сужающем уст- ройстве определяется по формуле Ар =(pHg —PHa0)gtf = (13600— 1000).9,8Ь0,12= 14823 Н/м2. (В.8) 23
В соответствии с формулой (В.6) массовый расход пара 6=1,1-0,75-0,052^78,7-14 823 =2,24 кг/с. Группа 4. Формулы, в которых применяются единицы различ- ных систем или внесистемные единицы, а также содержащие эмпири- ческие коэффициенты. Если в эксперименте получена эмпирическая зависимость, содер- жащая коэффициент, то необходимо указать его единицу; она покажет, в каких единицах следует измерять все величины, входящие в данную эмпирическую зависимость. Если значение коэффициента задано не в той системе единиц, кото- рая желательна, надо выразить его в единице требующейся системы, используя следующее правило: в числителе и знаменателе заданной единицы заменяют стоящие в ней единицы значениями искомой еди- ницы, возведя их в степень заданной единицы. Производя арифметические действия, получают требующийся ре- зультат. Рассмотрим пример, взятый из [B.3J. Для ЭхМпирической зависимости а = 3ро’,5?°’7 (В.9) даны следующие единицы входящих в нее величин: а — в ккал/(м2*ч«сС); р —в кгс/см2; — в ккал/(м2-ч). Определить вид зависимости при применении единиц СИ. В Международной системе эти величины имеют следующие едини- цы. а —в Вт/(м2-К); р —в Па (Н/м2); q — в Вт/м2. В зависимости (В.9) при переходе в СИ изменится значение коэффициента пропор- циональности; определим единицу коэффициента, для чего по зависи- мости (В.9) запишем уравнение для единиц ккал/(м2«ч*сС) - X [кгс/см2р,15 [ккал/(м2-ч)]°.7> где X —- единица коэффициента пропорциональности Из этого уравнения ккал0,3» см0,3 ч°’3-кгс0’15»м0*б-°С * Таким образом, коэффициент пропорциональности в зависимости (В.9) __ $ ккал0>3-см0,3 ~ С0’3» кге0’15-м°’б.сС ’ Для того чтобы получить значение коэффициента К в единицах ситемы СИ, будем исходить из следующих соотношений* 1 ккал— « 4186,8 Дж; 1 см = 10”2 м; 1ч— 3600 с; 1 кге — 9,8 В; подставляя эти значения в зависимость (В. 10), получаем = з (4186,8 Дж)0,3 (10~2 м)0-3 = 0 5б Дж°-; (3600С)0'3 (9,81 с0,3И0,15 м0,3 К ’ К = 0,56 Вт°-3/Н0’ 15.м°-3-К. (В. 10) 24
Таким образом, зависимост (В.9) принимает вид а = О,56/Л15?0,7, (В. 11) где а измеряется в Вт/(м2-К); р— в Па (Н/м2); q — в Вт/м2. Определим для проверки К значение функции (В 9) при ssl Па (Н/м2) и q=\ Вт/м2. Подставляем в выражение (ВЛ 1) значение коэффициента К в еди- ницах СИ и заданные значения р и q. Находим Вто,з _ t Н \0,15 / Вт VV а = 0,56—————(——) • (—— | = 0,56 Вг/(м2-К), Н°’15-м),3-К \ м2 / X м2 / что и должно соответствовать функции (В 9). В.З. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПЕРЕВОДНЫХ КОЭФФИЦИЕНТОВ ДЛЯ ПОСТРОЕНИЯ НОМОГРАММ В настоящем справочнике принята Международная система еди- ниц— СИ. Написание формул в системе СИ не вызывает особых за- труднений. Трудности появляются нри необходимости использования номограмм, построенных на основе применения системы единиц МКГСС и внесистемных единиц, отражающих связь многих величин и парамет- ров. Перестройка номограмм с использованием единиц СИ трудоемка и не исключает появления при этом неизбежных ошибок, связанных с отсутствием исходных материалов. Для построения номограмм используются в качестве осей коорди- нат переводные коэффициенты давления zp> энтальпии 2,, теплового потока zg, теплоотдачи гаит д, при этом zp=1.02p, где р выражается Э МПа, zг=0,239/, где i в кДж/кг; zg=0,86^, где q в Вт/м2; 2а~ =0,86а, где а в Вт/(мАК). Переводные коэффициенты указаны в подрисуночных подписях к каждой номограмме. Пример В.2. Пусть при использовании номограммы на рис 8.18 необходимо определить среднеинтегральное значение плотности среды для давления 23 МПа в интервале значений энтальпии 4=418 кДж/кг, 4=1465 кДж/кг. Определяем значения z „ и которые будут равны соответственно 418-0,239 = 100 и 1465-0,239 = 350. Используя значения , zlK и р= =23 МПа, определяем, как это показано стрелкой на рис. 8.18, вели- чину р, равную 850 кг/м3. Пример В.З. Требуется определить коэффициент ф в формуле (8.41) при движении пароводяной смеси в нсобогреваемых трубах при следующих условиях- р=21,8МПа; х=0,77; рау=818 кг/(м2-с). Для определения ф используем номограмму на рис 8 20. Подсчи- тываем переводные коэффициенты: zp = 21,8-1,02 = 22; = (рш) zp = 818-22 = 18-10\ Откладываем в нижней левой части номограммы значение х=0,77 и, как это указано стрелкой, определяем значение ф=0,93, пользуясь подсчитанными значениями zp и z^. 25
Раздел первый ПОСТАНОВКА НАЛАДОЧНЫХ И ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИХ РАБОТ НА КОТЛАХ 1Л. НАЛАДОЧНЫЕ И ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЕ РАБОТЫ, ИХ ЗАДАЧИ И ОРГАНИЗАЦИЯ Надежная и эффективная работа котлов электростанций зависит от правильной организации наладочных и исследовательских работ. Это особенно важно в настоящее время в связи с тем, что испытания, проводящиеся главным образом на мощных блочных установках, ха- рактеризуются сжатыми сроками ввода их в эксплуатацию и повышен- ными требованиями к надежности их работы. В области испытаний и контроля качества всех видов продукции, к которым также относятся и котлы, разработан и рекомендован к обя- зательному применению нормативный материал [1 1], регламентирую- щий использование в науке, технике и производстве терминов и опре- делений основных понятий. Термины, установленные настоящим стан- дартом, обязательны для применения в документации всех видов, научно-технической, учебной и справочной литературе. В этом норма- тивном документе приводятся перечень и определение видов испыта- ний для любой промышленной продукции Ниже приводится перечень только тех основных испытаний, которые имеют отношение к работам такого рода на котлах Исследовательские испытания — это испытания, про- водимые для изучения определенных характеристик объекта, они про- водятся с целью определения или оценки показателей качества функционирования испытуемого объекта в определенных условиях его применения; выбора наилучших режимов применения объекта или наилучших свойств объекта; сравнения вариантов реализации объекта при проектировании и аттестации; построения математической модели функционирования объекта; отборв существенных факторов, влияющих на показатели качест- ва функционирования объекта. Сравнительные испытания — это испытания аналогич- ных по характеристикам или одинаковых объектов, проводимые в иден- тичных условиях для сравнения характеристик и свойств. Государственные испытания — это испытания установ- ленных важнейших видов продукции, проводимые головной организа- цией по государственным испытаниям, государственной комиссией или испытательной организацией, которой предоставлено право их прове- дения. 26
Межведомственные испытания — это испытания, про- водимые комиссией из представителей нескольких заинтересованных министерств и (или) ведомств. Ведомственные испытания проводятся комиссией из представителей заинтересованного министерства или ведомства. F Доводочные испытания — это исследовательские испыта- ния, которые проводятся при разработке объекта с целью оценки влияния вносимых изменений для достижения заданных значений его показателей. Приемочные испытания — это контрольные испытания опытных образцов (опытного объекта), проводимые для решения воп- роса о целесообразности постановки этой продукции на производство И (или) использования по назначению. Приемочные испытания изде- лий единичного производства проводятся при решении вопроса о це- лесообразности передачи этих изделий в эксплуатацию. Типовые испытания — это контрольные испытания, прово- димые для оценки эффективности и целесообразности вносимых изме- рений в конструкцию или технологический процесс. Аттестационные испытания проводятся для оценки уровня качества продукции при ее аттестации по категориям качества. Натурные испытания — это испытания объекта в усло- виях, соответствующих условиям его использования по прямому назна- чению. Сокращенные испытания — это испытания по сокращен- ной программе. Во всех случаях при проведении наладочных и исследовательских работ независимо от их назначения опыты должны дублироваться. При значительном расхождении между результатами дублированных опытов следует провести анализ возможных причин несовпадения, и после уточнения методики и контроля приборов опыты следует пов- торить. Основными этапами любых видов испытаний являются ознакомление с технической документацией котла (проектной, за- водской, ремонтной, отчетной); осмотр котла и его вспомогательного оборудования для оценки со- стояния, оснащенности средствами измерения, регулирования и авто- матики, разработка программы-методики испытаний с указанием объема и методов измерений и вида отчетности по результатам испытаний; согласование программы-методики с руководством ТЭС и заинтересо- ванными организациями; комплектование экспериментальной бригады из числа специалистов 41 наблюдателей, инструктаж членов бригады; составление и передача задания на изготовление и монтаж при- способлений, устройств и аппаратуры; курирование изготовления и мон- тажа; тарировка средств измерений; проведение прикидочных учебно-тренировочных опытов, их обра- ботка, анализ полученных данцых; проведение основной серии опытов по программе; предварительная обработка результатов основной серии опытов; анализ опытных данных (часто после анализа предварительной обра- ботки опытных данных возникает необходимость в проведении допол- нительной серии опытов); окончательная обработка опытных данных и составление техниче- ского отчета с выдачей рекомендаций; 27
демонтаж схемы измерений и приспособлений. Ознакомление с объектом, на котором планируется выполнение наладочных или исследовательских работ, рекомендуется начинать с изучения проектных материалов: пояснительной записки, чертежей конструкции, а также тепловых, гидравлических, тепломеханических и других расчетов. После этого, если объектом работ является дейст- вующий котел, следует изучить эксплуатационные материалы (инструк- цию, оперативные вахтенные журналы и сводные эксплуатационные ведомости, отчеты о наладке и исследованиях данного или подобного ему котла и др.) При разработке методики исходят из задач работ, ее характера, сложности и имеющихся в наличии средств измерений. При проведении эксплуатационных экспресс-испытаний рекоменду- ется следующий примерный состав бригады, состоящий из работников наладочных цехов или режимных групп электростанций: инженер (ру- ководитель испытаний) — 1, техник—1, лаборанты-наблюдатели — 3—5 чел В отдельных случаях, например на пусковых головных объ- ектах, наладочные работы целесообразно выполнять в составе комп- лексной бригады — бригады, в составе которой имеются специализиро- ванные группы. При исследованиях точность измерений, как правило, должна быть выше, чем при проведении наладочных работ. Однако не всегда сле- дует стремиться к большому количеству измерений всех параметров с повышенной точностью. В отдельных случаях повышения надежно- сти измерений (определяющих параметров) добиваются сопоставле- нием данных, полученных различными методами. Программа испытаний на проведение всей работы утверждается представителями предприятия (электростанции) и организации, прово- дящей испытания, и согласуется с заводами-поставщиками оборудова- ния. Для рационального и экономичного использования имеющихся средств измерений проведению испытаний должно предшествовать со- ставление рабочей программы. Эта программа составляется на один или группу опытов, и в ней содержатся следующие основные данные: а) название объекта испытаний; б) цели и задачи испытаний; в) перечень режимов; г) длительность и время проведения испытаний; д) особые условия; е) перечень лиц, ответственных за проведение испытаний и техни- ку безопасности. Рабочая программа составляется и подписывается руководителем испытаний и утверждается ответственными представителями предприя- тия. Для проведения испытаний должна быть оформлена соответствую- щая заявка на получение предусмотренных рабочей программой режи- мов. Проведение испытаний на современном промышленном котельном агрегате связано с организацией большого количества измерений. Для этой цели широко используются одно- и многоточечные регистрирую- щие приборы (см. разд. 3). Кроме того, для проведения испытаний при- влекаются наблюдатели, в задачу которых входит регистрация наибо- лее ответственных параметров. Во время испытаний проводятся записи в журналах наблюдений. Особые условия отмечаются в оперативном журнале бригады. При проведении испытаний в переменных режимах, характеризующихся бы* 28
£Трым протеканием процессов, необходимо обеспечить одновремен- ность записей всех приборов В некоторых случаях рекомендуется применение звукового или светового сигнала. Записи показаний приборов, проводимых наблюдателями, зано- сятся в журнал наблюдений Большая часть измерений фиксируется с помощью различною Йша регистрирующих приборов Показания таких приборов переносят- ся из лент и диаграмм в соответствующие таблицы. Перед обработкой журналы наблюдений должны быть просмотре- ны и проверены руководителем испытаний. По возможности подсчеты средних значений производятся 2 раза различными расчетчиками. Пос- ле подсчета средних замеренных значений вводят поправки и опреде- ляют средние истинные значения Результаты испытаний могут быть представлены в виде графиков # таблиц. Обычно таблицы составляются для представления усредненных за большой отрезок времени значений, характеризующих, как правило, стационарные условия работы оборудования Наиболее наглядным способом представления результатов экспе- риментов является графический способ. Графики желательно составлять на самых ранних стадиях обработки опытных данных, так как это позволяет анализировать полученные результаты и облегчает задачу выявления грубых ошибок Первичные приборы и записи в журналах наблюдений отражают изменение во времени того или иного параметра. В то же время в не- которых случаях необходимо выявить также зависимость этих пара- метров и от других величин (нагрузки, давления и т. д), что и слу- жит основанием для выбора координат при построении графиков В котлах имеют место сложные взаимосвязи отдельных парамет- ров и режимных факторов Поэтому целесообразно построение комп- лексных графиков, на которых в соответствующих масштабах наносят кривые изменения основных определяющих величин во времени. Такие графики облегчают поиск факторов, оказывающих преимущественное влияние на изменение параметра, представляющего основной интерес 1.2. ГОСУДАРСТВЕННЫЕ ИСПЫТАНИЯ ПО ДВУМ КАТЕГОРИЯМ КАЧЕСТВА В соответствии с постановлением ЦК КПСС и Совета Министров СССР от 18 августа 1983 г. «О мерах по ускорению научно-технического прогресса в народном хозяйстве» разработаны и установлены единые и обязательные для всех министерств и ведомств правила аттестации промышленной продукции по двум категориям качества (высшей и первой). Единый порядок аттестации изложен в [1.2]. Аттестация продукции проводится в целях обеспечения выпуска продукции, отвечающей по своим технико-экономическим показателям высшему мировому уровню, потребностям народного хозяйства и экс- порта. Аттестация промышленной продукции проводится в соответствии с годовыми планами аттестации Планы аттестации утверждаются министерством (ведомством)-изготовителем промышленной продукции по согласованию с министерством (ведомством)-заказчиком (основным потребителем), а по продукции высшей категории качества—также с Минвнешторгом по экспортируемой и перспективной для экспорта продукции. 29
Аттестацию продукции и установление срока действия категорий качества осуществляют государственные аттестационные комиссии. Предприятием-изготовителем представляются государственной ат- тестационной комиссии- стандарты (технические условия), по которым выпускается атте- стуемая продукция; карта технического уровня и качества продукции (ГОСТ 2.116-71); акт (протокол, заключение) испытаний продукции, проведенных в испытательных организациях в соответствии с требованиями, уста- новленными Госстандартом СССР, и другие регламентированные ма- териалы. Государственная аттестационная комиссия имеет право потребо- вать от предприятия-изготовителя дополнительные данные, а также проведения дополнительных испытаний. В общих положениях ГОСТ 25051.0-81 система государственных испытаний определена как система испытаний, осуществляемых голов- ными организациями по государственнным испытаниям и регламенти- руемых специальным комплексом нормативно-методических документов. Порядок проведения государственных испытаний определен ГОСТ 25051.0-81, ГОСТ 16504-81 и другими нормативно-техническими доку- ментами, перечень и изложение которых приводятся в П 3]. Основной целью государственных испытаний является получение объективной, достоверной информации и фактических значениях пока- зателей качества продукции и соответствие их нормативно-техниче- ской документации для принятия решений: о постановке новой продукции на производство; о б окончании освоения серийного (массового) производства; о продолжении серийного выпуска продукции; о присвоении категории качества продукции при аттестации, о возможности производства продукции для экспорта; о целесообразности импорта продукции; о выдаче сертификата соответствия. В соответствии с целями и задачами государственных испытаний продукции устанавливаются следующие виды: приемочные; квалифика- ционные, инспекционные; аттестационные; сертификационные. Государственные испытания проводят организации и предприятия, в установленном порядке, утвержденные в качестве головных органи- заций по государственным испытаниям закрепленных за ними видов продукции, или другие организации и предприятия по поручению го- ловных организаций. Организации и предприятия, проводящие государственные испы- тания, должны быть аттестованы в установленном порядке, и иметь регистрационное удостоверение на право проведения государственных испытаний закрепленных видов продукции. Применяемое при государственных испытаниях испытательное обо- рудование должно быть аттестовано, средства измерений должны быть проверены, а методики испытаний аттестованы в установленном по- рядке. Головная организация по государственным испытаниям разраба- тывает, как правило, типовые программы и методики государственных испытаний закрепленной за ней видов продукции Оформление и оценку точности результатов испытаний следует производить по правилам, установленным для данного вида испыта- ний и продукции. 30
При проведении аттестации паровых котлов, предназначенных для установки на электростанциях, проводится довольно обширный комплекс измерений, большая часть которых включает теплогидравлические измерения Это относится к аттестации как новых, так и реконструи- рованных паровых котлов. В процессе измерений должны быть полу- чены достоверные экспериментальные данные, характеризующие сте- пень сходимости расчетных и экспериментальных данных по основным параметрам. Должны быть также получены данные, характеризующие Надежность работы всех элементов котла. Материалы, помещенные П справочнике, могут быть использованы при проведении аттестации. Это касается температурных измерений обогреваемых и необогревае- Йых элементов поверхностей нагрева котла, гидравлических измерений, ^парации, йодного режима и работы металла. 1.3. РАСЧЕТ ПОГРЕШНОСТЕЙ ИЗМЕРЕНИЙ Для правильного анализа экспериментальных данных необходимо определить погрешности измерений. Известно, что даже при доста- точно точных измерениях одной и той же величины результаты много- кратных измерений могут отличаться друг от друга и, следовательно содержать ошибки. Грубые ошибки (промахи), как правило, обнаруживаются при первичной обработке экспериментальных данных. Внешним призна- ком результата, содержащего грубую ошибку, является резкое отличие этой величины от остальных при примерно одинаковых условиях. Эти ршибки вызываются неправильностью отсчета по шкале измерительно* го прибора, ошибочной записью в журнале наблюдения и другими причинами, которые являются следствием невнимательности, недобро- совестности или недостаточной квалификации наблюдателя Результа- ты измерений с грубыми ошибками отбрасываются Систематические ошибки вызываются факторами, дей- ствующими одинаковым образом при многократном повторении одних и тех же измерений В зависимости от причин, вызывающих системати- ческие ошибки, некоторые из них могут быть или устранены в про- цессе измерений, или учтены с помощью соответствующих поправок яри обработке экспериментальных данных, например поправка на гидростатическое давление при сниженном расположении манометра Я др Для избежания или сведения к минимуму систематических оши- бок необходимо заранее продумать методику испытаний и со всей тща- тельностью провести монтаж схемы измерения Случайные ошибки возникают в результате суммирования большого количества факторов, действие каждого из которых не мо- жет быть определено в отдельности Случайные ошибки являются неустранимыми, а учет их влияния на оценку истинного значения изме- ряемой величины производится с помощью методов теории вероятно- стей. Иногда при обработке экспериментальных данных интервал, в ко- тором находится истинное значение измеряемой величины, определя- ется исходя только из класса точности прибора. Например, если вто- ричный прибор со шкалой 0—800 °C имеет класс точности 0,5, то воз- можные значения температуры, исходя из приведенного выше, лежат В диапазоне ±4 °C, а наиболее вероятным значением считается изме- ренное значение. Такое заключение о точности измерения не содержит Достаточно информации и само по себе малоэффективно и может при- 31
вести к противоречивым результатам, ибо оно не учитывает верой г* ности того, что действительная температура может лежать вне этого диапазона. До недавнего времени при обработке результатов промышленных исследований котлов нс использовались вероятностные методы оценки точности измерений. Экспериментаторы производили качественную оценку работы котла на основании в основном средних значений и пред- ставляли большое количество графиков и таблиц, усложняющих анализ результатов, особенно при сопоставлении результатов исследования разных методик и авторов. Нередко оценка точности результатов экспе- риментов носила субъективный характер В настоящее время вопросу определения точности измерений уде- ляется большое внимание, особенно на мощных энергетических блоках, в которых каждый процент ошибки существенно влияет на правиль- ность определения их экономических показателей. Методика расчета погрешностей измерений на промышленных кот- лах до сего времени мало освещена в специальной технической лите- ратуре Наиболее полно этот вопрос освещен в (1.4—1.6, 1.7). Случайные ошибки измерения характеризуются определенным за- коном их распределения. Существование такого закона можно обнару- жить путем многократного повторения измерения некоторой величины в неизменных условиях. Оказывается, что отношение числа т тех результатов измерений, которые попадают в любой выделенный ин- тервал, к общему числу произведенных измерений п при достаточно большом числе измерений является близким к постоянному числу (для данного интервала). Это обстоятельство позволяет к изучению, случай- ных ошибок измерения применить методы теории вероятностей. Ниже приводятся некоторые понятия из теории вероятностей. Под вероятностью события Л понимают отношение чис- ла случаев, благоприятствующих данному событию Л, к числу всех возможных случаев Р (A) ~mjn. Невозможному событию (/п=0) соответствует вероятность О, достоверному (благоприятны п возможных случаев) — ве- роятность 1. Вероятность случайного события заключена между 0 и 1. Функцией распределения случайной величины X (закон распределения) называется функция F(x), задающая вероят- ность события Х<х, те. вероятность того, что случайная величина X будет меньше некоторого числа х: F (х) = Р {X < х}. Плотность распределения вероятности случай- ных величин определяется как производная функции распреде- ления f(x)^dF (x)/dx. Функция распределения является полной характеристикой случай- ной величины. Часто достаточно указать некоторые числовые пара- метры, характеризующие отдельные существенные стороны распределе- ния случайной величины, К характеристикам значения, вокруг которо- го группируются все возможные значения случайной величины, отно- сится математическое ожидание. Мате м этическое ^ожидание (среднее значение случайной величины X, обозначаемое x)t определяется выражениями: 32
для дискретной случайной величины i для непрерывной случайной величины +?° х = | xf(x)dx. — оо Можно сказать, что математическое ожидание является теорети- ческим пределом, к которому приближается среднее значение случай- ной величины при большом числе измерений. Так, например, уровень воды в барабане котла, на который настроен автомат питания, явля- ется математическим ожиданием непрерывно изменяющихся в процессе эксплуатации значений уровня. При обработке результатов эксперимента исследователю необходи- мо знать соотношение между средним значением измеряемой величи- ны, вычисленной из последовательности нескольких измерений, и истин- ной величиной. Способ задания этого соотношения состоит в установ- лении границ около среднего значения, вне которых будет находиться, например, только 10 % полученных при дальнейших измерениях значе- ний. Ошибка измерения не является самостоятельно существующей, а зависит от принятого уровня вероятности Р. Таким образом, для характеристики случайной ошибки необходимо задать два числа, а именно величину ошибки (или доверительного интервала) и величину доверительной вероятности. доверительной вероятностью называется^верояпюсть Р того, что искомая величина х находится в интервале х—Дх, х-4-Дх, который на- зывается доверительным интервалом. Пример 1.1. Доверительная вероятность 0,9, температура 600 °C, доверительные Гранины ±5 °C. Это означает, что в среднем для 10 % измерений истинная температура будет отличаться более чем на 5 °C. За наиболее вероятное значение измеряемой величины следует принять ее среднеарифметическое х, вычисленное из всего ряда изме- ренных значений: п S-ч х = ----. (ID п В формуле (11) х,—единично измеренная величина; л —число измерений Среднеквадратичная ошибка при этом вычисляется по формуле -4=1— <!-2> В качестве меры рассеяния исследуемой величины используется значение дисперсии о2, показывающей, как сильно отклоняются отдель- ные измерения от своего среднего значения. Корень квадратный из дисперсии о называют стандартом. При большом числе наблюде- ний sn стремится к некоторому постоянному o=limsn. В практических п-* оо 3—109 33
расчетах пользуются выборочной дисперсией считая» что а выборочный стандарт Sn Относительная среднеквадратичная ошибка w, выраженная в про- центах, называется коэффициентом вариации, %, о — 100. (1.3) х Пусть результат Xi встречается т\ раз, результат х% встречается раз,..., результат хк встречается тк раз (mi+/n2+...4^=n). Тогда формулы (1 1) и (12) принимают следующий вид: k = (14) £=-1 (1-5) В качестве закона распределения случайных ошибок измерения ча- ще всего принимается многократно подтвержденный экспериментами нормальный закон распределения Гаусса, согласно которому y==_L_e-<Ax)V2O. (1.6) о у 2л В формуле (16) е —основание натурального логарифма, а пара- метр о (а>0) характеризует точность измерений. На рис. 1 1 приведен график нормального распределения для трех значений о, из графика видно, что при уменьшении о кривая распреде- ления сжимается, т е. чем меньше о, тем меньше разброс ошибок около нуля. Доверительный интервал обычно оценивается числами, кратны- ми о, причем в инженерных расчетах применяются три интервала* ±<у, zb 2 о, ±3о. Доверительному интервалу dzo соответствует доверительная вероятность 0,68 Для получения доверительной вероятности 0,95 и 0,997 доверительный интервал должен быть равен соответственно 4:2а и dz3o При обычных измерениях, проводимых в котлах, можно ограничи- ваться доверительной вероятностью, для единичного измерения равной 0,9 или 0,95 Добиться доверитель- ной вероятности 0,997 в промыш- ленных условиях трудно Доверительная вероятность может быть рассчитана по форму- Рис. 1 1. Кривая нормального распределения при различных значениях а* / — при <7=1/2; 2—при о=1; 3 — при а=2 34
Таблица 11 Доверительные вероятности а для доверительного интервала, выраженного в долях среднеквадратичной ошибки 2 ~8’/г е=Дх/о. Функция Лапласа 20(e) =----------— I е de=a V2л J О 8 а 8 а 8 а 0 0 1,2 0,77 2,6 0,990 0,05 0,04 1,3 0,80 2,7 0,993 0,1 0,08 1,4 0,84 2,8 0,995 0,15 0,12 1,5 0,87 2,9 0,996 0,2 0,16 1,6 0,89 з,о 0,997 0,3 0,24 1,7 0,91 3,1 0,9981 0,4 0,31 1,8 0,93 3,2 0,9986 0,5 0,38 1,9 0,94 3,3 0,9990 0,6 0,45 2,0 0,95 3,4 0,9993 0,7 0,51 2,1 0,964 3,5 0,9995 0,8 0,57 2,2 0,972 3,6 0,9997 0,9 0,63 2,3 0,978 3,7 0,9998 1,0 0,68 2,4 0,984 3,8 0,09986 1,1 0,73 2,5 0,988 3,9 0,99990 4,0 0,99993 ле Гаусса для любого доверительного интервала. Результаты расчетов приведены в табл. 1.1, ею рекомендуется пользоваться при определении любых отличных от целых чисел значений о Если число наблюдений невелико или даже равно 1 (одно измере- ние), величина о2 и связанная с ней а может быть вычислена по полу- ченным ранее данным, а также из наблюдений на аналогичном обору- довании. Стандарт ох распределения измеряемой величины х включает в себя как случайную ошибку измерения, так и нестабильность параметров объекта, причем эта нестабильность может намного превышать ошибку измерения. Из этого следует, что точность измерений, особенно в про- мышленных условиях, может быть повышена путем стабилизации пара- метров исследуемого объекта Обработка результатов наблюдений производится следующим об- разом. Определяется среднеарифметическое значение измеренных величин. Удобнее всего при подсчете среднеарифметического пользоваться фор- мулой Х(хг-Ь) п (1.7) В формуле (1.7) b — выбранное число, вокруг которого группиру- ются значения отдельных измерений Затем находятся дисперсия и стандартная ошибка единичного на- блюдения. Из числа наблюдений исключаются единичные наблюдения, 3* 35
у которых отклонение от среднего значения больше За После этого проводится второе приближение, для чего определяется среднеарифме- тическое оставшихся измерений и новое значение стандартной ошибки единичного измерения, и снова определяется предельная ошибка За. Сказанное иллюстрируется примером 2. Пример 1.2. Пусть для некоторого ряда измерений температуры по- лучены следующие значения: №=514 °C; о=2°С Какова вероятность того, что результат отдельного измерения не выйдет за пределы, опре- деляемые неравенством 511 °С<№<517СС, в соответствии с которым определены доверительные границы ±3°С, что (в долях о) составляет 8=3: 2= 1,5 Из табл 1 1 находим, что доверительная вероятность а для 8=1,5 равна 0,87 Это означает, что результаты примерно 87 % из- мерений будут укладываться в заданный интервал. Допустим, что в результате измерений температуры металла трубы в нижней радиационной части котла сверхкритического давления с по- мощью температурной вставки получено 26 ее значений, которые приве- дены во втором столбце табл. 1 2. Обработку экспериментальных дан- ных следует начинать с_определения среднеарифметического х. При этом получают значение х«514®С, затем подсчитывают отклонение каж- дой наблюдаемой величины от среднеарифметического (Xi—х), Остаток алгебраической суммы этих отклонений, как видно из таблицы, не ра- вен ну л что указывает на недостаточно точный подсчет (более точное значение х не 514, а 513 6538) Однако для первого приближения в дан- ном случае ошибка порядка 0,35, связанная с разрешающей способно- стью логарифмической линейки, вполне допустима В четвертом столбце табл. 1 2 подсчитаны квадраты каждого отклонения; которые входят в расчетную формулу дисперсии: п — 1 25 Стандартная ошибка единичного наблюдения в первом приближе- НИИ о=Уо« =’/8,85 = 2,97. В математической теории ошибок принято, что единичное наблюде- ние считается промахом, если его отклонение от среднего уровня боль- ше ±3<г. Это позволяет осуществить в первом приближении оценку до- стоверности измерений, сведенных в табл. 1.2: За=2,97-3=8,91 °C. Из сопоставления с табличными значениями измеренной темпера- туры видно, что одно измерение, а именно х=503*С, является грубой ошибкой и может не приниматься во внимание при проведении второго приближения. Результаты второго приближения дают следующие зна- чения: i = 5,14cC; а3 = 4,17; а = 2,04°С; За = 6,12°С. Все отклонения (Хг—х) меньше За=6,12сС, это дает основание предполагать, что среди оставшихся наблюдений грубых ошибок не имеется. Для среднеарифметического измеряемой величины справедливы те же вероятностные оценки, что и для единичного наблюдения. Диспер- сия среднеарифметического оj в п раз меньше дисперсии единичного измерения о* (1.8) 36
Таблица 1.2. Таблица опытных значений температуры металла фемя наблю- дения Темпера- тура xv °C Первое приближение Второе приближение ч мин х.—’х (*<-*>* х.. 'С х.—х 1 2 3 4 5 6 7 14 20 515 +1 1 515 +1 1 22 513 —1 1 513 —1 1 24 512 —2 4 512 —2 4 26 514 0 0 514 0 0 28 517 +3 9 517 +3 9 30 516 +2 4 516 4-2 4 32 515 +1 1 515 +J 1 34 510 —4 16 510 16 36 514 0 0 514 0 0 38 515 +1 1 515 4-1 1 40 516 +2 4 516 4-2 4 42 514 0 0 514 0 0 44 515 +1 1 515 4-1 1 46 516 4-2 4 516 4-2 4 48 518 +4 16 518 +4 16 50 515 +1 1 515 4-1 1 52 503 —11 121 — — 54 514 0 0 514 0 0 56 513 —1 1 513 —1 1 58 515 +1 1 515 4-1 1 15 00 511 -3 9 511 —3 9 02 513 — 1 1 513 —1 1 04 510 —4 16 510 —4 16 06 513 —1 1 513 —1 1 08 516 4 516 +2 4 10 512 —2 4 512 —2 4 Сумма 13355 —9 221 12 852 4-2 100 Количество наблюдений 26 — 26 25 — — Среднее значение 514 — — 514 — — 37
-г Стандарт среднеарифметического в раз меньше стандарта еди- ничного измерения и подсчитывается по формуле л В формуле (1.9) х— среднеарифметическое; Xi — результаты еди- ничных измерений; п — число наблюдений. Попробуем оцепить точность среднеарифметического значения изме- рений, сведенных в табл. 1.2. Стандарт среднеарифметического 0- = = 2.04/J/25 = 0,408 °C. 2о—0,816 °C; Зо= 1,224 °C. Следовательно, для среднеарифметического можно записать: Доверительная вероятность ...» 0,68 0,95 0,997 Доверительный интервал, °C . . . ±0,408 ±0,816 ±1,224 Таким образом, в данном примере оказалось, что ошибка средне- арифметического в 5 раз меньше, чем ошибка единичных измерений, из которых складывается среднеарифметическое. Из формул (18) и (1.9) видно, что уменьшение дисперсии и стан- дарта среднеарифметического возможно путем как увеличения числа измерений л, так и уменьшения ах Например, чтобы повысить точность измерений в 2 или 3 раза, число опытов должно быть увеличено в 4 или 9 раз. Однако, определяя необходимое число измерений, следует иметь в виду, что с ростом числа наблюдений происходит увеличение продолжительности опыта и его удо- рожание. Выше показано, как с помощью табл 1.1 можно вычислить вероят- ность того, что отдельное измерение Xi не будет отклоняться от истин- ного значения более чем на Дх. Пользуясь этой же таблицей, можно также определить, насколько среднеарифметическое х может уклонять- ся от истинного значения х Для этого вместо сг^. следует взять ст—» т. е. в соответствии с фор- мулой (1.7) aXi/n, тогда табличный аргумент е считается по следующей формуле: 8 = Дх/о~ = Дх J/7F /оХ/. (1.10) По определению, дисперсия должна вычисляться по большому ко- личеству измерений, что не всегда представляется выполнимым. Если для оценки доверительной вероятности считать, что и при малом коли- честве измерений s2=«o2, то при использовании табл. 1.1 для нахожде- ния доверительной вероятности значения а будут определены непра- вильно, а именно завышенными Это происходит из-за того, что точность определения среднеквадратичной ошибки при малом числе наблюдений низка и тем ниже, чем меньше п. Поэтому замена sn на а приводит к снижению надежности оценки ошибки. Закономерности ограниченного числа измерений учитываются рас- пределением Стьюдента Техника при этом остается такой же, как и при нормальном распределении. 38
Пусть в результате некоторого числа измерений п определена выбо- рочная дисперсия s2n Требуется определить доверительную вероятность л для заданного доверительного интервала ±Дх. По аналогии с форму- лой (1.8) некая tani играющая ту же роль, что и е, но прн малом чис- ле измерений (1.11) Величины tan, носящие название коэффициентов Стью- дента и вычисленные по законам теории вероятностей для различ- Таблица 13 Коэффициенты Стыодента tan а п 0,6 0.7 0,8 0,9 | 0,95 0,98 0.99 | 0,998 0,999 2 1,38 2,0 3,1 6,3 12,7 31,8 63,7 318,3 636,6 3 1,06 1,3 1,9 2,9 4,3 7,0 9,9 22,3 31,6 4 0,98 1,3 1,6 2,4 3,2 4,5 5,8 10,2 12,9 5 0,94 1,2 1,5 2,1 2,8 3,7 4,6 7,2 8,6 6 0,92 1,2 1,5 2,0 2,6 3,4 4,0 5,9 6,9 7 0,90 1,1 1,4 1,9 2,4 3,1 3,7 5,2 6,0 8 0,90 1,1 1,4 1,9 2,4 3,0 3,5 4,8 5,4 9 0,90 1,1 1,4 1,9 2,3 2,9 3,4 4,5 5,0 10 0,88 1,1 1,4 1,8 2,3 2,8 3,3 4,3 4,8 11 0,88 1,1 1,4 1,8 2,2 2,8 3,2 4,1 4,6 12 0,87 1,1 1,4 1,8 2,2 2,7 3,1 4,0 4,5 13 0,87 1,1 1,4 1,8 2,2 2,7 3,1 3,9 4,3 14 0,87 1,1 1,4 1,8 2,2 2,7 3,0 3,85 4,2 15 0,87 1,1 1,3 1,8 2,1 2,6 3,0 3,8 4,1 16 0,87 1,1 1,3 1,8 2,1 2,6 2,9 3,7 4,0 17 0,86 1,1 1,3 1,7 2,1 2,6 2,9 3,7 4,0 18 0,86 1,1 1,3 1,7 2,1 2,6 2,9 3,65 4,0 19 0,86 1,1 1,3 1,7 2,1 2,6 2,9 3,6 3,9 20 0,86 1,1 1,3 1,7 2,1 2,5 2,9 3,6 3,9 21 0,86 М 1,3 1,7 2,1 2,5 2,8 3,55 3,8 22 0,86 1,1 1,3 1,7 2,1 2,5 2,8 3,5 3,8 23 0,86 1,1 1,3 1,7 2,1 2,5 2,8 3,5 3,8 24 0,86 1,1 1,3 1,7 2,1 2,5 2,8 3,5 3,8 25 0,86 1,1 1,3 1,7 2,1 2,5 2,8 3,5 3,7 26 0,86 1,1 1,3 1,7 2,1 2,5 2,8 3,45 3,7 27 0,86 1,1 1,3 1,7 2,1 2,5 2,8 3,4 3,7 28 0,86 1,1 1,3 1,7 2,0 2,5 2,8 3,4 3,7 29 0,86 1,1 1,3 1,7 2,0 2,5 2,8 3,4 3,7 30 0,85 1,1 1,3 1,7 2,0 2,5 2,8 3,4 3,7 40 0,85 1,1 1,3 1,7 2,0 2,4 2,7 3,3 3,6 60 0,85 1,0 1,3 1,7 2,0 2,4 2,7 3,2 3,5 120 0,85 1,0 1,3 1,7 2,0 2,4 2,6 3,2 3,4 00 0,84 1,0 1,3 1,6 2,0 2,3 2,6 3,1 3,3 39
ных п и а, приведены в табл. 1 3. При сравнении ее с табл. 1.1 видно, что tan стремится к е при большом количестве и. Это происходит с уве- личением п потому, что sn стремится к о. Все приведенные выше доверительные оценки как средних значений, так и дисперсий основаны на гипотезе нормальности закона распреде- ления случайных ошибок измерений и поэтому могут применяться лишь в тех случаях, когда результаты эксперимента не противоречат этой ги- потезе. Если результаты эксперимента вызывают сомнение в нормальности закона распределения случайных ошибок, то для решения вопроса о при- годности или непригодности нормальною закона необходимо произвести достаточно большое число измерений и применить методы проверки нор- мальности распределения. Один из них, изложенный в [16], связан с оценками центральных моментов третьего и четвертого порядков (Из и щ)- В случае нормального распределения случайных ошибок эти момен- ты равны соответственно Цз^О, m—Зо4. Оценками этих моментов по результатам эксперимента служат эмпирические центральные моменты, соответственно и М4, вычисленные по следующим соотношениям: k = (112) k (113) 1=1 Для удобства сравнения подсчитывают безразмерные характерис- тики: показатель асимметрии gs = M3/s* (1.14) и эксцесс E = (^/s4)-3, (1.15) где s — эмпирический стандарт ошибки. Обе эти характеристики должны быть малы, если распределение нормально. О малости этих характеристик судят путем сравнения их со среднеквадратичными ошибками, соответственно равными /б(п- !)/[(«+ 1) (П + З)] для gs; (1.16) К24п (п — 2) (п — 3)/[(п — I)2 (п + 3) (п + 5)] для Е, (1.17) где и — количество измерений. Если хотя бы одна из указанных харак- теристик превосходит свою среднеквадратичную ошибку, то нормаль- ность закона распределения подвергается сомнению. Более подробно изложение методов проверки нормальности закона распределения при- ведено в [1.6]. В процессе проведения исследований экспериментатору зачастую приходится определять также и величины, являющиеся функцией не- скольких параметров. Например, для определения воспринятого экрани- рованной топкой теплоты необходимо измерять расход среды в экра- нах, ее температуру и давление в разных точках При таких измерениях, называемых косвенными (в отличие от пря- мых, при которых величина измеряется непосредственно), необходимо также уметь вычислять ошибки измерений. 40
В общем виде определяемая косвенным путем искомая величина, .зависящая от параметров хи хг...хп, выражается уравнением y = f(.x1,xi,x3, ...,хп). (1.18) •Тогда дисперсия искомой функции будет иметь следующий вид: 2 И V 2 , И V 2 , , ( У V 2 °* = (“aj + ("aj %+•••+ (-£-) °*п В формуле (1 19) д{/дхь дудх2> df/dxn — частные производные функции по Хь х2, ...» хЛ; а2х , о* , сх —дисперсии хь х2, хп. Так же как и для единичного измерения, доверительная вероят- ность косвенного измерения определяется по стандарту косвенного на- блюдения оу, а точность измерения зависит от числа наблюдений в со- ответствии с формулой (1.19) о- =ау!^ п- (1 -20) Практический расчет ошибки косвенного измерения требует при- менения различных приемов в зависимости от конкретной задачи Рас- смотрим некоторые из них а) Искомая величина определяется по таблицам, например по за- веренным температуре и давлению необходимо определить энтальпию пара. В этом случае дифференцирование функции производится графи- чески. По полученным первым производным di/di и di/dp и известным дисперсиям и Gp в соответствии с формулой (1.19) производится оп- - ределение Дисперсии Gp б) Искомая величина является степенной функцией вида y = (1.21) Тогда безразмерный стандарт для такой функции + (1.22) Безразмерный стандарт — это отношение стандарта измеряемой ве- личины к ее абсолютному значению ву/у, ..., GXrt/xn. Из формулы (1.22) следует, что чем выше степень данного параметра х^ тем больше влияние дисперсии этой величины на искомую. Таким образом, для повышения точности косвенного измерения необходимо стремиться в первую очередь повысить точность величин, входящих в уравнение (1.21), которые имеют наибольший показатель степени. « Ниже приводится пример расчета стандарта измеряемого гидрав- лического сопротивления трубы при протекании в ней жидкости пли газа. Расчетная формула имеет следующий вид: &р ~ kMvG2 , (1.23) где & —постоянный коэффициент; X — коэффициент трения; / — длина трубы; G— расход жидкости или газа; v —удельный объем; d — вну- тренний диаметр трубы. Безразмерный стандарт гидравлического сопротивления Др опре- деляется по следующей формуле через безразмерные стандарты вхо- 41
дящих в уравнение (1.23) величин: Фдр = У <Pi + ф! + Ф? + Фр + 4<?g + 25ф|. (1.24) Из уравнения (1.24) видно, что для повышения точности измере- ния Др особое внимание следует уделить измерению диаметра и рас- хода среды. Приведенный пример является наиболее типичным и распростра- ненным применительно к исследованиям котлов. 1.4. МАТЕМАТИЧЕСКАЯ ОБРАБОТКА ОПЫТНЫХ ДАННЫХ Наиболее часто встречается случай, когда исследуемая величина меняется с изменением условий опыта, а цель исследований заключа- ется в нахождении функциональной зависимости, которая наиболее точно описывает закон изменения этой величины в интервале, охваты- ваемом экспериментом. В этом случае для удобства обработки ошибка целиком относится к искомой функции. Результаты экспериментов мо- гут быть представлены в виде табличных данных или опытных точек в системе координат. Особенность задачи нахождения функциональной зависимости по опытным данным состоит в том, что наличие случайных ошибок измерения делает неразумным подбор формулы, точно описы- вающей все опытные значения. Это значит, что график искомой функ- ции не должен проходить через все точки в системе координат. При этом эмпирическую формулу обычно выбирают из формул наиболее распространенного типа, например у яв ах + Ь\ у~ аеЬх + с; у = а + h sin ox + г1)) • Вид формулы выбирают из теоретических соображений или из со- ображения простоты представления опытных данных. Задача матема- тической обработки сводится к отысканию коэффициентов а, Ь, с вы- бранной формулы. Наиболее распространенным методом решения такой задачи является метод наименьших квадратов. Пусть из каких-то обоснованных соображений выбран линейный вид искомой функции, а именно у~ах+Ь. В соответствии с решением по методу наименьших квадратов коэффициенты а и b в этом уравнении могут быть опреде- лены по формулам п п п * = —4-------77-ТГ- U-25) «2И- 2d 1 \ 1 / п п п п 2------Х1 Уг ~ 2 х* 2 xt Уг , 1111 ” ----- ;-----— (| '26> 1 \ 1 / В формулах (1.25) и (1.26): я —число наблюдений; Хг— абсциссы то- чек, в которых проводится измерение; yi — результаты измерений. Мож- 42
во также определить дисперсию уклонения точек от прямой и дис- персию и s| коэффициентов а и b соответственно, пользуясь следую- щими соотношениями: п / п \? ?2 = J___AJ___ ° п — 2 п(п —2) (п п п \2 — ^Х^У, 1 11/ а-27) (1.28) (1.29) Далеко не всякая зависимость описывается уравнением прямой. Однако в некоторых случаях можно путем преобразования свести к ли- нейной нелинейную зависимость. Например, если k У = ~ + ь> то, введя переменную z=l/x, получим линейную связь между у и z: y=kz+b. Если y=abx, то путем логарифмирования получим линейную связь между х и 1g у. При более сложной зависимости искомую функцию можно заме- нить полиномом типа г/= ах +/?х2 + сл3+.. . + &хп. (1.30) Известно, что точность такой замены тем выше, чем выше степень п данного полинома. Методами математической статистики с привлече- нием ЭВМ можно найти коэффициенты a, b, с, ..., k. Ояммъ поиск этот Достаточно сложен, а точность его падает по мере роста количества ис- комых коэффициентов. Поэтому там, где это возможно, следует заме- нить полином на более простую функцию, например типа ^ = ахт, (1»31) Которая путем ее логарифмирования могла бы быть превращена в ли- лейную зависимость. 43
Раздел второй ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПАРОВЫХ КОТЛОВ И УСЛОВИЯ ИХ РАБОТЫ Рост энергетических мощностей на электростанциях происходит в основном за счет ввода блочных энергетических установок сверхкри- тнческого давления. В последнее время в котельной практике отдают предпочтение моноблокам. На КЭС и ТЭЦ без промперегрева пара применяется, как прави- ло, схема с поперечными связями. На ТЭЦ в случае преобладания про- мышленной паровой нагрузки применяются дубль-блоки. Основные типы современных энергетических котлов предназначены для работы с паровыми турбинами 500, 800 и 1200 МВт. Однако на электростанциях имеются в достаточно большом количестве паровые котлы меньшей мощности. Эти котлы также внесены в таблицы основ- ных характеристик котлов. В настоящее время разработана и осуществляется широкая про- грамма технического перевооружения и реконструкции тепловых элек- тростанций. Эта программа предусматривает модернизацию действую- щего оборудования ТЭС. В частности, на котлах планируется обновле- ние экранных, пароперегревательных и конвективных поверхностей нагрева, горелочных устройств. Предусматривается также на блоках 300 МВт модернизация системы управления, в том числе автоматиза- ция пусковых процессов. Модернизация позволит в ряде случаев про- длять на 10—15 лет срок эксплуатации при одновременном повышении надежности и экономичности оборудования. В соответствии с ГОСТ 3619-82 котлы должны изготовляться сле- дующих типов: Пр — с принудительной циркуляцией; Прп — то же с промежуточным перегревом пара; Е — с естественной циркуляцией; Еп — то же с промежуточным перегревом пара; П — прямоточные; Пп — то же с промежуточным перегревом пара; Кп— с комбинирован- ной циркуляцией, с промежуточным перегревом пара. Основные параметры котлов должны удовлетворять требованиям ГОСТ 3619-82 (табл 2.1). Условное обозначение типоразмера котла должно состоять из: обозначения типа котла по стандарту; значения его паропроизводительности; значения абсолютного давления пара в МПа; для котлов, спроек- тированных до введения в действие ГОСТ 3619-82 (01.07.83), допуска- ется значение в кгс/см2; значений температур пара и промежуточного перегрева пара; индексов вида топлива и типа топки; для котлов с наддувом добавочного индекса Н. Если температуры пара и промежуточного перегрева одинаковы, то температуру указывают 1 раз; если они различны, то указывают дро- бью обе температуры. Для котлов на насыщенном паре температуру не указывают. Для обозначения вида топлива и типа топки установлены следую- щие индексы: К — каменный уголь и полуантрацит; Б — бурый уголь; С —сланцы; 44
Таблица 2.1. Номинальные значения основных параметров котлов (по ГОСТ 3619-82) «ь— Типы хотлоз Паропроиз- водитель- ность, т/ч Абсолютное давление пара, МПа (кгс/см2) Состояние или темпера- тура пара, °C Температура промежуточ- того перегре- ва пара, °C Темпера- тура пи- тательной воды, °C Пр 0,16, 0,25; 0,40; 0,70; 1,00 0,9 (9) Насыщен- ный — 50 Е 0,25; 0,40; 0,70 1,0; 1,6; 2,5 От 50 до 100* 2,5 1,4 (14) Насыщен- ный — 100 4,0; 6,5; 10,0; 16,0; 25,0; 35,0 1,4 (14) Насыщен- ный или пе- регретый, 225 —* 50; 75 1,4 (14) 225 — 100; 160 1,4 (14) 250 —- 10; 16; 25; 35 2,4 (24) Насыщен- ный или пе- регретый, 250 — 50; 75; 100; 160 2,4 (24) 250 — 10; 25; 35; 50; 75; 100; 160 4,0 (40) 440 — 145 (160); 220 10,0 (100) 540 — 215 (210); 320; 420; 500; 820 14,0 (140) 560 — 230 45
Продолжение табл 2 Л Типы котлов Паропроизво- дигельность, т/ч Абсолютное давление пара, МПа (кге/см2) Состояние или темпера- тура пара, °C Температура промежуточ- ного перегре- ва пара, °C Темпера тура пи- тательной воды, °C Еп, Пп 670 14,0 (140) 545 545 240 Пп 1800 14,0 (140)* 515* 515* 240* ПП, Кп 1000; 1650; 2650; 3950 25,5 (255) 545 542 270 Примечание Изготовление котлов значения паропроизводительности которых заключены в скобки, допускается по согласованию между изготовителем и потребителем ♦ Значения уточняют при проектировании. М — мазут 1 при сжигании в каменной топке индекс типа Г — газ I топки не указывают; О — отходы, мусор; Д — другие виды топлива, не охваченные перечисленными индек- сами; Т — камерная топка с твердым шлакоудалением; Ж — камерная топка с жидким шлакоудалением; Р — слоевая топка (решетка), индекс вида топлив, сжигаемых в слоевой топке, в обозначении не указывается; В —вихревая топка; Ц — циклонная топка; Ф —топка с кипящим слоем (флюидизированный слой). Примеры условных обозначений котлов: типа Е паропроизводительностью 500 т/ч, с абсолютным давлени- ем 14,0 МПа (140кгс/см2) и температурой пара 560 °C, со сжиганием газа и мазута в вихревой топке под наддувом — котел паровой Е-500-140-560ГМВН; типа Пп паропроизводительностью 2650 т/ч, с абсолютным давле- нием пара 25,5 МПа (255кгс/см2), температурой пара 545 °C и темпе- ратурой промежуточного перегрева пара 545 °C, со сжиганием каменно- го угля в топке с твердым шлакоудалением — котел паровой Пп 2650-255-545/545КТ. В технической документации после условного обозначения типораз- мера котла, предусмотренного стандартом, допускается указывать в скобках обозначение модели, принятое заводом-изготовителем. Наи- более распространена маркировка, в которой первая буква или буквы обозначают завод-изготовитель: Т — Таганрогский котельный завод 46
«Красный котельщик» (ПО ТКЗ); П — Подольский машиностроитель- ный завод им. Орджоникидзе (ЗиО); БКЗ — Барнаульский котель- ный завод (ПО «Сибэнергомаш»), п — пылеугольный, П — прямоточ- ный. 2.1. КОМПОНОВКА И ТЕПЛОВАЯ СХЕМА КОТЛА Компоновка котла выбирается исходя из свойств сжигаемого топ- лива, паропроизводительности, числа автономно регулируемых потоков воды и пара и выходных параметров пара. Различают П-образную, Т-образную, U-образную, трехходовую, четырехходовую и башенную компоновки (рис. 2 1). Основными компо- новками считаются П-образная, Т-образная, 4-ходовая и башенная. Рис. 2 1. Схемы компоновок котлов П-образная (рис. 2.1, с) компоновка позволяет осу- ществлять удобное для монтажа и обслуживания расположение систе- мы топливоподачи и трассировки газового тракта. Недостатком этой компоновки является неравномерное заполнение газами топочной ка- меры, что определяет неравномерность омывания продуктами сгорания поверхностей нагрева, расположенных в верхней части конвективной шахты. Для этой компоновки также характерна неравномерность кон- центрации золы в поперечном сечении конвективной шахты. Для мощных котлов с целью уменьшения глубины конвективной шахты применяется Т-образная компоновка, которая улуч- шает условия сжигания высоковлажных бурых углей с высокоабразив- ной золой (рис. 2.1,6). Для мощных котлов, предназначенных для сжигания газа и мазу- та, в том числе и для бурых углей с большим содержанием высокоабра- зивной золы, может быть использована башенная компоновка (рис. 2.1, д), для котлов с наддувом достигается больший коэффициент улавливания шлака и имеется минимальное газовое сопротивление. Ос- новными недостатками башенной компоновки являются сложность и вы- 47
Таблица 22 Рекомендуемые параметры среды в опорных точках тепловой схемы барабанных и прямоточных котлов (по пароводяному тракту) Расчетные параметры опорных точек Значение выбираемой величины Обеспечиваемые условия Прямоточные котлы сверхкритического давления Параметры пара и воды Температура, °C, и энтальпия рабо- чей СреДЫ, КДЖ/КГ ПрИ Срмакс Энтальпия рабочей среды на выхо- де из НРЧ, кДж/кг Из задания (см. табл. 2.1) /-374,3+3,48 (р—ркр) Ермаке ~f(P> t) ^НРЧ ~^СрМакс — (40 4- 60) Предупреждение аварии труб по- следней панели НРЧ по ходу рабочей среды Общий впрыск, в том числе перед выходным пакетом (меньшие значе- ния для мазута и газа) 6-8 % Надежность регулирования выход- ной температуры свежего пара при изменениях нагрузки, возможность коррекции данных теплового расчета при работе котла на топливе с рабо- чим составом, отличного от расчетно- го Приращение энтальпии в выходном конвективном пакете свежего пара в пароперегревателе, кДж/кг 160—200 Надежность автоматизации регули- рования выходной температуры пара и снижение разверки в зоне высокой температуры пара
р Приращение энтальпии в пакете 1 промежуточного пароперегревателя, о расположенном после парового теп- лообменника (ППТО) Примерно 80 % общего тепло- восприятия промежуточного паро- перегревателя с учетом прираще- ния энтальпии в ППТО Стабильность регулирования и ра- боты промежуточного перегревателя Суммарное приращение энтальпии рабочей среды в поверхностях, распо- ложенных после встроенного расто ночного сепаратора, кДж/кг Параметры пара и воды Допустимый процент кипения в эко- номайзере 545—630 Барабанные котлы Из задания (см. табл 2Л) Не более 15 % Надежность пусковых режимов энергетического блока и регулирова- ния температуры пара Гидродинамическая устойчивость в выходных витках экономайзера Энтальпия воды между пакетами двухступенчатого экономайзера, кДж/кг Не более Л нас “= 165 -ь 210 Равномерная раздача воды по зме- евикам второго пакета экономайзера и снижение тепловой разверки Тепловосприятие в пароохладите- лях, кДж/кг О Д^рег == 65 "5" 85 Надежность регулирования темпе- ратуры пара при изменении нагрузки и возможность коррекции результатов теплового расчета
сокая стоимость опорных конструкций по размещению вспомо! а тель- ного оборудования (вентиляторы, дымососы) и паропроводов. Последовательность размещения поверхностей нагрева котла — тепловая схема определяет температурный напор, а следовательно, и размер различных поверхностей нагрева. При выборе тепловой схе- мы учитываются характеристика топлива, тип котла, параметры пара, способ регулирования температуры перегрева, наличие промежуточного перегрева пара, применяемые марки стали. Основными принципами при выборе тепловой схемы являются при- менение противотока и расположение поверхностей с высокой темпера- турой в местах с максимальной температурой продуктов сгорания. Од- нако иногда приходится отступиться от этих правил для обеспечения надежности работы того или иного элемента схемы (например, в рас- положении радиационных поверхностей нагрева и др.). В табл. 2.2 приведены параметры среды в опорных точках тепло- вой схемы по пароводяному тракту прямоточных и барабанных кот- лов. При работе котла должны обеспечиваться предельные отклонения от номинальных значений температуры пара, регламентируемые ГОСТ 3619-82 (табл. 2.3). В табл. 2.4, 2.5 и 26 приведены основные характеристики котлов, вы- пускаемых заводом «Красный котельщик», Подольским машинострои- тельным заводом им. Орджоникидзе и ПО «Сибэнергомаш». На рис. 2.2, 2.3 и 2.4 показаны продольные разрезы некоторых со- временных котлов П- и Т-образной компоновок с несколькими типами экранирования топочной камеры. Ниже приведены основные термины по котлам, которые использу- ются в настоящем справочнике, а также те, которыми часто пользуются в практике, в том числе при планировании и проведении исследователь- ских и наладочных работ. Номинальная паропроизводитсльность котла— наибольшая паропроизводительность, которую котел должен обеспечить в длительной эксплуатации при сжигании основного топлива или под- воде номинального количества теплоты при номинальных значениях па- раметров пара и питательной воды с учетом допускаемых отклонений. Номинальное давление пара в котле — давление, которое должно обеспечиваться непосредственно за пароперегревателем, а при его отсутствии — непосредственно перед паропроводом к потре- Таблица 2.3. Предельные отклонения температуры пара от номинальных значений (по ГОСТ 3619-82) Температура лара, СС Температура пара проме- жуточного перегрева, °C Предельные отклонения, вС 225, 250 440 540—560 (570) 542—545 (565) +25, —15 +10, —15 +5, —10 Примечание Отклонения установлены при номинальной температуре паря 225 и 250 °C для диапазона парой роизводительности 100—90 % номинальной при сжигании топлива, принятого в качестве основного; при других температу- рах—для диапазонов паропроизводительностей, для которых ГОСТом 3619 82 рег- ламентировано поддержание номинальной температуры пара. 50
Рис. 2 2. Продольный разрез котла ТГМП-324А 51
ci Таблица 2.4. Котлы ПО «Красный котелыцчкэ Марка котла Произво- дитель- ность, т/ч Параметры Основной вид топлива О гметка верхней точки, м Компоновка, способ регулирования темпера- туры перегрева вторич- ного пара по ГОСТ 3619-82 заводская марка Давление, МПа Темпера- тура, °C Пк 3950 25-545ГМН ТГМП-1202 3950 25,5 545 Природный газ 71,0 П-образная, рецирку- ляция газов Пп-2650-25-545ГМН Пи-1000-25-545ГМН ТГМП-204 ТГМП-344СО 2650 1000 25,5 25,5 545 545 Мазут 67,3 49,5 Е-500-13.8-560ГМН Е-500-13.8-560ВН Еп 670-13,8-545ГМН ТГМЕ-464 ТГМЕ-428 ТГМЕ-206 500 500 670 14,0 14,0 14,0 560 560 545 Мазут 43,5 43,0 34,5 П образная Еп-670-13,8-545ДТ ТГМЕ-208 670 14,0 545 Фрезерный горф 38,8 Е-500-13.8-560БВЖ ТЛЕ-427 500 14,0 560 Березовский и пазл- ровские угли 36,1 П образная, рецирку- ляция газов„ 1 1 1 1 1 I !
na-S650^3-54SKT ТПП-804 2650 25,5 545 Кузнецкий уголь 59,3 Т-образная, рецирку- ляция газов Еп-67043,8-545КТ ТПЕ-209 670 14,0 545 Каменный уголь 51,0 П-образная, рецир- куляция газов Пп-1000-25-545КЖ ТПП-312А 1000 25,5 545 Донецкий уголь, га- зовый уголь 51,0 П-образная, ППТО E-500-13,8-560KT ТПЕ-430 500 14,0 560 Кузнецкий уголь 44,8 П-образная Пп-950-25-565ГМ ТГМП-324 950 25,5 565 Природный газ 48,1 П-образная, рецирку- ляция газов Пп-1000-25-545ГМ ТГМП-314 1000 25,5 545 Природный газ 42,0 П-образная, рецирку- ляция газов Е-420-13,8-560КЖ ТПЕ-87 420 14,0 560 Донецкий уголь, по- луантрацит 5,5 П-образная
2 Таблица 2 5. Котлы ЗиО Марка котла Произво- дитель- ность, т/ч Параметры Основной вид топлива Отметка верхней точки, м Компоновка Способ регу- лирования тем- пературы пе- регрева вто- ричного пара по ГОСТ 3619-82 заводская маркиров- ка давление, МПа темпер а- тура, СС Пп-1650-25-545БТ П-70 1650 25,5 545 Венгерский бурый уголь 95,0 Т-образная ппто Пп-990-25-545БТ Пп-660-13,8-540БТ П-64 П-52 990 660 25,5 14,0 545 540 Югославские лигниты Природный газ, мазут 67,8 38,2 Пп-950-25-545КТ Пп-670-13,8-545БТ П-39-2 П-60 950 990 25,5 14,0 545 545 Экибастузский уголь Немецкие бурые угли 48,1 72,0 ППТО Еп-670- 13,8-545БТ Пп-990-25-545БТ П-62 П-59 670 950 14,0 25,5 545 545 Болгарские лигниты Бурый уголь 54,0 63,0 Т-образная Байпас ППТО Пп-950-25-545КЖ Пп-660-13,8-545ДТ П-50 П-65 950 660 25,5 14,0 545 545 Тощий уголь Югославские лигниты 51,4 38,8 П-образная Т-образная ППТО Пп-660-13,8-550КТ Пп-2650-25-545БТ П-55.1 П-67 660 2650 14,0 25,5 550 545 Каменный уголь Березовский бурый уголь 63,0 103 П-образная ППТО Пп-1650-25-545КТ П-37-ЗМ 1650 25,5 545 Экибастузский уголь 59,3 Т-образная ППТО
Таблица 2.6. Котлы БКЗ (ПО сСибэнертомаш») Марка котла Произво- дитель- ность, т/ч Параметры Основной вид топлива Отметка верхней точки, м по ГОСТ 3619-82 заводская марка Давление, МПа Температура, СС Е-500-13.8-560БТ БКЗ-500-140-1 500 14,0 560 Березовский бурый уголь 48,1 Е-420-13,8-560ГМН БКЗ-420-140- НГМ-4 420 14,0 560 Природный газ, ма- зут 32,4 Е-420-13.8-560БЖ БКЗ-420-140-ПТ-2 420 14,0 560 Ирша-бороди некий бурый уголь 42,0 Е-420-13,8-560БТ БКЗ-420-140-6 420 14,0 560 Азойский бурый yroib 40,5 Е-420-13.8-560БТ БКЗ-420-140-7 420 14,0 560 Райчихинский бурый уголь 42,0 Е-420-13,8-560БТ БКЗ-420-140-5 420 14,0 560 ’Экибастузский уголь 38,9 Е-420-13,8-560КЖ БКЗ-420-140-3,4 420 14,0 560 38,0 Е-420-13,8-560ГМН БКЗ-420-140/ /ГМН4 420 14,0 560 Газ 36,5
Рис 2 3 Продольный разрез котла ТГМП-314 бителю пара при номинальной паропроизводительности стационарного котла. Номинальная температура пара в котле — тем- пература, которая должна обеспечиваться непосредственно за паропере- гревателем стационарного котла, а при его отсутствии непосредственно перед паропроводом к потребителю пара при номинальных значениях давления пара, температуры питательной воды и паропроизводительно- сти с учетом допустимых отклонений. Расчетное давление в котле — давление, принимаемое при расчете элемента стационарного котла на прочность Рабочее давление пара в котле — давление непосред- ственно за пароперегревателем или при его отсутствии на выходе из стационарного котла при расчетных режимах. Пробное давление в котле — давление, при котором стационарный котел подвергается гидравлическому испытанию на проч- ность и плотность, устанавливаемое в соответствии с правилами Гос- гортехнадзора СССР. 56
ГОСТ 23172-78 определены названия элементов и составных частей котла, которые разрешается применять в случаях, исключающих воз- можность их различного толкования. Ниже приводятся названия неко- торых элементов, которые встречаются в справочнике, краткие формы терминов приведены в скобках. Коллектор стационарного котла (коллектор)* Барабан стационарного котла (барабан). Каркас стационарного котла (каркас). 57
Обмуровка стационарного котла (обмуровка). Поверхность нагрева стационарного котла (поверхность нагрева). Парообразующая поверхность стационарного парового котла (па- рообразующая поверхность нагрева). Радиационная поверхность нагрева стационарного котла (радиа- ционная поверхность нагрева). Радиационно-конвективная поверхность нагрева стационарного котла (радиационно-конвективная поверхность нагрева). Конвективная поверхность нагрева стационарного котла (конвек- тивная поверхность нагрева). Ошипованная поверхность нагрева стационарного котла (ошипован- ная поверхность нагрева). Экран стационарного котла (экран). Двусветный экран стационарного котла (двусветный экран). Нижняя радиационная часть прямоточного стационарного котла Средняя радиационная часть прямоточного стационарного котла (СРЧ). Верхняя радиационная часть прямоточного стационарного котла (ВРЧ). Мембранный экран стационарного котла (мембранный экран). Панель экрана стационарного котла (панель экрана). Ширмовая поверхность нагрева стационарного котла. Котельный пучок стационарного котла (котельный пучок). Переходная зона стационарного котла. Ступень пароперегревателя стационарного котла (ступень перегре- вателя) Радиационный пароперегреватель стационарного котла (радиаци- онный перегреватель). Ширмовый пароперегреватель стационарного котла (ширмовый пе- регреватель) Конвективный пароперегреватель стационарного котла (конвектив- ный перегреватель) Экономайзер стационарного котла (экономайзер). Змеевиковый экономайзер стационарного котла. Воздухоподогреватель стационарного котла (ВП). Трубчатый воздухоподогреватель стационарного котла. Регенеративный вращающийся воздухоподогреватель стационарно- го котла (РВП). Опускная труба стационарного котла. Отводящая труба экрана стационарного котла. Подвесная труба стационарного котла. Перепускная труба стационарного котла. Продувочная труба стационарного котла. Сепарационное устройство стационарного котла. Внутрибарабанное сепарационное устройство стационарного котла. Пароохладитель стационарного котла. Впрыскивающий пароохладитель стационарного котла. Поверхностный пароохладитель стационарного котла. Паровой теплообменник стационарного котла. Газопаровой теплообменник стационарного котла. Топка стационарного котла (топка). Холодная воронка стационарного котла (холодная воронка) Газоход стационарного котла (газоход). Пережим топки стационарного котла. 58
Таблица 27 Наименования и условные обозначения типовых поверхностен нагрева и элементов паровых imaw Наимеиоваяие Сокращенное обозначение Условное графическое обозначение Экономайзер1 вэ И Подвесные трубы конвективных поверхностей нагрева ширмовых поверхностей нагрева1 Нп Радиационные по- верхности нагрева Экран топки Подовый экран Под НРЧ (НРЧ I. НРЧ 11) СРЧ (СРЧ I, СРЧ 11) ВРЧ (ВРЧ I, ВРЧ II) Бл» Зл, Бпр, Э ЗЭ Радиационная часть нижняя средняя верхняя фронтовой экран боковой (левый, правый) экран задний экран Радиационный пароперегреватель1 Переходная зона Радиационно-потолочная ступень Сл СО ПР пз РПС 91
2? Продолжение табл. 2.7 Наименование Сокращенное обозначение Условное графическое обозначение Потолочно-конвективная ступень Экраны (панели) поворотного газохода1 Потолочный экран пкс эпк ПЭ 1 1 liliiSI Bi 1 1 Экраны (панели) стен горизонтального газохода Ширмы (ширма I, ширма Пит, д.) Конвективный пароперегреватель (конвективная ступень I, конвектив- ная ступень II ит. д.) эгг ш (Ш1, ШП и т.д.) ПК, (ПК1, ПКИ И т.д.) 1 I III Теплообменник газопаровой Труба Змеевик конвективной ступени ППТО ГППТО а
Ширма 1 1 Змеевиковый эк- ран Вертикальная навивка Горизонтальная навивка Навивка системы Рамзина — с____ Коллектор Полное перемешивание потока среды Впрыск (впрыск I, впрыск Пит. д.) Номер потока обогреваемой среды Влр1, ВпрП и т д. I h— © 1 Названия этих элементов приведены в соответствии с ГОСТ 23172 78. о
Золовой бункер стационарного котла. Шлаковая ванна стационарного котла. В табл. 2 7 приведены наименования и условные обозначения ти- повых поверхностей нагрева и элементов паровых котлов. Этой табли- цей следует пользоваться при составлении различных схем и другой технической документации при подготовке к проведению испытаний Методика проведения работ по наладке и исследованию темпера- турного и гидравлического режимов поверхностей нагрева котлов прак- тически не зависит от компоновки котельной установки, однако при проведении испытаний необходимо учитывать конструктивные и ком- поновочные особенности котлов с точки зрения достижения более ра- ционального размещения необходимых средств измерения при мини- мальной затрате дорогостоящих материалов. При организации работ по установке термопар, температурных вставок и других измерительных устройств необходимо учитывать свой- ства применяемых на котлах теплоизоляционных материалов и конст- рукцию обмуровки, через которую выводятся за пределы котла термо- электроды и импульсные трубки к измерительным приборам. Высота современных котлов достигает 50—60 м и более. Поэтому установка экспериментальных датчиков давления, перепадомеров и про- кладка к ним импульсных линий осуществляются по заранее разрабо- танным проектам и схемам Разработка этих схем производится с уче- том удобства обслуживания датчиков и приборов, исключения возмож- ности местных перегревов среды в импульсных линиях, необходимости введения поправок на нивелирную составляющую и других специфи- ческих требований. 2.2. ТОПОЧНЫЕ ЭКРАНЫ Топочные экраны прямоточных котлов образуют радиационную по- верхность нагрева, которая в котельных установках большой произво- дительности разбивается на нижнюю радиационную часть (НРЧ), верх- нюю радиационную часть (ВРЧ) и среднюю радиационную часть (СРЧ). В первых конструкциях прямоточных котлов отечественного произ- водства (в основном это котельные установки докритического давле- ния) применялась горизонтальная навивка экранов топочной камеры, предложенная Л. К Рамзиным. Обычно компоновка экранов предусматривала горизонтальное рас- положение труб, размещенных на фронтовой и задней стенах топочной камеры парового котла. Трубы располагались в виде панелей, уклон которых вверх выполнялся на одной ^из боковых стен. В котлах кон- струкции Рамзина трубная система в пределах НРЧ и ВРЧ не имеет промежуточных коллекторов. В котлах с естественной циркуляцией испарительные топочные эк- раны выполняются в виде вертикальных труб с параллельным их вклю- чением по всему периметру тонки, что возможно благодаря малым значениям допустимых массовых скоростей 300—600 кг/(м2-с). Для блочной поставки трубы испарительных экранов объединяют в секции шириной 2,5—3 м, имеющие отдельные раздающие и собирающие каме- ры с водоподводящими и пароотводящими трубами. В современных прямоточных котлах сверхкритического давления применяются различные схемы экранирования. Эти схемы предусматри- 62
вают применение как горизонтальных, так и вертикальных одноходовых Л многоходовых трубных пакетов. На рис. 2.5 показаны основные схемы гидравлических контуров поверхностей naipeea, применяющихся при экранировании топок пря- моточных котлов На ряде котлов применяется комбинация различных схем экра- нирования топочной камеры. При выборе типа экранирования исходят Поверхности нагрева. Рис. 2 5 Основные схемы гидравлических контуров поверхностей нагре- ва с принудительным движением теплоносителя. а — вертикальный конвективный пакет; б — горизонтальный конвективный пакет; е — вертикальные панели; О — U образная панель, е — N-образная панель; ж — многоходовая панель с вертикальными трубами, з — многоходовая панель с го- риз<итальными трубами, и—L-образная ширма, /с —двойная L-образная ширма; 4- горизонтальная ширма; м —- U-образная ширма; я—многоходовая ширма условия обеспечения максимальной надежности, экономичности и простоты конструкции котла. В табл. 2.8 приведены данные по схемам экранирования и диамет- рам труб топочных экранов мощных прямоточных котлов. . На всех котлах (моно- и дубль-блоки) трубные пакеты топочных ^кранов разделяются па несколько параллельных потоков. Например, Й котлах, работающих в блоке мощностью 300 МВт, выполняются два Параллельных потока, на некоторых котлах большей мощности четыре параллельных потока с самостоятельным регулированием питательной воды и других параметров парового котла. Увеличение числа параллель- ных потоков облегчает условия поддержания расчетных параметров при работе котла, однако при этом усложняются конструкция котла и система его автоматического регулирования. 63
Таблица 2.8 Схемы экранирования топочных экранов Заводская марка котла Схема экранирования, направление движения среды Наружный диаметр и толщина сте- нок трубы, мм П-39 НРЧ — вертикальные трехходовые панели; СРЧ, ВРЧ — горизонтальные панели 32X6 ПК-41 Вертикальные экраны с подъемным движе- нием среды 32X6 (32X5) П-57-1 Вертикальные экраны из плавниковых труб 32X6 П-56-l Горизонтально-подъемные панели 32, 38, 45 4,5—6 П-59 НРЧ, СРЧ — вертикальные экраны; ВРЧ — горизонтальная навивка 32x6 П-60 Горизонтальная двухленточная навивка НРЧ—38х Х4,5 СРЧ-45Х Х4,5 (6) ВРЧ—45x6 П-67 Цельносварные вертикальные панели из П-70 плавниковых труб НРЧ, СРЧ, ВРЧ — плав- никовые трубы 32X6 ТПП-110 Многоходовые подъемно-опускные и U-об- разные панели 32x6 ТПП-210 Многоходовые панели с нижним вводом и верхним выводом рабочей среды 32x6 ТПП-210А Вертикальная многоходовая 38x6 ТГМП-114 Горизонтальное многоходовое подъемное движение 38x6 ТГМП-204 Цельносварные вертикальные мембранные экраны: НРЧ — двухходовая с байпасом первого хода; СРЧ — двухходовая, ВРЧ — одноходовая 32x6 ТГМП-314 НРЧ — четыре последовательных хода вер- тикальных панелей; СРЧ, ВРЧ — параллельно включенные пане- ли с горизонтально-подъемным движением среды 32x6 38x6 ТГМП-344СО Цельносварные вертикальные экраны 32x6 ТПП-804 Вертикальные плавниковые трубы 32x6 1ГМП-1202 Цельносварные вертикальные мембранные экраны: НРЧ — двухходовая с байпасом первого хо- да; СРЧ и ВРЧ — одноходовые 32X6 64
Одним из основных условий надежной работы топочных экранов является достаточно высокая скорость рабочей среды. Обычно эта скорость выбирается таким образом, чтобы при растопочной нагрузке котельной установки, равной 30 % номинальной массовая скорость ра- бочей среды в наиболее обогреваемых трубных панелях была не менее 800—1000 кг/(м2« с). В котлах с рециркуляцией рабочей среды расто- почная нагрузка может быть уменьшена до 10—15 % при достаточно надежном охлаждении труб экранных поверхностей нагрева рецир- кулируемой средой. Схема с рециркуляцией рабочей среды позволяет повысить экономичность и надежность котлов, особенно при растопке на пониженной нагрузке. Данные по скоростям сред как в пределах котла, так и в других элементах блока приведены в табл. 2.9. Устойчивая и надежная работа поверхностей нагрева топочных экранов является одним из основных условий надежной работы котла. При создании нового котла, модернизации установленного и экс- плуатируемого оборудования или внедрении новых режимов эксплуа- тации на работающих котлах не всегда удается с уверенностью гаран- тировать нормальную безаварийную работу на всех режимах. Для полу- чения необходимых эксплуатационных данных проводятся соответствующие испытания головного образца или одного из котлов серии, па которой внедряются новые решения. Освоение и внедрение отечественных прямоточных котлов за до- статочно большой период, прошедший со времени пуска в 1934 г. пер- Таблица 2.9 Скорость движения среды в трубопроводах Наименование трубопровода | Скорость, м/с Паропроводы свежего пара от котлов к турбинам: сверхвысокого и высокого давления повышенного, среднего и низкого давления 40—60 40—70 Паропроводы промежуточного перегрева* 40—50 горячего холодного 35—45 Прочие паропроводы: 40—70 низкого давления насыщенного пара и пароводяной смеси 4 подводов пара к РОУ и БРОУ1 20—40 60—90 Водопроводы, работающие под действием насосов: 2,5—4 питательные трубопроводы котлов конденсатопроводы, вспомогательные трубопро- 2—3 воды (сырой, химически очищенной, технической и смывной вод) 0,6-1,5 всасывающие к насосам всех назначений свободного слива, перелива и т. п. 1—2 Трубопровод сжатого воздуха и других газов 10—20 Трубопровод вязких веществ (масло, мазут и пр) 1—2 I РОУ — редукционно-охлаждающая установка; БРОУ — то же быстродейст- вующая. 5-109 65
вого отечественного прямоточного парового котла конструкции проф. Л. К. Рамзина, показывает, что наиболее важными работами по наладке и исследованию топочных экранов являются: наладка температурного режима поверхностей нагрева и выявление условий, вызывающих как кратковременные, так и длительные откло- нения температуры металла труб в стационарных и переменных режи- мах работы котла; исследование гидравлических характеристик, теплогидравлнческих разверок и условий появления опрокидывания и других видов гидро- динамической неустойчивости; исследование условий возникновения расслоения и обеспечение равномерной раздачи пароводяной смеси; исследование условий возникновения межвитковой пульсации и изыскание способов ее предотвращения; исследование коррозионной стойкости и длительной прочности ме- талла труб поверхностей нагрева; исследование и наладка водного режима блока, условий эффектив- ной отмывки образовавшихся отложений и способов консервации. При проведении перечисленных работ наладчик и исследователь сталкиваются с необходимостью постановки следующих измерений. 1) Определение температуры металла труб в обогреваемой зоне. Эти измерения проводятся, как правило, при помощи температурных вставок, устанавливаемых на некоторых трубах экранов. Количества и места расположения температурных вставок по ширине и высоте эк- ранов определяются или по результатам расчетных проработок, вы- явивших наиболее опасные места, или из анализа опыта эксплуатации парового котла. Необходимо стремиться к оптимальному количеству температурных вставок. Большое число температурных вставок усложняет схему экс- плуатационного контроля, удорожает стоимость наладочных работ и за- трудняет обработку опытных данных. В случае недостаточного количе- ства температурных вставок можно получить неполные данные, не поз- воляющие выявить опасные режимы, и, следовательно, прийги к неправильным выводам. Вопросы, связанные с измерением темпера- туры металла труб поверхностей нагрева, более подробно рассматри- ваются в разд. 4. 2) Определение температуры металла труб в необогреваемой зоне. Температура металла труб в необогреваемой зоне определяется с целью выявления температурной разверки среды в экранных трубах, вызы- ваемой различными факторами (см разд. 8). Методика установки тер- мопар для проведения таких измерений приводится в разд. 4. 3) Определение температуры среды в обогреваемых трубах, кол- лекторах и необогреваемых участков трубопроводов как в пределах котла, так и вне его пределов. Эти измерения осуществляются с помо- щью термопар, устанавливаемых в гильзах. 4) Определение расхода среды в экранных трубах. Эти измерения на серийных котлах проводятся редко. Необходимость в определении расхода среды в экранных трубах, как правило, возникает на головном котле в случае установки длинных коллекторов и наличия большой гидравлической и тепловой неравномерности экранов, а также когда имеются опасения возникновения неустойчивого гидравлического режи- ма работы экрана. Методика таких измерений описана в разд. 4. 5) Измерение перепада давления между коллекторами Перепад давления между отдельными коллекторами обычно невелик, и точное его измерение иногда сопряжено с большими трудностями. Для прове- 66
дения таких измерений можно воспользоваться мембранным дифмано- метром, рассчитанным на измерение соответствующего перепада дав- ления. 6) Измерение тепловых потоков. Тепловой поток, воспринимаемый топочным экраном, является одной из наиболее важных характеристик, определяющих надежность работы котла. Большое значение имеет правильное определение локальных тепловых потоков. Измерение этого параметра производится устройствами, описание которых приведено в разд. 1 7) Измерение давления теплоносителя. Давление теплоносителя в топочных экранах измеряется, как правило, в перепускных трубах или в экранных коллекторах при помощи образцовых манометров клас- са 0,4. Установка манометра, прокладка импульсных линий и введение необходимых поправок на показания прибора производятся в соответ- ствии с существующими правилами (см. разд. 3). При исследовании котлов специальных конструкций иногда возни- кает необходимость в измерении локальных значений паросодержаний как в объеме котла, так и в межтрубном пространстве. В настоящее время методика проведения таких измерений разработана и часто ис- пользуется при проведении наладочных и исследовательских работ (разд. 4). 2.3. ПАРОПЕРЕГРЕВАТЕЛИ Основные и промежуточные пароперегреватели в современных кот- лах воспринимают больше половины теплоты, подводимой к теплоноси- телю. Пароперегреватели разбиваются на радиационные, конвективные и полурадиационпые (ширмовые) ступени. Радиационные пароперегре- ватели являются неотъемлемой частью котла высокого и свсрхкрити- ческого давления, ибо указанная выше доля теплоты не может быть передана пару только в конвективной части пароперегревателя. Трубы пароперегревателя работают в тяжелых условиях из-за высоких тем- пературы и давления перегретого пара, а также из-за их расположения в зонах радиации топки и коррозионной активности дымовых газов. В разных ступенях пароперегревателей применяется сталь различных марок, причем наиболее теплонапряженные ступени пароперегревателя выполняются из аустенитной стали (см. разд. 7). Основными недостатками применения аустенитной стали помимо ее высокой стоимости являются более сложная технология обработки (изготовление и сварка труб) и ограничения в скорости прогрева и рас- холаживания металла при пуске и останове блоков. Последнее вызыва- ет дополнительные эксплуатационные затруднения. Для облегчения условий работы пароперегревателя применяются некоторые конструктивные приемы, основными из которых являются- разбивка пароперегревателя на ступени, малые приращения энтальпии в выходных ступенях пароперегревателей, перемешивание потоков на выходе из ступени и переброс пара из одной половины газохода в дру- гую. По конструктивным и компоновочным признакам различают гори- зонтальные и вертикальные пароперегреватели. Достоинствами верти- кальных пароперегревателей являются простота креплений и малая за- грязняемость, недостатком — недренируемость. Горизонтальные паро- перегреватели дренируемы. 5* 67
По взаимному направлению движения греющей и обогреваемой сред различают прямоточные и противоточные схемы пароперегревате- лей При противотоке поверхность нагрева получается наименьшей, но последние змеевики работают в тяжелых температурных условиях. Параллельный ток (прямоток) увеличивает надежность работы, но требует увеличения поверхности нагрева. Нередко применяется смешан- ная противоточно-прямоточная схема. В типовых схемах пароперегревателей широко применяются шир- мовые ступени, они отличаются достаточно сложной конструкцией и ра- ботают в условиях больших неравномерностей тепловоейриятий как между отдельными ширмами, так и между трубами в пределах каждой ширмы. Чем ближе температура перегретого пара к предельно допусти- мой температуре металла, тем выше требования к равномерности темпе- ратурного режима металла труб отдельных змеевиков. При развитом конвективном пароперегревателе температура пара растет с увеличением нагрузки; наоборот, при мощном радиационном перегревателе температура в этих условиях снижается. Теоретически возможно компоновать пароперегреватель смешанного (конвективно- радиационного) типа для получения постоянной температуры перегрева независимо от нагрузки. Па практике даже комбинированные радиаци- онно-конвективные пароперегреватели в эксплуатационных условиях не обеспечивают постоянства температуры перегрева пара d пределах до- пустимых отклонений, в связи с чем каждый паровой котел оборуду- ется устройством для регулирования температуры перегретого пара. При этом номинальная температура свежего пара и пара промежуточ- ного перегрева должна обеспечиваться в диапазоне нагрузок котла от 70 до 100 %. Наибольшие допустимые отклонения температуры перегре- того пара от номинальных значений установлены ГОСТ 3619-82 (табл. 2.3). При повышенных параметрах пара и мощности блока ужесточают- ся требования к качеству регулирования температуры перегретого пара. Это связано с малыми запасами прочности элементов последней сту- пени пароперегревателя. Устройства регулирования температуры пара должны обеспечить требуемую температуру пара не только на выходе из котла, но также и за каждой ступенью пароперегревателя. Основные методы регулирования температуры свежего пара и пара промежуточного перегрева можно классифицировать по схеме, показан- ной па рис. 2.6. Как правило, доля повреждаемости труб пароперегревателей в на- чальный период работы котельной установки, а также и во время дли- тельной эксплуатации котла достаточна высока. Основными причинами этих повреждений являются: температурная разверка труб паропере- гревателя с выходом отдельных труб на недопустимый уровень темпе- ратуры, коррозия металла труб п др. Температурная разверка появляется из-за тепловой и гидравличе- ской неравномерности работы труб (см. разд. 8). Проверка эффективности реконструктивных или режимных меро- приятий, направленных на уменьшение разверки, производится путем измерения температуры металла труб и среды с помощью поверхност- ных термопар, температурных вставок и специальных термопар. Опи- сание конструкции температурных вставок, применяемых при наладке и исследовании, приведено в разд. 4. Средняя по толщине стенки температура трубы пароперегревателя не должна превышать допустимую по условиям длительной прочности, максимальная (т. е. на наружной поверхности) не должна превышать 68
Рис. 2 6. Классификация методов регулирования температуры первично- го пара и температуры промежуточного перегрева предельную по условиям окалииообразования или изменения структуры металла (с учетом разверни температуры по трубам пароперегревателя). Гидравлические схемы пароперегревателей выбираются по условиям обеспечения минимальных разверок температур по трубам при наимень- ших потерях давления пара в пароперегревателе. Наиболее распро- страненными являются так называемая П-схема и схема с рассредото- ченным подводом и отводом пара. Может применяться также Z-схема в случае низкой и стабильной неравномерности подвода теплоты к от- дельным частям пароперегревателя. Схемы подключения пакетов паро- перегревателей показаны на рис. 2 7. Разверка может быть вызвана как внешними причинами (обогрев), так и внутренними (гидродинамика трубного пакета). Особое внимание следует уделять возможному устранению газовых перекосов в паро- перегревателе. Имеются различные конструктивные приемы для выравнивания температур пара по трубам, в частности закорачивание отдельных зме- евиков, особенно в тех случаях, когда поверхность нагрева паропере- гревателя оказалась завышенной, дросселирование отдельных змеевиков и др. 69
Рис. 2.7 Схемы включения пакетов пароперегревателей: а — среднего давления; б — барабанного котла высокого давления без промпере- грсва; в и г — то же с пром пароперегревателя ми; <? — прямоточного котла с пром- перегревом без вынесенной переходной зоны; / — конвективный паронерегрева* тель; 2 — потолочный; 3 —шнрмовый; 4~ настенный топочный; 5 — промежуточ- ный 70
Наиболее радикальным способом уменьшения температурной раз- верки по змеевикам пароперегревателя является увеличение промежу- точных перемешиваний пара или увеличение числа ходов пара. В этом случае благодаря малым приращениям энталыши пара в каждом ходу при той же тепловой и гидравлической нетождествснности резко сни- жается температурная разверка по отдельным трубам. При проведении пусковых операций возникает задача обеспечения нормальной работы труб пароперегревателей в режимах пуска. Иссле- дования показывают, что при останове и расхолаживании котла про-* исходит неравномерное скопление конденсата в трубах пароперегрева- теля Это ухудшает условия работы пароперегревателя во время пуска котла, ибо затрудняется равномерное распределение пара по змеевикам. Температура металла змеевиков в зове обогрева благодаря указанным условиям может существенно различаться в разных трубках и может изменяться в пределах от температуры насыщения до температуры, близкой к температуре дымовых газов. Необходимо вести режим ра- зогрева котла таким образом, чтобы перед ступенью с максимальной температурой стенки температура газов не превышала допустимую тем- пературу для данного материала змеевика. Известны приемы останова котла с постепенным снижением давле- ния пара (путем выпуска пара), исключающие конденсацию пара, од- нако и в этих случаях необходимо проводить исследование теплового состояния труб пароперегревателя в режимах пуска при различных ско- ростях пуска котла. Необходимый объем измерений во время наладки пароперегревате- ля зависит от температурных условий в зоне его расположения. Ступе- ни, расположенные в зоне низких температур газа и малых тепловых нагрузок, не требуют обязательного контроля. В высоконапряженных частях пароперегревателя, в которых металл работает с малым запасом прочности, необходимо измерить распределение температур за каждой ступенью для проверки неравномерности тепловых нагрузок. Контролируются также толстостенные элементы пароперегревате- ля — выходные камеры. 2.4. ВОДЯНЫЕ ЭКОНОМАЙЗЕРЫ При высоком подогреве воздуха и с-ильно развитом регенеративном подогреве питательной воды на паровых котлах устанавливаются во- дяные экономайзеры, позволяющие повысить КПД котельной установ- ки за счет снижения температуры уходящих газов. В современных котлах с регенеративным подогревом питательной воды температура наружных стенок труб экономайзера значительно выше температуры точки росы дымовых газов, поэтому наружная кор- розия труб экономайзера может происходить лишь при резких откло- нениях от нормального режима. Почти на всех крупных котлах экономайзеры выполняются в виде горизонтальных трубных пакетов с горизонтальными коллекторами и восходящим движением воды. Массовую скорость воды в змеевиках экономайзера при полной нагрузке обычно принимают примерно рав- ной 600—800 кг/(м2‘с). В современных котлах экономайзеры, как правило, надежно рабо- тают, и во время наладки котельной установки не требуется проведе- ния широких исследований режима его работы. Однако при сочетании 71
некоторых недостатков конструкции экономайзера и режима эксплуа- тации котла возможны различные повреждения труб экономайзера. Схемы включения экономайзеров при одноступенчатой и двухсту- пенчатой компоновке приведены на рис. 2.8. При необходимости проведения измерений по рабочей среде можно руководствоваться указаниями, помещенными в разд. 3 и 4. Проведение испытаний температурного и гидравлического режимов работы водяного экономайзера значительно облегчается благодаря бо- В-Б В-В В-В Рис. 2.8. Схемы включения экономайзеров: а, б, в и ак — одноступенчатая; е, <5, е — двухступенчатая; а, в, г, ж, е — одно- топочная, б, д — двухтспочная, / — трубчатый воздухоподогреватель II ступени лее низкому уровню температур. Наибольшие затруднения могут воз- никнуть при испытаниях кипящего экономайзера в части определения фактического массового паросодержания на, выходе из экономайзера и наличия расслоения потока пароводяной смеси и равномерной се раздачи. Наиболее сложные температурные условия работ поверхностей на- грева экономайзера наблюдаются во время пуска котла. Например, ес- ли происходит длительный пуск барабанного котла в режиме без пи- тания, то вода в верхних участках змеевиков экономайзера нагревается до температуры насыщения и постепенно испаряется. Если произойдет полное испарение воды, то трубки могут нагреться до уровня выше до- пустимого. Работа экономайзера при пуске и останове котла оказывает непосредственное влияние на условия работы барабана и экранов, ко- торые наиболее благоприятны при температуре воды па входе в бара- бан, близкой к температуре насыщения. В первых сепиях котлов высокого давления экономайзеры изготов- лялись из труб 0 38x4,5 мм; шаг труб по направлению газов: в шах- матных пучках —75, в коридорных—150мм. У большинства котлов поверхность нагрева экономайзера изготовляется из труб наружным диаметром от 28 до 42 мм. 72
2.5. РАБОТА КОТЛА ПРИ ЧАСТИЧНЫХ НАГРУЗКАХ В НЕСТАЦИОНАРНЫХ РЕЖИМАХ Схема контроля температурного и гидравлического режимов рабо- ты поверхностей нагрева котла должна предусматривать возможность проведения измерений при работе котла не только в базовом, но и в дру- гих режимах. Параметры среды по пароводяному тракту котла при ра- боте его в нестационарном режиме отличаются от параметров среды, устанавливающихся при работе в базовом режиме, что следует учиты- вать при планировании эксперимента. Основными видами особых и нестационарных режимов являются; пуск и останов блока из различных тепловых состояний котла и турби- ны, работа на частичных нагрузках и работа на скользящем давлении по всему тракту котла. Современные паровые котлы проектируются таким образом, что обеспечиваются нормальные условия работы поверхностей нагрева в различных режимах. Соответствующим образом разрабатывается теп- логидравлическая схема котла и всего блока, чтобы исключить возмож- ность создания неблагоприятных условий при работе па определенных режимах. Одним из характерных примеров является схема пуска блока с пря- моточными котлами сверхкритического давления. Профиль схемы опре- деляется рядом типовых решений, к числу которых относится примене- ние встроенных в тракт котла задвижек. Принципиальная схема встроенного узла пусковой схемы блока по- казана на рис. 2.9. На прямоточных котлах установлены встроенные пусковые сепара- торы двух типов: сепараторы конструкции МО ЦКТИ-ЗиО (рис. 2.10) Таблица 2.10. Сводная таблица основных конструктивных данных встроенных сепараторов Мощность бло- ка, МВт Марка котла Производитель» кость, т/ч Давление, МПа Растопочный рас код, т/ч Наружный и внутренний диа- метры сепарато- ра, мм Массовый расход среды в сепара- торе, т/(с и2) Количество се- параторов на один котел Общая высота сепаратора, м Массовый расход в подводящей трубе, т/(с*м2) 200 ПК-33 640 14 50 426/354 0,28 2 2,84 1,8 200 ПК-47 640 14 100 426/358 0,28 2 3,6 3,6 150 ПК-38 270 14 75 426/360 0,21 1 2,92 2,7 200 П-52 660 14 100 426/354 0,28 2 2,84 3,6 200 П-55 660 14 100 426/354 0,28 2 2,84 3,6 ,200 П-56 660 14 100 426/354 0,28 2 2,84 2,0 300 П-39 950 25,5 75 325/235 0,485 4 2,18 1,9 300 ПК-41 950 25,5 75 325/235 0,485 4 2,18 1,9 500 П-49 1600 25,5 60 325/235 0,42 8 2,46 1,6 300 П-50 950 25,5 75 325/235 0,485 4 2,18 1,9 500 П-57 1650 25,5 165 426/306 0,63 2 2,68 2,7 300 ТП-312 950 25,5 70 377/277 0,33 4 2,54 1,6 800 ТПП-200 2500 25,5 100 377/277 0,46 8 2,22 2,46 73
и ЦКТИ-ТКЗ (рис» 2.11). Основные конструктивные данные сепарато- ров приведены в табл. 2.10. Пусковые сепараторы конструкции МО ЦКТИ-ЗкЭ выполняются одно- или двухступенчатыми. В этих сепараторах пароводяная смесь поступает в сепаратор через тангенциально-винтовой вад. Вторая сту- пень выполнена в виде двухзаходной винтовой вставке. Сброс jyrcena- рированной воды осуществляется через радиальные шъцера, приварен- ные к корпусу сепаратора. Осушенный пар направляете? в пароперегре- Рис 2 9. Принципиальная схема сепарационного узла пусковой схемы: 1 — испарительная часть котла; 2 — перегревательная часть котла; 3 — встроен ный сепаратор; 4 — расширитель 2 МПа; 5 —деаэратор; в — конденсатор турби- ны; 7 —турбина: 3 —РОУ; ВЗ — встроенная задвижка; Др-/— дроссельный кла- пан; Др-2 — клапан сброса среды из сепаратора; Др-3 — клапан на трубопроводе отвода среды из сепаратора вательную поверхность нагрева через центральный цилиндрический отвод. Благодаря простой конструкции сепаратора и достаточно высо- кой его эффективности он в течение многих лет успешно работает на десятках котлов. Сепаратор конструкции ЦКТИ-ТКЗ (рис. 2.11) состоит из корпуса, выполненного из стандартной трубы с верхним и нижним донышками, лопастного аппарата, установленного в верхней части сепаратора, и па- трубков, служащих для подвода и отвода среды. Винтовые или плоские лопасти лопаточного аппарата расположены в кольцевом зазоре между корпусом сепаратора и цилиндрической ча- стью распределителя. Лопасти выполняются с безударным вводом и имеют дополнительный наклон к периферии 10—20® к горизонту. На конической части распределителя имеются несущие ребра, которыми лопаточный аппарат крепится к корпусу сепаратора. 74
Рис» 2.10. Двухступенчатый цент* робежный сепаратор конструкции МО ЦКТИ-ЗиО: 1 — корпус; 2 — головка; 3 — винт-за- вихритель; 4 — винт-завихритель 2-Й ступени, 5 — стакан винта-завихрителя 1-й ступени; 6 — стакан отвода пара Развертка, лопаточного аппарата а =22+60 9 Рис. 2.11. Центробежный сепаратор конструкции ЦКТИ-ТКЗ с аксиаль- ным вводом пароводяной смеси и винтовыми лопастями: $ —корпус сепаратора; 2, 5 —донышки; 4 — лопаточный аппарат; 5—конусная вставка; 8, 7, 8 — патрубки для подвода и отвода среды; 9 — пароотводящий па- трубок Поступающая сверху через патрубок пароводяная смесь конусом распределителя отжимается к кольцевому зазору, где расположены за- кручивающие лопасти. Под действием центробежной силы происходит отделение воды, отвод которой организован так же, как и в сепараторе конструкции МО ЦКТИ-ЗиО. 75
Применение встроенной задвижки позволяет поддерживав в трак- те котла до пароперегревательных поверхностей нагрева в прс.-ссе рас- толки сверх критическое давление, что исключает возможность появле- ния неблагоприятных температурных и гидравлических усленй из-за расслоения и неравномерной раздачи пароводяной смеси в НРЧ при до- критическом давлении и малых массовых скоростях среды в процессе растопки. При низком давлении в начале пуска возможно закипание воды на выходе из экономайзера с поступлением пароводян:! смеси в экраны нижней радиационной части, что недопустимо. При ?том так- же возможно появление межвитковой пульсации потока, неустойчивой гидродинамической характеристики и т. д. Перевод котла и tiOKa на номинальное давление пара производится при нагрузке около *)—60 % номинальной. Встроенные в тракт котла пусковые сепараторы предназна-ены для отвода воды в начале пуска и защиты пароперегрсвательных северхно- стей нагрева от попадания больших количеств воды во времч пуска. Пусковой узел, в состав которого входят встроенная задвижка и встроенные сепараторы, позволяет проводить скользящий ре>ям пус- ка блока при постоянном давлении перед встроенной задвижке! и рас- топочном расходе питательной воды, принятом из условий надежности. Для улучшения маневренных характеристик котлов уделяется большое внимание работам по снижению технического минимума на- грузки блоков Подавляющее большинство котлов СКД блоков 300 и 800 МВт допускает глубокое снижение нагрузки при скользящем дав- лении. Предельный (по условиям гидравлического и температурного ре- жимов экранов) уровень понижения давления в первичном тракте для разных типов котлов различен — в настоящее время надежно определен до нагрузок 40 % номинальной, для работы блоков на меньшей нагруз- ке (25—30 % номинальной) потребуется дополнительная эксперимен- тальная проверка допустимой глубины снижения давления для отдель- ных типов котлов Расширение регулировочного диапазона нагрузки с минимальной потерей экономичности и обеспечением уровня температуры вторично перегретого пара, близкого к номинальному, может быть обеспечено за счет перевода блоков в режим работы на частичных нагрузках при скользящем давлении по всему тракту котла При работе котла в этом режиме снижаются напряжения в узлах котла и турбины, что способ- ствует повышению надежности оборудования. Надежность работы поверхности нагрева котлов СКД должна про- веряться с учетом возможных опасных нарушений температурного и гид- оавлическою режимов при переводе поверхностей котла в режим ра- боты на дохрнтическом давлении Это в первую очередь относится к по- верхностям, которые при переводе котла на докритическое давление попадают в экономайзерно-испарительную или испарительно-перегре- вательные зоны В экономайзерно-испарительной поверхности нагрева могут возни- кать нарушения температурного и гидравлического режимов, вызванных межвитковой пульсацией потока, расслоением потока пароводяной сме- си в трубах и коллекторах, теплогидравлической разверкой. В испари- тельных и испарительно-перегревательных поверхностях нагрева нару- шения температурного режима работы труб могут быть также вызваны неравномерной раздачей пароводяной смеси из входного коллектора по >месвикам, а также расслоением потока. Проверка надежности работы котла при переводе его на режим ра- боты со скользящим давлением производится в два этапа. 76
Первый этап включает в себя расчетную проверку условий ра- боты данного котла на скользящем давлении и оценку конструктивных особенностей котла (тип навивки радиационных поверхностей нагрева, число ходов и др ). В результате проведения этого этапа определяются опасные места и составляются программа и методика измерений, разра- батывается схема измерений. Второй этап — проведение экспериментов — включает в себя следующие основные работы: измерение температуры металла труб по- верхности нагрева радиационной части котла (НРЧ, СРЧ, ВРЧ и др.) в обогреваемой зоне, измерение температуры металла труб на верхних и нижних образующих труб, определение расхода среды в части труб, определение устойчивости потока, проверка отсутствия пульсации, за- стоя и опрокидывания. Эти показатели связаны между собой и влияют один на другой. Так, например, гидравлическая и тепловая разверка могут вызвать неустойчивость потоков, застой и опрокидывание. Неко- торые из перечисленных показателей проверяются расчетом на основа- нии гидравлических норм расчета паровых котлов. Установка всех необходимых датчиков (термопар, датчиков давле- ния, расходомерных устройств и др.) производится в соответствии с ре- комендациями, приведенными в разд. 3 и 8 настоящего справочника. Перечисленные рекомендации взяты из [2.8]. Дополнительные све- дения, необходимые при организации испытаний котла в режиме сколь- зящего давления, можно получить из [2.9, 2.10]. 2.6. ВНУТРИБАРАБАННЫЕ СЕПАРАЦИОННЫЕ УСТРОЙСТВА Нормируемая чистота насыщенного пара барабанных котлов дости- гается путем осуществления ряда мероприятий, основными из которых являются: питание котла водой надлежащего качества, организация продувки водяного объема, уменьшение количества капельной влаги в насыщенном паре с помощью специальных сепарационных устройств и промывка пара питательной водой. На барабанных котлах применяются следующие типовые устройст- ва, предназначенные для уменьшения капельного уноса влаги: уравни- тельные дроссельные щиты, служащие для выравнивания нагрузки па- рового объема котла, внутрибарабанные циклоны, выносные циклоны и иногда жалюзийные сепараторы. Важную роль в организации водного режима играет ступенчатое испарение котловой воды в барабане и за его пределами. Барабанные котлы оборудуются двумя и реже тремя ступенями испарения, каждая из которых имеет собственную систему сепарации. Первая ступень включается непосредственно в барабан котла и представляет собой сочетание промывочных устройств и внутрибара- баипых циклопов. Сепарация пара, генерируемого во второй ступени испарения, производится в выносных циклонах, объединенных в группы. Монтаж внутрибарабапных циклонов достаточно сложен, поэтому циклоны применяются при необходимости обеспечения высокой степени осушки пара при нагрузках, превышающих предельную для погружен- ных дырчатых листов. Важным элементом внутрибарабанных устройств являются также промывочные устройства, которые выполняются в виде дырчатых лис- тов, на которые подается питательная вода. При прохождении пара че- рез слой питательной воды происходит его промывка. Жалюзийные сепараторы предназначены для улавливания и удале- ния транспортируемой капельной влаги и представляют собой набор 77
Таблица 211. Допустимая паровая нагрузка выносных циклонов, т ч Давление пара, МПа Диаметр циклона» мм Допустимая скорч-ъ пара, м/с 273 | | 325 351 377 | 426 3,5 2,5 3,8 4,3 5,0 6,5 0,85—0,8 10—П 3,4 5,0 5,7 7,8 8,6 0,3—0,35 большого количества волнистых пластин, расстояние между которых';» 6—10 мм. При расположений плоскости входа пара в жалюзийный се- паратор параллельно зеркалу испарения предельная скорость пара оп- ределяется давлением в барабане: Давление в барабане, МПа . 4 5 10 12 14 15 Скорость пара, м/с . , . . . 0,52 0,45 0,22 0,17 0,13 0,10 Если плоскость входа пара перпендикулярна зеркалу испарения, то скорость пара может быть принята в 1,5—2 раза больше указанной При ступенчатом йена ренин Рис. 2.12. Выносной циклон: / — корпус; 2 — штуцера для подвода пароводяной смеси; 3 —вставка для образования улитки; 4 — паросборный дырчатый лист; 5 — парозаборный зонд: 6 — пароотводящий штуцер насыщенный nap II ступени мо- жет осушаться в выносных шч лонах (рис. 2 12) Выносные цик- лоны располагаются вне бараба- на котла и соединяются с ним по пару и воде, их выполняют диа- метром 300—500 мм и высотой 4—5 м. Данные по паровой нагрузке и допустимой осевой скорости в циклоне приведены в табл. 2.11. 1 — корпус барг*5аиа; 2 — сепарацион- ный циклон; 3 — дырчатый лист бар* ботажного устройства; 4 — верхний дырчатый лист; 5 —линия подвода пи- тательной воды 78
Таблица 2.12. Геометрические и массовые характеристики регенеративных воздухоподогревателей Заводская марка Наружный диа- метр ротора, мм Диаметр ступи- цы» мм 2 Высота набивки, мм Площадь поверхнос* ти набивки» мм2 Масса набивки, т Количество секторов, шт. Площадь расчетного проходного сечения, мм холодной горячей холодной горячей Всего по воз- духу по газам Холодная часть Горячая часть по воз- духу по газам по воз- духу по газам РВП-3600 3600 422 680 1080 1700 3900 30,2 18 8 8 2.51 3,76 2,69 4,03 РВВ-41 4100 800 710 1310 2152 5069 25,5 24 9 13 3.4 5,0 3,8 5,56 РВП-5100 5100 650 680 1080 2975 7970 25 18 7 9 5.29 7,93 5,67 8,5 ВПР-1 5270 934 600 1420 3500 11 100 48,7 18 7 9 — — —— — ВПР-2 5280 934 1000 — 6150 — — 18 7 9 — — РВВ-54 5400 800 710 1310 3887 8948 44 24 9 13 6.1 8,86 6,7 9,7 РВВ-68 6800 800 710 1310 9600 22150 97,5 24 9 13 10.и 14,69 11,18 16,15 ВПР-3 7126 950 — 2020 — 24 200 — 18 6 10 —• — — — ВПР-4 7126 950 — 1200 —— 14 900 — 18 6 10 — — — —> ВПР-5 7126 950 600 1800 7500 21 000 96,8 18 6 10 — — —*• — ВПР-6 7126 950 710 710 7500 9000 63,2 18 6 10 — — — —< ВПР-7 7126 950 600 1200 6370 14 900 75,7 18 7 10 — — — ВПР-8 7450 1200 600 1200 6150 13 350 69,7 18 7 9 — — — ВПР-9 7450 1200 600 2000 7800 23 400 100 18 7 9 — — — —— РВП-96 9800 — 600 2400 13250 59 900 — — — — 26,8 26,8 29,5 29,5
На рис. 2.13 приведена типовая схема внутрибарабапного устройст- ва в чистом отсеке барабана. Внутрибарабанные сепарационные устройства, а также выносные циклопы детально разработаны и стандартизованы по размерам и допу, стимым расходам пара. При правильной их установке обеспечивается нормируемое качество пара, вырабатываемого котлом. В наладочный период работы котла проверяется влажность пара, для чего могут при. меняться способы, приведенные в справочнике. В случае превышения влажности производится ревизия сепарационных устройств. 2.7. РЕГЕНЕРАТИВНЫЕ И ТРУБЧАТЫЕ ВОЗДУХОПОДОГРЕВАТЕЛИ Для подогрева воздуха в паровых котлах применяются трубчатые и вращающиеся регенеративные воздухоподогреватели (РВВ). Выбор того или иного способа подогрева зависит от типа котла и качества сжигаемого топлива В котлах под наддувом, рассчитанных на сжига- ние высокозольных углей, применяются трубчатые воздухоподогревате- ли Регенеративные воздухоподогреватели применяются па котлах, сжи- гающих газ, маз>т и каменный уголь с умеренной зольностью. Прп нагреве воздуха до 350—370 °C в регенеративном воздухопо- догревателе применяется одноступенчатая схема компоновки с установ- кой РВВ по ходу газов непосредственно за экономайзером; при более высокой температуре применяется двухступенчатая компоновка. Поверх- ность нагрева выполняется из тонких профилированных листов и вклю- чается по схеме противотока. Для повышения компактности трубчатые воздухоподогреватели вы- полняются двух- и трехпоточными. Поверхность нагрева — из сварных тонкостенных труб из углеродистой стали 0 44—48 мм. Для организа- ции многоходового потока воздуха устанавливаются промежуточные доски В табл 2 12 приведены геометрические и массовые характеристики регенеративных воздухоподогревателей. Раздел третий СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЯ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ ПРИ НАЛАДКЕ И ИССЛЕДОВАНИИ РАБОТЫ КОТЛОВ При проведении наладочных и экспериментальных работ па котель- ных установках основным условием, обеспечивающим получение объек- тивной информации о значениях измеряемых величин, является пра- вильный выбор контрольно-измерительных приборов и средств измере- ний Тип, а также количество приборов должны определяться техническими условиями эксперимента, требуемой точностью измерения, а также минимальными затратами на приобретение, установку и обслу- живание парка приборов. 80
Технические требования к промышленным измерительным прибо- рам унифицированы благодаря введению Государственной системы про- мышленных приборов и средств автоматизации, требованиям которой должны удовлетворять все вновь создаваемые приборы и средства ав- томатизации Общие технические требования к изделиям ГСП изложе- ны в ГОСТ 12997-76. Единицы, как правило, базируются на Междуна- родной системе единиц Качество средств измерения оценивают классом точности, часто численно равным основной допустимой приведенной погрешности, вы- ражегшой в процентах Так, устройство класса точности 1,5 должно обладать допустимой погрешностью ±1,5 %. В связи с тем что при испытаниях проводится большой объем из- мере?Еий, как правило, должны применяться самопишущие приборы (с графической или цифровой регистрацией параметров), обладающие необходимой чувствительностью и быстродействием, показания которых могут быть проверены контрольными приборами. Применение показы- вающих контрольно-измерительных приборов допускается лишь при небольшом объеме измерений. Приборы должны находиться в исправном состоянии, соответство- вать требованиям Государственного комитета стандартов Совета Ми- нистров СССР (Госстандарта СССР) и иметь клеймо и паспорт (атте- стат) или свидетельство о поверке. Поверке подлежат все измери- тельные приборы в соответствии с существующими требованиями ГОСТ 8 002-86, ГОСТ 8 513-84. Некоторые величины, характеризующие процесс в паровом котле, могут определяться непосредственным измерением с помощью приборов, градуированных в единицах измерений данной физической величины (например, температура, давление, уровень жидкости и др). Выбор того или иного прибора, пригодного для этих измерений, как правило, не представляет затруднений, особенно если это приборы серийного производства Вместе с тем при испытаниях необходимо получить до- стоверную информацию о величинах, для измерения которых не суще- ствует стандартных приборов (тепловой поток и др). При проведении этого вида измерений приходится наряду со стандартными пользо- ваться также и нестаидартизованнымп средствами измерения. В частности, к вестандартизовэнным относятся приборы с изме- ненными схемами измерения, приспособленными к конкретным условиям эксперимента. Применение таких средств измерения допускается и регламенти- руется ГОСТ 8.326-78 Этот стандарт распространяется на нестандар- тизованные средства измерений, к которым относятся меры, измери- тельные приборы, преобразователи, установки и системы, изготовляе- мые в единичном экземпляре, не предназначенные для серийного или массового пронзводстра, ге подвергаемые государственным испытаниям в соответствии с ГОСТ 8.001-80, В части метрологической аттестации ГОСТ 8.326-78 на нестандар- тизованные средства измерения распространяется также на средства измерений. ввозимые из-за границы единичными экземплярами; изготовленные до введения в действие стандарта и не обеспеченные нормативно-тех- нической документацией на методы и средства проверки; единичные экземпляры серийного выпуска, применяемые в усло- виях, отличающихся от условий, для которых нормированы их метро- логические характеристики. Методы измерения, применяемые при наладке и исследовании 6—109 81
котельных установок, а также парк используемых приборов доста- точно разнообразны и многие из них подробно описаны в [3 5, 3,6, 3.7]. однако в настоящем разделе приводится описание только тех методов и приборов, которые применяются при исследовании преимущественно температурного и гидравлического режимов работы поверхностей на- грева котлов. В случае необходимости проведения других измерений на котель- ной установке можно воспользоваться специальной литературой. 3.1. ИЗМЕРЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ Стеклянные термометры При проведении некоторых испытаний могут применяться стеклян- ные жидкостные термометры, ртутные и не ртутные. В настоящее время выпускаются термометры технические ртутные (ГОСТ 2823-73), лабораторные ртутные (ГОСТ 215-73), жидкостные нертутные (ГОСТ 9177-74), ртутные для точных измерений (ГОСТ 13646-68), электроконтактные (ГОСТ 9871-75) и термометры специаль- ные Технические стеклянные термометры с погру- жаемой нижней частью предназначены для измерения темпе- ратуры от —90 до 4-600 °C. В зависимости от формы нижней части выпускаются термометры прямые (П) и угловые (У). Термометры изготовляются со шкалами от —90 до 4-50 °C и от 0 до 100, 160, 200, 300, 350, 400, 450, 500 и 600 °C. Цена деления шкалы для измерений температуры от —90 до 300 °C составляет 1 или 2 °C, от 300 до 500 °C-— 5 °C, а при 600 °C — 5 или 10 °C. Пример условного обозначения термометра прямого исполнения №5 с ценой деления 2 °C, с длиной верхней части 160 и иижней части 66 мм: Термометр П 5216066, ГОСТ 2823-73. То же для углового исполнения № 4 с ценой деления ГС, с дли- ной верхней части 240 и нижней 291 мм: Термометр У 41240291, ГОСТ 2823-73. Термометры лабораторные ртутные предназначены для измерения температуры от —30 до 4-600 °C, по конструкции де- лятся на два типа: А — палочные из массивных капиллярных трубок, на внешней поверхности которых нанесена шкала, и Б — с вложенной шкальной пластиной, заключенной внутри оболочки термометра В зависимости от цены деления и размеров термометры делятся на группы 1, 2, 3 и 4. Термометры градуируются при погружении в термостаты до отсчитываемой температурной отметки. Цена деления шкалы термометров первой группы (от —30 до 360 °C) — 1 °C, (от 0 до 600 °C) — 2 °C, второй группы (от 0 до 300 °C) — 0,5 °C, третьей группы (от —30 до 360 °C) — 0,5 °C и четвертой группы (от —30 до 305 °C) —0,1 °C, (от 190 до 360 °C) — 0,2 °C. Пример условного обозначения палочного термомет- ра группы 1, № 6с ценой деления 2 °C: Термометр 1-А6, ГОСТ 215-73. То же для набора термометров с вложенной шкальной пластиной группы 3 № 1-8 и ценой деления 0,5 °C: 82
Термометры 3-Б1-8 (ГОСТ 215-73). Термометры жидкостные (нертутные) со вложенной или прикладной шкальной пластиной или палочные — для измерения температур то —20 до 200 °C. Термометры ртутные — для точных измерений температур до 500 °C с ценой деления 0,01 °C. Термометры электроконтактпые, ртутные, со вло- женной шкалой и впаянными в капиллярную трубку контактами для разрывания (замыкания) электрической цепи столбиком ртути — для постоянной температуры контактирования либо для изменяемой в пре- делах температур от 0 до 300 °C, Допустимые погрешности ртутных технических термометров не должны превышать цены деления шкалы (в интервале температур 300—500 °C при цене деления 5 °C допустимая погрешность ±10 °C, в интервале от 500 до 600 °C при пене деления 10 °C погрешность ±15°С). Допустимые погрешности других разновидностей термометров, особенно при небольших ценах деления, устанавливаются больше цены деления. Абсолютное значение допустимой погрешности у лабораторных термометров в интервале температур от —30 до 400 °C при цепе деле- ния 0,1 и 0,2 °C растет от ±0,3 до ±1,0 °C, при цене деления 0,5 °C — от ±1,0 до ±3°С, при цене деления 1 °C — от ±1 до ±4 °C, а в ин- тервале температур от —30 до 600 °C при цене деления 2 °C погреш- ность меняется от ±2 до ±6 °C. Допустимая погрешность образцовых термометров при цене деле- ния 0,01 °C для температурного интервала от 0 до +60 °C не должна превышать ±0,05 °C. При большей цене деления и более высоких тем- пературах погрешность увеличивается Градуировка термометров производится либо при погружении их до отметки соответствующей отсчитываемой температуры («полное по- гружение»), либо при частичном погружении в среду с измеряемой температурой В последнем случае указание о глубине погружения наносят на обратной стороне шкалы термометра или на его капилляре Термометры отечественного производства градуированы в градусах международной шкалы температур, сокращенно обозначаемой на их шкале буквой С. Если термометр (как технический, так и лабораторный) градуиро- ван при полном погружении, а при измерении погружен в среду ча- стично, то необходимо вводить положительную поправку на высту- пающий столбик, °C, которая определяется по приближенной формуле М = у (/ —. с) ft, где у— температурный коэффициент видимого объемного расширения термостатической жидкости в стекле, °C-1 (для ртути у~0,00016 °C"1, для органических жидкостей — толуол, спирт и др. у«0,0010 0,0017°C*1); t — температура, отсчитанная по термометру, °C; /в.с — средняя температура выступающего столбика, °C; п — число градусов на выступающем столбике. Температура выступающего столбика ртути измеряется вспомога- тельным термометром, прикрепленным к основному. Резервуар вспомо- гательного термометра должен быть размещен у середины выступаю- щего столбика или следует применять специальный термометр с вытя- нутым резервуаром, располагая этот резервуар рядом с капилляром основного термометра. > Поправку к показаниям лабораторных термометров на темпера- 6* 83
туру выступающего столбика следует вводить только при измерении высоких температур При проведении измерений с повышенной точ- ностью рекомендуется выбрать такой термометр, для которого поправка будет минимальной. При работе с ртутными термометрами необходимо руководство- ваться следующими основными правилами: производить отсчет показаний термометра следует с точностью не менее половины цены деления шкалы термометра; производить отсчеты по термометру после погружения его в среду для измерения температуры следует не сразу. Время выдержки может быть определено в зависимости от требуемой точности измерения и теп- ловой инерции термометра; вынимать термометр из гильзы для отсчета показаний запрещает- ся, так как при этом вероятна значительная ошибка, которая не под- дастся учету. Для повышения точности измерения температуры необходимо обес- печить наиболее благоприятные условия теплообмена между измеряе- мой средой и термометром. Для этого установка термометра в различ- ных гильзах, а также их конструкция должны отвечать ряду требова- ний Ниже приводятся некоторые основные требования. I. При установке термометра на прямом вертикальном участке с восходящим потоком и на горизонтальном трубопроводе при Dy> >200 мм термометр может быть установлен нормально к оси трубы. При £)у<200 мм термометр устанавливается под углом 35—45° на- встречу потоку. Не рекомендуется устанавливать термометры па вер- тикальных трубопроводах с нисходящим потоком. Предпочтительной является установка термометра вдоль оси трубопровода на колене с восходящим потоком среды. Термометр должен устанавливаться на расстоянии не менее 20 диаметров трубы от места смешения нескольких потоков с разными температурами 2. Конструкция защитных гильз должна обеспечить равенство тем- пературы измеряемой среды и гильзы и свести к минимуму отток теп- лоты в окружающую среду. 3. Для лучшей передачи теплоты термометру в кольцевом зазоре между стенкой защитной гильзы и термобаллоном может находиться наполнитель. Можно производить измерения и без наполнителя, однако при этом необходимо устранить в гильзе конвекцию воздуха. Проверка ртутных термометров должна проводиться в соответствии с ГОСТ 2045-71. 4. При работе с термометрами с ртутным заполнителем необходи- мо строго соблюдать правила работы с ртутными приборами. По воз- можности необходимо стремиться к замене таких приборов на прибо- ры с нертутным заполнением. Термоэлектрические преобразователи (термопары) Способ измерения температуры с помощью термоэлектрических преобразователей основан на использовании явления возникновения термоэлектрической движущей силы (термо-ЭДС) при нагревании электрически соединенных друг с другом двух разнородных проводни- ков (например, путем спайки). Термоэлектрические преобразователи как средства измерения тем- пературы широко применяются при наладке и исследовании котлов. Основными достоинствами термоэлектрических преобразователей явля- ются простота изготовления, компактность, высокая чувствительность в широком диапазоне температур, стабильность градуировки, возмож- 84
цость автоматической записи измеренных температур, возможность централизации контроля при сравнительно большом удалении регистра- торов от места измерения, относительно низкое значение постоянной времени. Важным достоинством является также и то, что шкала при- боров может быть градуирована на любой температурный интервал в пределах допустимых температур. Существенным недостатком термоэлектрических преобразователей является необходимость термостатирования с высокой степенью точ- ности свободных концов. Для измерения температуры в промышленных условиях применя- ется большая группа датчиков температуры. В научных исследованиях типовые датчики не всегда возможно применять, поэтому часто ис- пользуются датчики температуры индивидуального изготовления. При- меняются в основном следующие виды принципиальных схем измере- ния: с использованием термоэлектрических преобразователей, термо- преобразователей сопротивления и термисторов. В СССР стандартизованы пять типов термоэлектрических преоб- разователей, данные по которым приведены в табл. 3 L Некоторые свойства наиболее часто применяющихся металлов и сплавов для изготовления термоэлектродной проволоки приведены в табл. 3.2. Промышленностью освоен выпуск проволоки различных диамет- ров, однако при наладке котельных установок наиболее широко ис- пользуется проволока следующих диаметров: хромель — 0,35—1,2; алюмель — 0,35—1,2; платина — 0,25—0,6 мм. При выборе того или иного диаметра проволоки обычно учитыва- ются: диаметр канала, в котором должен помещаться термоэлектри- ческий преобразователь, тип и свойства изоляции, желаемое электри- ческое сопротивление, необходимость достижения минимального отвода теплоты от термоэлектродной проволоки, способы крепления термопары Таблица 3.1. Стандартные технические термоэлектрические преобразователи Тип Градуи- ровка Материал термоэле*- тродов Пределы применения, °C нижний верхний длитель- но верхний кратко- временно TBP ВР5/20 Вольфрамрений (5 % рения) — вольфрамре- ний (20 % рения) 0 2200 2500 ТПР ПО 30/6 П^атинородий (30 % родия) — платипоро- дий (6 % родия) 300 1600 1800 ТПП ПП-1 Платинороднй (10 % родия) — платина 0 1300 1600 ТХА тхк ХА ХК Хромель-алюмель Хромель-копель —200 —200 1000 600 1300 800 85
Таблица 3.2. Металлы и сплавы для изготовления Наименование металла или сплава Обозначение или состав Тсрмо-ЭДС, мВ Температура приме- нения, °C Длитель- ная Кратко- времен- ная Алюмель 95 % Ni+5 % —1,02 юоо 1250 Вольфрам (Al, Si, Mg) W —1,38 +0,79 2000 2500 Константан 60 % Cu+40 % Ni -3,5 600 800 Копель 56 % Cu+44 % Ni —4,0 600 800 Медь Проводниковая Cu +0,75 350 500 Платина Pt 0,00 1300 1600 «Экстра» Платипородий 90% Pt+10% Rh +0,64 1300 1600 Хромель 90 % Ni+10 % Cr +2,71-3,13 1000 1250 к измеряемому объекту, механическая прочность, тепловая инерция и др Термоэлектродная проволока больших диаметров (1—1,2 мм) используется обычно для изготовления термоэлектрических преобразо- вателей поверхностного типа, предназначенных для измерения темпе- ратуры металла труб поверхностей нагрева котельных установок (паро- перегревателя, НРЧ, СРЧ и др.) в необогреваемой зоне. Применение термоэлектродиой проволоки диаметром больше 1,2 мм нежелательно из-за значительного оттока теплоты вдоль нее, что снижает точность измерения и увеличивает тепловую инерцию термопары Для изготовления термоэлектрических преобразователей, устанав- ливаемых в сверлениях температурных вставок (см. разд. 4) для изме- рения температуры металл.’, обычно используется термоэлектродиая проволока 0 0,3—0,5 мм. В течение длительного времени получили распространение термо- электрические преобразователи типа КТМС(ХА) и КТМС(ХК) (ГОСТ 23847-79), которые рассчитаны для измерения температур от —200 до 1000 °C. Термоэлектрические преобразователи состоят вз металличе- ской оболочки из нержавеющей стали, внутри которой находятся от двух до шести термоэлектродов из хромеля и алюмеля или хромеля и копеля. Термоэлектроды и оболочка изолированы друг от друга по- рошкообразной магнезиальной оболочкой. Термоэлектрические преобразователи, изготовленные из этих кабе- лей, имеют ряд преимуществ по сравнению с термоэлектрическими пре- образователями обычного исполнения: стойки к ударам и вибрации; большая длина кабеля (до 50 м) и гибкость позволяют прокладывать его в труднодоступных местах; обладают радиационной стойкостью и могут применяться при высоких и сверхвысоких давлениях. В табл. 3.3 приведены основные технические данные термоэлектри- ческих преобразователей типа КТМС. Химический состав металла термоэлектродов нестрого постоянен, поэтому при комплектовании необходимо подбирать термоэлектроды так, чтобы каждой группе положительных термоэлектронов соответст* 86
гермоэлектродной проволоки Температура плавления, °C Плот- ность, г/см9 Тепло- провод- ность, В/(м»К) Удельное сопро- тивление, Ом ♦ мм*/м Удельная теплоем- кость» ДжДкгХ Температур- ный коэффи- циент элек- тросопро- тивления, (0-100° С) 1450 8,5 — 0,33—0,35 — 1,0.10-э 3367 18,1 157 0,055—0,0612 183 4,2Ь10-3 4,64.10-3 1220-1280 8,9 23,2 0,45—0,5 410 0,04‘Ю-з 1250 9,0 — 0,49 2055 0,Ь IO-3 1083 8,95 395 0,0156—0,0168 394 4,33.10-з 1779 21,32 68,5 0,0981—0,106 134 — — —- 0,190 1,67.10-з 1450 8,7 — 0,7 * — 0,5. Ю-з вовала та же группа отрицательных» Отклонение значений термо-ЭДС в пределах каждой группы не должно превышать ±0,15, а между от- дельными группами ±0,5 мВ» Группа термоэлектродного материала указывается заводом-изготовителем на паспорте данной партии кабеля. Стабильность термо-ЭДС хромелевых, алюмелевых и копелевых термоэлектродов серийного производства диаметром 0,2; 0,3; 0,5; 0,7; 1,2; 1,5 и 3,2 мм и изготовленных из них термоэлектрических преобра- зователей исследована при температуре 400—1200 °C. Вледствие взаим- ной компенсации приращения ЭДС хромеля и копеля нестабильность термоэлектрических преобразователей хромель-копель невелика и со- ставляет в среднем 0,2—0,3 % измеряемой температуры, а максималь- ные отклонения не превышают 0,5 %. Эксплуатация термоэлектрических термопреобразователей хромель- алюмель в течение 1000 ч при температуре больше 600 °C вызывает отклонение ЭДС, равное примерно 1 % измеряемой температуры. Мак- симальные отклонения достигают 1,5 %. Поскольку относительные из- менения ЭДС алюмеля при температуре 200—300 °C больше, чем при более высокой температуре, относительные изменения ЭДС хромель- алюмелевых термоэлектрических преобразователей в диапазоне изме- ряемых температур 200—300 °C составляют 2—4%. Для хромель-алю- мелевых и хромель-копелевых термоэлектрических преобразователей примерно 25 % указанных отклонений ЭДС от первоначальных проис- ходит в течение первых суток, примерно 75—85 % — за последующие 1000 ч эксплуатации. Для улучшения стабильности ЭДС термоэлектродную проволоку необходимо отжигать, т. е. нагревать до высокой температуры. Максимальная стабильность ЭДС сплава алюмель достигается уве- личением продолжительности и температуры отжига, что объясняется температурой стабилизации зерна сплава в процессе отжига. Сплав хромель отжигают яри температуре 700—730 °C. Продолжительность отжига должна быть не менее 1,5—2 ч. Правильно проведенный отжиг уменьшает термоэлектрическую нестабильность примерно на 30—40 %. 87
Таблица 33 Технические данные термоэлектрических преобразователей типа КТМС Марка кабеля Число и номиналь- ное сечение термо- электродных жил, шт х мм Номинальныый дна метр термоэлектрод- ных жил, мм Номинальная толщина, мм Наружный диаметр кабеля, мм Расчетная масса ка- беля, кг/км Максимальная дли- на, м Удельшх -ь противлеь ie пары жж- Ом/м изоляции оболочки хромель- алюмель хромель- *..«»* к КТМС 2X0,02 0,15 0,13 0,15 1,0 4 100 41 51 (ХА) 2X0,06 0,27 0,15 0,25 1,5 10 100 16,0 16 5 КТМС 2X0,3 0,65 0,33 0,35 3,0 35 100 3,5 33 (ХК) 2X0,5 0,85 0,40 0,55 4,0 66 50 1,8 2.1 2X0,6 0,90 0,63 0,65 5,0 100 30 1,7 2 0 2X0,9 1,08 0,71 0,85 6,0 150 20 1,2 1.4 4X0,44 0,75 0,61 0,35 4,6 80 25 2,3 23 4X1,13 1,20 0,94 0,55 7,2 195 10 1,0 13 Примечания* 1. Допустимые отклонения по диаметру термоэлектронэв ±10 %, по толщине изоляции ±10 %, по толщине оболочки из нержавеющей (та- ли ±0,05 мм. Фактическая масса кабеля не превышает приведенной в табл 3 3 более чем на 10 % 2. Удельное сопротивление изоляции при температуре (20±5)’С —не меьге 1000 МОм/м, а при температуре 800 °C— не менее 0,01 МОм/м Термоэлектри е- ские преобразователи с наружным диаметром 1 мм испытывают напряжением 100 В переменного тока частотой 50 Гц в течение 1 мин. термоэлектрические преобразователи диаметром 1,5 мм и 3 мм — напряжением 250 В. термоэлектри ческие преобразователи диаметром 4, 5, 6, 4,6 и 7,2 мм — напряжением 500 В в течение 1 мин Проверка термоэлектродной проволоки на однородность сосгава оп- ределяется отклонением гальванометра, к которому присоединяется термоэлектрический преобразователь, выполненный из одной термо- электродной проволоки, при помещении его в печь, в которой поддер- живается температура, соответствующая рабочей температуре. Заме- ренные отклонения по гальванометру сопоставляются с допустимыми для данного материала отклонениями. Следует иметь в виду, что неоднородность оказывает влияние только на тех участках термоэлектрического преобразователя, которые работают в условиях температурного градиента. Рабочий (чувствительный) конец термоэлектрического преобразо- вателя выполняется путем спайки или сварки термоэлектродов. Сварка может быть проведена или электрической дугой, или в пламени газо- вой горелкн. Для повышения механической прочности спая рабочего конца термоэлектродные проволоки перед сваркой предварительно скручиваются на два-три витка. Внешний вид некоторых термоэлектрических преобразователей по- казан на рис. 3.1. Проверка и градуировка образцовых датчиков температуры осу- ществляются соответствующими органами Государственного комитета стандартов, мер и измерительных приборов СССР. 88
Тарировка технических датчиков индивидуального изготовления производится по эталонным или образцовым датчикам. При темпера- туре до 150 °C тарировка осуществляется в жидкостных термостатах с использованием воды, минерального масла и расплавленной соли. При более высоких температурах (300—1800 °C) градуировку произ- водят в трубчатых электропечах. Термостатирование холодных спаев производится в сосуде с тающим льдом Методика градуировки, тре- Рис. 3.1. Внешний вид некоторых термоэлектрических термометров: а —для сред под давлением, близким к атмосферному. £—500-2500 мм; б —с не- подвижным штуцером на внешнее давление до 3,0 МПа, /«150-1300 мм, £“до 1500 мм; в —с уменьшенной инерционностью, с неподвижным штуцером, на внеш- нее давление до 25,0 МПа, £«300-500 мм Новация к аппаратуре определены инструкциями и методическими ука- заниями. Характеристики стандартных термоэлектрических преобразователей Приведены в табл. 3.4. Пределы основных допустимых погрешностей Приведены в табл. 3.5. При исследовании тепловой работы отдельных поверхностей нагре- ва котельных установок часто возникает необходимость измерять ма- лые разности температуры при ее высоких абсолютных значениях. Чем Иеньше разность температур, тем меньше точность измерения. По мере приближения этой разности к значению ошибки измерения температу- ры точность определения быстро убывает. По этой причине желательно Производить прямое измерение непосредственно разности температур. Такие измерения производятся дифференциальными термоэлектриче- скими преобразователями, схематично изображенными на рис. 3.2. 89
CO о Таблица 34 Характеристика стандартных термоэлектрических преобразователей Термоэлектродные материалы Тип термоэлектрическо- го преобразователя Условное обозначение градуировки Предель- ные темпе- ратуры длительно- го примене- ния, °C Предельная температу- pi кратковременного применения, °C Допустимые отклонения значения ЭДС от стан- дартной Устойчивость работы минималь- ная макси- мальная Интервал температур, °C Погрешность, ±мВ Платинородий- пл атина (10 % Rh) ТПП ПП-1 —20 1300 1600 —20—300 300—1600 0,01 0,01±2,5х Х10-5Х Х(/-300) В окислительной и нейтраль- ной атмосфере превосходит все известные преобразователи по постоянству термоэлектриче- ких свойств. Неустойчива в присутствии фосфора, углерода, паров металла, особенно в при- сутствии кремнезема и метал- лических оксидов Платинородий- платинородий (30 % Rh — 6 Rh) ТПР ПР-30/6 300 1600 1800 300—1800 0,01+3,Зх Х10-5Х ха—зоо) Свойства аналогичны указан- ным для ТПП Разрушается в восстановительной среде в при- сутствии кремнезема за 1 ч, алунда (А12О?) за 6,5 ч. При- месь, вызывающая наибольшую нестабильность, — железо
Продолжение табл. О Термоэлектродные материалы । Тип термоэлектрическо- го преобразователя Условное обозначение градуировки Предель- ные темпе- ратуры длительно- го приме- нения, °C Предельная температур ра кратковременного применения, °C Допустимые отклонения значения ЭДС от стан- дартной Устойчивость работы минималь- ная макси- мальная Интервал температур, °C Погрешность, ±мВ Хромель-алюмель ТХА ХА —50 1000 1300 —50—300 300—1300 0,16 0.16J-2X X 10—4 X х(/—300) Обладает наибольшей стой- костью среди преобразователей из неблагородных металлов при работе в окислительной среде. В восстановительной среде и в атмосфере серосодержащих га- зов быстро разрушается Хромель-копель ТХК хк —50 600 800 —50—300 300—800 0,20 0,20+0.6 х Х10~« X х(<—300) Обладает достаточной устой- чивостью как в окислительной, так и в восстановительной ат- мосфере (больше в окислитель- ной), не корродипует при тем- пературе ниже 0 *С со Примечания: 1. Под длительной подразумевается работа в агрессивной для данного термоэлектрического преобразова- теля среде сроком до 100 ч при условии изменения градуировки не более чем на 1 %; под кратковременной — работа в тех же условиях в течение 1—2 ч 2. В связи с малой ЭДС, развиваемой термоэлектрическим преобразователем типа ТПР при фактически существующих ко- лебаниях температуры холодного спая (до 100 °C), поправку на холодный спаи при измерениях нс вводят 3. Нестабильность термоэлектрического преобразователя типа ТПР из-за загрязнения термоэлектродов железом в окислитель- ной среде не зависит от диаметра проволоки термоэлектродов в нейтральной — зависит от d& Поэтому в нейтральной среде dQ должен выбираться максимально возможным.
Таблица 35 Пределы киовных допустимых погрешностей термээлектриче^их преобразователей Тип Условное обозна- чение градуиро- вочной харакге ристики Интсрид темпе- Ра-’л, Формула для определения допустимой погрешности, мВ ТВР ВР 5/20 100—1800 0,084-4,0-10~5(/—1000) ТПР ПР 30/6 30—1800 0,014-3,3-io-hf—зоо) ТПП ПП 30C—1600 0,014-2,5-10—?(/—300) ТХА ХА 30—1300 0,164-2,0-10-4(/—300) ТХК ХК 30,-800 0,24-6,0-10—•(/—300) Примечание, При значения/ температур, близких к верхним пределам измерения, пределы основных допустэцых погрешностей термоэлектрических пре- образователей составляют: Тип термоэлектрического преобра- зователя ................ ТВР ТПП ТПР ТХК JXA Допустимая погрешность, % . . , 0,55 0,23 0,28 0,72 и,// t — температура рабочего конца термс~ары. язмеРеяия с помощью указанных термоэлектрических следУет иметь в виду, что в зоне нелинейной харак- nXvn!tKH неооходимо также измерять и абсолютное значение темпе- «То. В пекотоРои степени усложняет эксперимент. В зоне незяа- ельнои кривизны характеристики термоэлектрического преобразова- теля требования к точности измерения абсолютной температуры, как невысоки и обеспечиваются измерениями, производимыми обычными техническими термоэлектрическими преобразователями. Рис. 3 2 Схема включения термоэлектрического преобразователя: / — термопары; 2 «-* сборка; 3 — компенсационные провода; 4 — медные провода; 5—измериюльный прибор Для повышения точности измерения разности температур можно применять многоспайные термоэлектрические преобразователи, которые состоят из нескольких последовательно включенных термоэлектрических преобразователей, при этом должна быть обеспечена надежная изоля- ция всех спаев. Термопреобразователи сопротивления Принцип действия термопреобразователей сопротивления основан на свойствах металлов изменять свое электрическое сопротивление с изменением температуры. Наибольшее распространение имеют преоб- 92
разователи, изготовленные из платины и меди. Термочувствительный элемент тонкая проволока 0 0,05—0,1 мм наматывается на каркас, выполненный обычно из кварца, фарфора или другого теплостойкого изоляционного материала, и имеет сравнительно большие размеры, поэтому термопреобразователем сопротивления нельзя измерить темпе- ратуру в точке. Им можно только измерить среднюю температуру уча- стка, в котором располагается термометр (рис. 3.3). Изготовляются также полупроводниковые преобразователи ПТС, называемые термисторами или терморезисторами (ГОСТ 10688-75). Основными достоинствами термопреобразователей сопротивления является* высокая точность измерения температуры и возможность автоматической записи измеряемой температуры при достаточно боль- шом удалении регистратора от места измерения. Измерение температуры с помощью термопреобразователя сопро- тивления не требует термостатирования свободных концов. Недостатком термопреобразователей сопротивления является то, что в ряде случаев они более инерционны и весьма чувствительны да- же к небольшим изменениям химического состава среды, геометриче- ским размерам и деформации. При />0°С сопротивление термопреобразователя определяется по формуле Rt = /?0(1 + 4/ + В/?), где 4=3,96847.10~31/К’1; В=—5,847*10-7 1/К2. Область применения технических платиновых термопреобразовате- лей сопротивления —260-?- +1100 °C. Номинальные статические характеристики платиновых термопреоб- разователей сопротивления приведены в ГОСТ 6651-78. Предел допустимой основной погрешности показаний Ад составля- ет 0,2; 0,3; 0,5; 1; 2 и 3°С. Медные термопреобразователи сопротивления В интервале температур —50-?-+200 °C сопротивление термопреоб- разователя сопротивления рассчитывается по формуле Я* = /?0(1+а/), где а=4,28*10~3 1/К. Номинальные статические характеристики медных термопреобра- зователей сопротивления приведены в ГОСТ 6651-78. Предел допусти- мого значения основной погрешности Дд составляет 0,5; 1,0; 2,0 и 3,0 °C. Ниже приводятся характеристики некоторых термопреобразовате- лей сопротивления, имеющих унифицированное конструктивное испол- нение. Термопреобразователь сопротивления платино- вый ТСП-0879 (одинарный взамен ТСП-5071). Пределы измерения *-50-?-+600, —200 4-+600 °C. Градуировка 50П, 100П. Инерционность Не более 20, 40 с. Длина монтажной части 120, 160, 200, 250, 320, 400, Б00, 630, 800, 1000, 1250, 1600, 2000, 2500, 3150. Головка водозащи- щенная Крепление — установка в гнездо. Предназначен для измерения температуры жидких и газообразных тел. Термопреобразователь ТСП-0879 (двойной взамен ТСП- 5071) предназначен для измерения температуры газообразных и жидких тел. Градуировка 50П и ЮОП. Пределы измерения -50-?-+600, —200-е- +600 °C. Длина монтажной части 120, 160, 200, 250, 400, 500, 639, 93
Рис. 3.3. Термометры сопротивления платиновые: а —с неподвижным штуцером, L-350—1500 мм, на внешнее давление до 4,0 МПа; б — с подвижным штуцером, £**500^-200 мм, на давление, близкое к атмосферному; « — с уменьшенной инерционностью, £=*350— 500 мм, на внешнее давление до 25 МПа (‘250 кгс/см ); г — поперечное сечение Мал^инерциин.нм о термо ic*>pu; 7 - -» teveui соиропчзленни, 2—зищитиь/П 3 - пух-
Таблица 3.6. Основные разновидности удлинительных (компенсационных) проводов Тип тер- мозлект- рическо- го термо- метра Материал Условное обозна. чение Расцветка оплетки для изоляции жил ТПП Медь-сплав ТП (99,4 % Cu+0,6 Ni) п Красная и зеленая ТХА Медь-константаи м Красная и коричневая ТХК Хромсль-копелъ хк Фиолетовая и желтая 800, 1000, 1250, 1600, 2000 мм. Головка водозащищенная, установка в гнезде. Материал защитной арматуры (так же как и в одинарной) — сталь 08X13 и сталь 12X181 НОТ. Термопреобразователь ТСП-8051 предназначен для изме- рения температуры жидких и газообразных сред, которые содержат метан, гелий, азот и другие компоненты природного газа во взрыво- опасных помещениях. Пределы измерения -200-5-+500 °C. Унифицированное конструктивное исполнение имеют также термо- преобразователи ТСП-0879-01 (взамен ТСП-6097 до 300°C), ТСП-1079 (взамен ТСП-8012 до 50 °C) и др. Платиновые терм ©преобразователи сопротивления показаны на рис. 3.3. В качестве пособия при подборе необходимой измерительной аппа- ратуры можно использовать отраслевой каталог «Приборы и средства автоматизации», номенклатурный каталог «Приборы для измерения и регулирования температуры», который составляется на основании номенклатур приборостроительных заводов, а также бюллетень «Мо- дернизированные и снимаемые с производства приборы», в котором со- держатся изменения в номенклатурах изделий Удлинительные (компенсационные) провода выпускаются для трех разновидностей стандартных термоэлектрических преобразователей: ТПП, ТХА и ТХК (табл. 3.6). Для каждого типа термоэлектрического преобразователя удлини- тельные провода изготавливаются из определенных материалов, кото- рые в паре между собой в интервале температур от 0 до 100 °C должны развивать термо-ЭДС, равную или близкую к термо-ЭДС термометра. Внешне эти провода различаются по цвету изоляции или оплетки. Для термоэлектрического преобразователя типа ТПР удлинитель- ные провода не нужны, так как при теАмпературах до 100 °C термо-ЭДС, развиваемая им, будет практически равна нулю. 3.2. ВТОРИЧНЫЕ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ПРИБОРЫ В качестве вторичных измерительных приборов используются В комплекте с термопреобразователями сопротивления логометры и ав- томатические мосты, а в комплекте с термоэлектрическими преобразо- вателями— милливольтметры и автоматические потенциометры. Использование для измерений логометров не рекомендуется из-за Небольшой точности (±2 %). Подключение логометра по трехлровод- 95
ной схеме практически исключает погрешность за счет изменения со. противления соединительных проводов из-за изменения температуры Автоматические уравновешенные мосты могут осуществлять рение и запись температуры. Достоинством этих мостов является ноза" висимость их показаний от изменения напряжения источника питания* однако чувствительность прибора зависит от этого напряжения. В свя-’ зи с этим при изменении температуры термопреобразователями соиро. тивления необходимо обеспечивать постоянное напряжение питания моста. Уравновешивающие мосты дают возможность измерять темпера, туру с высокой точностью, зависящей от чувствительности их нулевого гальванометра. Промышленностью выпускаются приборы миниатюрного, малогаба- ритного и нормального размеров, они могут быть одно- и многоканаль- ные, одно- и многодиапазонные. Автоматические потенциометры имеют следующие классы точности: 0,1; 0,15; 0,25; 0,5; 1,0 и 1,5 (ГОСТ 7164-78). При испытаниях котлов рекомендуется применять электронные ав- томатические потенциометры типа КСП, которые могут работать в комплекте с другими преобразователями, в которых выходной сиг- нал — напряжение постоянного тока. Приборы автоматические следящего уравновешивания типов КСП1, КСП4И, КСМ4, КСМ4И, КСУ4 Государственной системы промышлен- ных приборов и средств автоматизации (ГСП) предназначены для из- мерения силы и напряжения постоянного тока, а также неэлектрическпх величин, преобразованных в указанные выше электрические сигналы и активное сопротивление. Приборы типа КСМ4И, КСП4И с искробезопасными измерительны- ми цепями предназначены для работы в комплекте с серийно выпус- каемыми первичными преобразователями, не имеющими собственного источника питания, сосредоточенных индуктивностей или емкостей; они могут быть установлены во всех взрывоопасных помещениях и на- ружных установках согласно квалификации ГОСТ 12.1 011-78. Приборы по виду входного сигнала разделяют на группы: приборы для измерения напряжения и силы постоянного тока — по- тенциометры (КСП4, КСП4И, КСУ4); приборы для измерения активного сопротивления — мосты (КСМ4, КСМ4И) Приборы КСМ4И, КСП4И устанавливаются во впевзрывоопасных помещениях. Приборы выбираются в соответствии с требованиями ГОСТ 12997-76, 15150-69. Основная погрешность по показаниям и регистрации не более ±0,5 %. Электрическое питание прибора — переменный однофазный ток с напряжением 220±й В, частотой (50±1) Гц, (60±1) Гц для при- боров с частотой тока питания 60 Гц. Потребляемая мощность не более 35 В-А для одноканальных при- боров и 55 В-А —для многоканальных. Количество контролируемых каналов.............* 1, 3, 6, 12 Скорость перемещения диаграммной ленты, мм/ч: одноканальных приборов.................♦ . . 20, 60, 240, 720, 1800, 5400 многоканальных приборов 60, 180, 600, 1800, 2400, 7200 96
м Таблица 3.7, Техническая характеристика автоматических потенциометров, мостов, миллиамперметров I и вольтметров 8 Тип Предел до* пуегимиЛ ОС- НОВНОЙ по* грошчости показаний, % Предел до- пустимой оепоьвой по- греьшос ги записи, % Гремя про- хождения указателем или чаоеткой всей шкалы, с Ширина диа- граммы или длин t оциф- рованной части ШКаЛЫ, мм Скорость диаграммной ленты, мм/ч Приведенное сопротивле- ние реостат, ного устрой- ства днетап. циошюй пе- редачи пока- заний, Ом КВП1, КВМ1, КВУ1 0,25 ил» 0,5 — 2,5 или 10 500 — 90 или 300 КСШ, КСМ1, КСУ1 1 1 2,5 или 5 100 10, 20; 40; 60, 12С 100 КПП1, КПМ1, КПУ1 0,5 — 2,5 или 5 300 — 100 КСП2, КСМ2, КСУ2 0,5 1 2,5 или 10 160 20, 40; 60, 120, 200, 000; 1200; 2000 90 или 300 <о кспз, кемз, КСУЗ 0,5 1 0,5 5 или 16 600 24 —
Продолжение табл. 3 7 Тип Предел до пустимой ос- новной по- грешности показаний, % Предел до- пустимой ос- новной по- грешности записи, % Время про- хождения указателем или кареткой всей шкалы, с Ширина диа- граммы или длина оциф- рованной части шкалы, мм Скорость диаграммной лепты, мм/ч, или время оборота диаграммы, ч Приведенное сопротивле ние реостат- ного устрой- ства дистан- ционной пе- редачи пока- заний, Ом КСП4, КСМ4, КСУ4 0,25(0,5) 0,5 1,25 или 10 250 Одноточечные: 20; 60, 240, 710; 1800, 5400, 200, 600; 2400, 7200; 18 000; 54 000 Многоточечные* 60; 180; 600, 1800; 2400, 7200 90 ЭПС, МФС 0,5 1 2,5; 6 или 16 100 10, 20; 40; 60; 120 — ЭПП, МФП 0,5 — 2,5; 6 или 16 270 — Примечания* 1 Приборы с буквой П в маркировке — потенциометры, с буквой М — мосты, с буквой У — миллиампермет ры или вольтметры 2. Цифры в маркировке означают: 1—приборы миниатюрные; 2, 3 — малогабаритные; 4 — нормального габарита 3. Приборы типов КВП, КВМ. КВУ, КПП, КПМ. КПУ. ЭПП и МФП- только пока еывок нее Apyi ие — пока швакицис и самопишущие с ленточной диаграммой. та исключением КСПЗ, КСМЗ и КСУЗ— v которых дисковая диаграмм!
Продолжение Длина диаграммной ленты, м.............................. 20 Длина шкалы и ширина поля регистрации диаграм- мной ленты, мм................................... 250 Период регистрации у многоканального прибора, с . 4,12 При установке потенциометра необходимо не превышать допусти- мого сопротивления компенсационных провотов от преобразователя до прибора. Питание прибора желательно производить не от силовой, а от специальной линии, предназначенной для питания измерительных при- боров Потенциометр и компенсационные провода должны быть защи- щены от внешних электромагнитных полей Характеристика наиболее распространенных типов милливольтмет- ров, логометров, автоматических потенциометров и мостов, применяе- мых в качестве измерительных, показывающих и самопишущих прибо- ров в комплекте с термометрами сопротивления и термоэлектрическими термометрами, приведена в табл. 3 7 Эксплуатация приборов регламен- тируется требованиями ГОСТ 7164-78, 3.3. ИЗМЕРЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ И ПЕРЕПАДА ДАВЛЕНИЯ Для измерения давления и перепада давления применяются жид- костные, пружинные, грузопоршневые и электрические манометры раз- личных видов. Жидкостные приборы чаще всего используются для измерения давления меньше атмосферного (вакуумметры) и малых перепадов дав- ления (дифференциальные манометры) Приборы, использующие для измерения давления деформацию или изгибающий момент упругих деформаций чувствительных эЛем!нтов, применяются в широком диапазоне давлений. Приборы с трубчатой пружиной имеют верхние пределы измерения 0,06; ОД; 0,16; 0,25; 0,4; 0,6; 1,0; 1,6; 2,5; 4,0; 6,0; 10,0; 25,0; 40,0; 60,0 до 1000 МПа (0,6; 1,0; 1,6; 2,6; 4; 6; 10; 16; 25; 40; 60; 100; 250; 400; 600 до 10 000 кгс/см2), выпускаются следующих разновидностей (ГОСТ 8625-77) ‘ в круглом корпусе без фланца (или с задним фланцем и радиаль- ным штуцером); в круглом корпусе без фланца (или с передним фланцем и осе- вым штуцером; в квадратном корпусе без фланца (или с передним фланцем и ра- диальным или осевым штуцером). Выбор необходимых типа н класса точности манометра произво- дится по номенклатурному каталогу [3.8]. Рабочее давление необходимо выбирать не менее 3/4 верхнего пре- дела измерения при постоянном давлении и не менее 2/3 верхнего пре- дела измерения при переменном давлении измеряемой среды Допуска- ется перегрузка манометров с верхним пределом измерения до 10 МПа (100 кгс/см2) на 25 %, а с пределами измерения 16МПа (160 кгс/см2) и более — на 15—5 %. Технические показывающие приборы могут быть снабжены несколь- кими упругими чувствительными элементами (многострелочные), допол- нительными устройствами для сигнализации и дистанционной передачи аналоговых электрических и пневматических унифицированных сигналов, 7* 99
разделительными устройствами для защиты упругих чувствительных элементов от непосредственного воздействия агрессивной, вязкой или кристаллизующейся измеряемой среды. Самопишущие приборы имеют в качестве чувствительного элемен- та либо многовитковую трубчатую пружину для манометров с верх- ним пределом измерения 1—160 МПа (10—1600 кгс/см2), либо сильфон для манометров с верхним пределом 0,06—0,6 МПа (0,6—6 кгс/см2) Классы точности самопишущих приборов 0,6; 1,0 и 1,5; приборы выпускаются с дисковыми и ленточными диаграммами. Время одного оборота дисковой диаграммы может быть 8, 12, 16 и 24 ч, а скорость движения ленточной диаграммы может изменяться от 10 до 1200 мм/ч. Для точных измерений давления применяются образцовые мано- метры МО. Манометры типа МО (модель 1227) имеют верхний предел измере- ния 0,1; 0,16; 0,25; 0,4; 0,6; 1,0; 1,6 и 2,5 МПа (1; 1,6; 2,5; 4; 6; 10; 16 и 25 кгс/см2) и класс точности 0,15 и 0,25, а модели 1226 имеют верх- ний предел измерения 4,0; 6,0; 10,0; 25,0; 40,0 и 60,0 МПа (40, 60, 100, 250, 400 и 600 кгс/см2) и классы точности 0,15 и 0,25. Первичная и периодическая поверки производятся в соответствии с ГОСТ 8.092-73. Для проверки предусматривается применение сле- дующих средств: образцовые грузопоршневые манометры по ГОСТ 8291-83 классов точности 0,02 и 0,05; образцовые и грузопоршневые мановакуумметры МВП-2,5 класса точности 0,05 с верхним пределом измерений 0,25 МПа (2,5 кгс/см2). ГОСТ 8.166-75 распространяется на образцовые манометры, изго- товленные по ГОСТ 6521-72. Приборы, изготовленные до введения ГОСТ, а также импортные приборы должны быть проверены в соответ- ствии с методами, установленными ГОСТ 8.160-75. Большое распространение получили измерительные преобразовате- ли, которые используются в комплекте с измерительными приборами, машинами централизованного контроля и другими средствами регули- рования и управления. Для этого используются измерители преобразо- вания ГСП с сильфонными и пружинными чувствительными элемента- ми, пневматическим и электрическим выходными сигналами. Основные правила работы с манометрами: 1. Манометр должен устанавливаться вертикально (по отвесу) в местах, не подверженных вибрации и нагреву. 2. Плотность рабочей жидкости должна определяться точно. 3. Если манометр установлен выше или ниже точки отбора дав- ления, а подводящая трубка и пространство над рабочей жидкостью на плюсовой стороне наполняются другой, более легкой жидкостью, необходимо к показаниям прибора вводить поправки. 4. Манометры не следует располагать в непосредственной близо- сти от нагретых элементов котельных установок, а температура окру- жающей среды не должна превышать 40 °C. 5. Длина соединительной линии до манометра не должна превы- шать 40—50 м. При необходимости передачи показаний на большее расстояние применяются манометры с дистанционной передачей пока- заний типа МЭД. Внутренний диаметр стальных соединительных им- пульсных трубок должен быть в пределах 6—15 мм. Рабочее положение пружинного манометра — штуцером вниз (при радиальном штуцере) и вбок (при осевом штуцере), самопишущего ма- нометра — строго вертикально. 100
Измерение перепада давления Одним из важных измерений, проводимых при наладке котельных агрегатов, является измерение перепада давления, который использу- ется при оценке гидравлического сопротивления исследуемого элемента, при измерении уровня жидкости в сосудах, а также при определении расходов жидкостей и газов. Для измерения перепада давления применяются различные конст- рукции приборов — жидкостные, мембранные, сильфонные и др. . Для низких давлений применяются жидкостные многотрубные дифференциальные тягонаноромеры типа ТДН. Класс точности этих приборов 1,5, наибольшее статическое давление 0,05 МПа (0,5 кг/м2), рабочая жидкость — дистиллированная вода, температура окружающей череды 10—35 °C. Эти приборы выпускаются с одной, двумя, тремя, че- тырьмя и шестью точками замера. Выпускаются также дифференциальные двухтрубные стеклянные ма- нометры ДТ-50. Дифманометры позволяют производить замеры перепа- да с высокой точностью и предназначаются для измерения перепада давления при статическом давлении до 5 МПа (50 кгс/см2). Могут при- меняться различные рабочие жидкости, заливаемые в прибор. Ниже приводится табл. 3 8с некоторыми основными свойствами ряда рабочих жидкостей. Недостатком стеклянных дифманометров является ограничение до- пустимого давления, при котором производится замер; кроме того, труд- но организовать передачу результатов измерения на большие расстояния. Жидкостные дифманометры отличаются простотой конструкции, высокой надежностью, хорошей ремонтоспособностью и относительно невысокой стоимостью Однако эти дифманометры обладают высокой инерционностью и непригодны при работе в нестационарных условиях. Чаще всего используются дифманометры-расходомеры, в которых сигнал разности дахзлений преобразуется в электрический или пневма- тический сигнал, фиксируемый показывающим прибором, который мо- жет располагаться на значительном расстоянии от дифманометра. Мо- гут также применяться дифманометры без телеметрической системы пе- редачи показаний. В соответствии с ГОСТ 18140 77 предельные номинальные перепады давления дифманометров-расходомеров выбираются из ряда 10, 16, 25; Таблица 3.8. Рабочие жидкости для дифманометров Жидкость Обозча- чемие Плотность при 20 °C, г/см3 Особые свойства Серный эфир — 0,612 — Метиловый спирт СН3ОН 0,790 Горючий Этиловый спирт О,н5он 0,790 Ядовит Керосин 0,810 Горючий Толуол с,н8 0,864 1 Вода н2о С8Н8О, 0,998 — Глицерин 1,257 Четырех хлористый углерод ссц 1,594 Ядовит Бромоформ снв3 2,83 Ядовит Ртуть Hg 13,546 » 101
4fr 63; 100; 160; 250; 400; 630; 1000; 1600; 2500; 4000; 6300; 10000; 16000 и 25000 Па (I; 1,6, 2,5; 4; 6,3; 10, 16, 25; 40; 63, 100; 160; 250; 400, 630; 1000; 1600 и 2500 кгс/м2) и 0,04; 0,063; 0,1; 0,16; 0,25; 0,4; 0,63, 1,0 и 1,6 МПа (0,4; 0,63; 1; 1,6; 2,5; 4; 6 3; 10 и 16 кгс/см2). Дифманометры и измерительные приборы градуируются в единицах расхода в соответствии с данными расчета сужающего устройства Нижние пределы измерений дифманометров-расходомеров должны составлять 30 % верхних пределов измерений Наибольшее распространение получили колокольные и поплавковые дифманометры, а также дифманометры с упругими чувствительными элементами (мембрана, сильфон). В мембранных дифманометрах в качестве чувствительного элемента применяется мембранный блок, состоящий из двух мембранных коро- бок, соединенных между собой и заполненных водой или незамерзаю- щей жидкостью Центр мембранной коробки «минусовой» камеры сое- динен с сердечником дифференциально-трансформаторного (или какого- либо другого) преобразователя, передающего сигнал на вторичный показывающий или самопишущий прибор. Дифманометры ДМ-Э имеют унифицированный входной сигнал 0—5 или 0—20 МА, а ДМ-П — унифицированный пневматический сиг- нал 2—10 Па (0,2—1 кгс/м2). Дифманометры ДМ-ЭР предназначены для измерения расхода и снабжены квадратными преобразователями, линеа- ризующими шкалу по расходу. Характеристика наиболее распространенных мембранных дифмано- метров приведена в табл 3 9 и 3 10. Таблица 3 9. Техническая характеристика дифманометров ДМ Наименование Модель Пределы измерений разности давлений Пределы допус- тимой основной погрешности, % Допустимое ра- бочее давление, МПа (кгс/см2) 3582 Ог 0,04 до 0,63МПа (0,4; 0,63; 1; 1,6; 2,5; 4 и 6,3 кгс/см2) 1,5 63(630) Дифманометры взаимозаменяе- мые, унифнциро ванные, с диффе- ренциально-транс- форматорными 3573 От 1,6 до 10 МПа (160; 250; 400, 630; 1000 кгс/м2) 1 и 1,5 6,3(63) 3574 16; 25 кПа (1600, 1,5 25(250) преобразователя- ми 3583 3583Ф 2500 кгс/м2) 0,04; 0,063; 0,1; 0,16; 0,25; 0,4; 0,63 МПа (0,4; 0,63; 1; 1,6; 2,5; 4 и 6,3 кгс/см2) 16(160) 102
Таблица 3 10. Техническая характеристика дифманометров ДМЭ Тип Пределы измерений разности давлений Предел допустимой основной погрешно- сти, % Допустимое рабочее давление, МПа (кгс/см2) ДМ-Э От 1,6 до 25,0 кПа (160, 250; 400; 630; 1000; 1600; 2500 кге/м2) От 0,04 до 0,63 МПа (0,4; 0,63; 1,0, 1; 6; 2,5; 4; 6,3 кгс/см2) 1,5 1 40(400) ДМ-ЭР (расхо- домер) 4; 6,3, 10,0; 16,0; 25,0 кПа (400, 630; 1000; 1600, 2500 кге/м2) 0,04, 0,063; 0,1; 0,16; 0,25; 0,4; 0,63 МПа (0,4; 0,63; 1,0, 1,6, 2,5; 4; 6,3 кгс/см2) 1,5 В сильфонных дифманометрах в качестве чувствительных элемен- тов используются сильфоны, внутренние полости которых сообщаются и заполнены водно-глицериновой смесью Изменение давления вызывает перемещение сильфонов н связывающего их штока, который перемеща- ет рычаг соединенный со стрелкой или пером измерительного прибора и с преобразователем для передачи показаний на расстояние. Сильфонные дифманометры ДС-Э преобразуют разность давлений в токовый выходной сигнал с помощью преобразователя с компенсаци- ей магнитных потоков. Дифманометры ДС построены по принципу ком- пенсации усилий, имеют унифицированные токовые или пневматические сигналы. Таблица 3.11, Техническая характеристика дифманометров ДМ-П и ДМ-Э Марка дифмано- метра Пределы измерения разности давления * Предел до- пустимой ос- новной по- грешности, % Допустимое рабочее дав- ление, МПа (кгс/см2) ДМ-П1 ДМ-Э1 0,1; 0,16; 0,25; 0,4; 0,63; 1 кПа (10; 16; 25; 40; 63 и 100 кгс/см2) 1; 1,5; 2,5 1 и 1,5 0,025(2,5) ДМ-ЭР1 ДМ-П2 0,16; 0,25; 0,4; 0,63; 1 кПа (16; 25; 40; 63 и 100 кгс/см2) 1; 1,5 и 2,5 ДМ-Э2 ДМ-ЭР2 1,0; 1,6; 2,5; 4; 6 кПа (100; 160; 250; 400 и 600 кгс/см2) 1 и 1,5 1; 1,5 и 2,5 1,0(10) 103
Таблица 3.12. Сильфонные дифманометры типа ДС Дифманометры Без до- полни- тельных устройств С интег- ратором С сигналь» ным уст- ройством С электри- ческим вы- ходным унифициро- ванным сигналом с пневма- тическим выходным унифициро- ванным сигналом Показывающие Самопишущие । ДСП-780 ДСС-710 I ДСП-781 ДСС-712 ДСП-778 ДСС-778 ДСП-785 ДСП-787 Примечание Самопишущие приборы выпускаются также с устройством для коррекции значений расхода по давлению и температуре, например дифма- нометры Д С КС-710 или ДСКС-712 Характеристика сильфонных дифманометров приведена в табл. 3.12 и 3 13. Более подробно типы дифманометров описаны в [3.5]. Таблица 313. Техническая характеристика дифманометров типа ДС Марка дифманометра Пределы измерений разности давлений для расходомеров и перепадомеров Пределы изме- рений ДЛЯ уровнемеров Предел допусти- мой ос- новной погреш- ности, % Допусти- мое рабо- чее дав- ление, МПа (кгс/см8) ДСС710Н; 710чН; 712Н; ДСП778Н; 780Н; 781Н 6,3; 10; 16; 25 кПа (630; 1000; 1600; 2500 кгс/см2) 630; 1000; 1600; 2500; 4000; 6300; 10 000; 16000 мм столба из- меряемой жидкости 1 и 1,5 16 (160) 786Н; 787Н 0,04 и 0,063 МПа (0,4 и 0,63 кгс/см2) ДСС710В; 710чВ; 712В; ДСП778В; 780В; 781В; 786В; 787В 0,063; 0,1; 0,16 МПа (0,63; 1,0; 1,6 кгс/см2) 32 (320) ДСКС710 ДСКС712 6,3; 10; 16; 25 кПа (630; 1000; 1600 и 2500 кгс/см2) 4 6,3(63) ДСКП787 0,04; 0,063; 0,1; 0,16 МПа (0,4; 0,63; 1,0 и 1,6 кге/ /см2) 104
Таблица 314. Техническая характеристика дифманометров типов ДСП и ДСЭ на допустимые рабочие давления 10—40 МПа (100 и 400 кгс/см2) Марка дифмано- метра Пределы измерений разности давлений Предел допустимой и основной погреш- ностей. % ДСП-3, деэ-з 4,0, 6,3; 10,0; 16,0; 25 кПа (400; 630; 1000; 1600; 2500 кгс/м2) 1 И 0,6 1,5 и 1 ДС-ЭРЗ (расходо- мер) 4,0; 6,3; 10,0; 16,0; 25,0 кПа (400; 630; 1000; 1600; 2500 кге/ мм2) 1,5 1 и 1,5 ДС-П4, ДС-34 0,04, 0,063; 0,1; 0,16 МПа (0,4; 0,6 и 1 ДС-ЭР4 (расходо- мер) 0,63; 1; 1,6 кгс/см2) 1 и 1,5 ДС-П5, ДС-Э5 0,25; 0,4; 0,63 МПа (2,5; 4, 0,6 и 1 ДС-ЭР5 (расходо- мер) 6,3 кгс/см2) 1 и 1,5 Дифманометры с упругими чувствительными элементами имеют ряд преимуществ по сравнению с жидкостными приборами, имеют хорошие динамические свойства, пригодны для работы в нестационарных усло- виях, позволяют измерять как малые, так и большие перепады давле- ния, пригодны для работы при сверхвысоком давлении. 3.4. ИЗМЕРЕНИЕ РАСХОДА При наладке котлов могут производиться два вида измерений рас- ходов: измерения мгновенных расходов среды, непрерывно протекающей по трубопроводу, и измерение суммарного расхода за некоторый про- межуток времени. Для измерения малых расходов (например расход проб пара или котловой воды) можно применять наиболее простой и точный способ определения суммарного расхода с использованием тарированных мер- ных баков (погрешность 0,5 %) ♦ Для определения большого количества вещества, проходящего через измерительный участок за определенный промежуток времени (смену, сутки и т д), применяются измерительные приборы, которые называются счетчиками количества и служат для це- ли учета. Мгновенный расход вещества измеряется приборами, которые на- зываются расходомерами. Измерение мгновенного расхода необходимо для контроля и регулирования и применяется при проведении наладоч- ных и исследовательских работ на котельных установках. Известны ме- 105
тоды измерения расхода, однако наиболее распространенным (около 80 % установленных расходомеров) способом измерения расходов жид- ких и газообразных сред является способ, основанный на применении различных дросселирующих устройств (диафрагмы, сопла и др.). Раз- ность статических давлений на местном сужении потока в устройстве служит мерой расхода среды, протекающей по трубопроводу. Разность давлений и расход описываются следующими зависимо- стями: (?м= ае/'оУгрДр, где Qo» м?/с, и кг/с—соответственно объемный и массовые расходы; а — коэффициент расхода, определяемый по [3.4]; 8 — поправочный множитель на расширение измеряемой среды [3 4]; Fo — площадь от- верстия сужающего устройства; р — плотность измеряемой среды в ра- бочих условиях В результате расчета сужающего устройства определяют его гра- дуировочную характеристику (зависимость расхода от перепада давле- ния), которая будет справедлива для конкретной измеряемой среды и конкретных параметров (давления, температуры, плотности и т. п.). Избыточное давление измеряется через отдельное цилиндрическое отверстие: при угловом способе отбора перепада давления— непосредственно у входной плоскости сужающего устройства в углу, образуемом по- следним со стенкой трубопровода (при камерном отборе — в корпусе камеры); при фланцевом способе отбора перепада давления — на расстоянии /=25,4±Д, где А равно 0,5 илн 1 мм в зависимости от диаметров тру- бопровода и сужающего устройства. Измерение температуры среды производится на прямом участке трубопровода до или за сужающим устройством. При измерении тем- пературы до сужающего устройства расстояние от последнего до гиль- зы термометра выбирают в зависимости от диаметра гильзы. Измере- ние температуры за сужающим устройством производят на расстоянии не менее 5D, но не более 10 D от его заднего торца. Плотность измеряемой среды определяется по уравнениям или таблицам воды и водяного пара. При отсутствии в правилах каких-либо параметров следует применять официальные данные, утвержденные Госстандартом или Государственной службой стандартных справочных данных, а также данные лабораторных анализов, выполняемых в соот- ветствии с действующими стандартами. Отечественная промышленность выпускает стандартные сужающие устройства, по которым градуировочная характеристика может быть определена расчетным путем. Эти устройства удовлетворяют требора- ниям правил по определению расхода жидкостей, газов и паров, проте- кающих в трубопроводах с помощью диафрагм по методу переменного перепада давлений (РД 50-213-80, выпущенные взамен правил 28-54 измерения расхода жидкостей, газов и паров стандартными диафрагуа- ми и соплами) [3.3]. Основные технические данные бескамерных и камерных (ГОСТ 26969-86) диафрагм приводятся в табл. 3.15 и 3.16. 106
Таблица 3.15. Технические данные бескамерных диафрагм типа ДБ Условное давление, МПа (кгс/см2) Диамс1р условного прохода мм Ма.ериал диска обозначь иие 0,25:0,6; 1,0, 1,6 (2,5; 6, 10, 16) 400-900 Сталь 12Х18Н10Т б 2,5 (25) 4,0 (40) 400—800 500—700 16,0, 20,0, 25,0; 32,0 (160; 200; 250; 320) 50—400 0,25; 0,6; 1,0; 1,6; 2,5 (2,5; 6, 10; 16; 25) 400—1200 (4,0) 40 500—600 0,25; 0,6; 1,0; 1,6 400—1000 Сталь 12X17 Г 2,5; 4,0 (2,5; 6; 10; 16; 25; 40) 500—700 Сталь 12Х18Н10Т б 20,0; 25,0; 32,0 (200; 250; 320) 50—400 Сталь 10X17, Н6М27 В 0,25 (2,5) 0,6; 1,0; 1,6; 2,5; 4,0 (6; 10; 16; 25; 40) 400—1200 400—1000 500—700 Сталь 12X17 Сталь 12Х18Н10Т г Примечание Диаметр условного прохода выбирается из ряда 50, 65, 800, 100, 125, 150, 200. 250, 300, 350, 400, 500, 600, 700, 800, 1000, 1200 мм. Стандартные сужаюшие устройства могут применяться на трубо- проводах D>50 мм (для сопл в случае измерения расхода жидкости D>30 мм). При необходимости измерения расхода в трубопроводах меньшего диаметра производится экспериментальное определение градуировочной характеристики сужающего устройства, причем условия тарировки должны полностью соответствовать условиям, в которых будет исполь- зоваться сужающее устройство Качественно зависимость расхода от перепада давления сохранится такой же, как и для стандартных сужа- ющих устройств. Приведенные в [3.4] положения справедливы при соблюдении сле- дующих условий измерения: а) на прямых участках до и после сужающего устройства режим течения потока должен быть турбулентным; б) не должны происходить фазовые превращения при охлаждении потока через сужающее устройство; 107
00 Таблица 3.16. Технические данные камерных диафрагм типа ДК Условное давление, МПа (кгс/см2) Диаметр условно- го иро хода, мм Исполнение камер Материал камер, сосудов, трубок обозна- чение диска обозна- чение 0,6; 1,6; 2,5; 4,0 (6; 16, 25; 40) 50—500 I — камера с вы- ступом II — камера с впа- диной Сталь марки 20 а Сталь 12Х18Н10Т б 10,0 (100) 50—400 0,6; 1,6 (6, 16) 2,5, 4,0, 10,0 (25, 40, 100) Сталь марки 12Х18Н10Т б 0,6; 1,6 (G, 16) 50—5С0 Сталь марки 35 а Сталь 35 а 2,5(25) Сталь марки 12Х18Н10Т б Сталь 12Х18Н10Т б 4,0 (40) Сталь марки 10Х17Н13М27 в Сталь 10Х17Н13М27 в 10,0 (100) 50—400 Сталь марки 12X17 г Сталь 12X17 г 0,6, 1,6; 2,5; 4 (6, 16, 25, 40) 50—500 Сталь марки 20 а Сталь 12Х18Ш0Т б 10,0 (100) | 50—400 Сталь 12X17 в Примечания* 1. Диаметр условного прохода выбирается из ряда 50, 65, 80, 100, 125, 150, 200, 250, 300, 350, 400, 500 мм. 2. Измеряемая среда — жидкость, водяной пар, газ при температуре свыше 120 °C.
Таблица 3.17» Предельная относительная погрешность ёа L для гильзы термометра диаметром 0,03 Z)2o^O,13 т Значение 6 ., %, при 5 1 ю 15 20 0,15 0,28 0,11 — 0,10 0,33 0,13 — — 1». 0,15 0,35 0,16 —- 0,20 0,38 0,17 «— — 0,25 0,40 0,18 — 0,30 0,42 0,20 — 0,35 0,44 0,22 — 0,40 0,47 0,23 — —- 0,45 0,54 0,27 — — 0,5Э 0,61 0,29 0,12 —— 0,55 0,71 0,31 0,14 — 0,60 0,83 0,34 0,16 — 0,64 — 0,41 0,18 •— в) во внутренней полости прямых участков трубопроводов до и пос- ле сужающего устройства не скапливаются осадки (пыль, песок и дру- гие виды загрязнений): г) на поверхностях сужающего устройства не образуются отложе- ния, изменяющие его конструктивные параметры и геометрию; д) пар является перегретым. Предельная относительная погрешность для гильзы термометра диаметром 0,03£>2о<0,13 приведена в табл. 3.17. Требования к установке сужающих устройств Измерительный участок трубопровода должен быть прямым, ци- линдрическим, с круглым сечением, на нем не должно быть выступов, наростов и неровностей от сварных швов. Внутренний диаметр трубо- провода, измеренный непосредственно у сужающего устройства и на расстоянии 2D от него, не должен отличаться от среднего более чем на 0,3%. Внутренний диаметр участка трубопровода на длине 2D за сужающим устройством может отличаться от внутреннего диаметра перед сужающим устройством не более чем на ±2 %. Должна соблю- даться минимальная длина прямого участка (расстояние между бли- жайшими торцевыми поверхностями сужающего устройства) и макси- мальное местное сопротивление, зависящее от типа местных сопротив- лений (3.4]. Сокращенная длина прямого участка перед сужающим устройством для любого типа сопротивлений, кроме гильзы термометра, должна быть не менее 10 диаметров трубы. Потери давления в сужающем устройстве определяют как разность статических давлений, измеренных в двух ближайших поперечных се- чениях потока перед и за сужающим устройством, в которых не наблюдается влияние сужающего устройства на характер потока. По- тери давления для диафрагм и сопл определяют по разнице давлений 109
Рис. 3.4. Потери давления в сужающем уст- ройстве: 1 — диафрагма: 2 — сопло между сечениями, удаленными на 3D перед сужающим устройством и на 10D за ним. За- висимость потери давления (в процентах пе- репада давления) от типа и относительного се- чения сужающего устройства приведена на рис. 3 4. Для получения правильного расхода долж- ны строго выполняться требования к установ- ке дифманометров, работающих в комплекте с сужающими устройствами. Выбор дифманометров по параметрам окружающей среды и его применение для заданных рабочих условий измерения расхода должны соответствовать требованиям технической документации завода-изгото- вителя. Допускается подключение к одному сужающему устройству двух и более дифманометров. Соединительные линии должны быть про- ложены по кратчайшему расстоянию вертикально или с уклоном к го- ризонтали не менее 1 : 10. Длина линий не должна превышать допусти- мой. Соединительные линии должны быть защищены от источников теплоты или холода, нельзя допускать накопления в них воздушных пу- зырьков (при измерении расхода жидкости) и конденсата (при измере- нии расхода газа илн пара). При измерении расхода газа дифманометр рекомендуется устанавливать выше сужающего устройства, а при из- мерении расхода жидкости дифманометр следует устанавливать ниже сужающего устройства. Конструкция и основные параметры уравнительных сосудов для жидкостей приведены в ГОСТ 14319-73, уравнительных конденсатных сосудов для водяного пара в ГОСТ 14318-73, а разделительных сосудов в ГОСТ 14320-73 3.5. ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛИ Для организации работы по автоматическому контролю и регистра- ции таких параметров, как избыточное и абсолютное давление, гидро- статическое давление, разряжение и разность давлений, может исполь* зоваться измерительный преобразователь «Сапфир-22» Преобразователь разности давлений («Сапфир-22ДД») используется для преобразования значения уровня жидкости, расхода жидкости или газа, а преобразова- тель гидростатического давления («Сапфир-22ДГ») — для преобразова- ния уровня жидкости в унифицированный выходной сигнал. Преобразователи разности давлений при работе с блоком извлече- ния корня БИК-1 (ТУ 25-02.726122-81) могут использоваться для полу- чения линейной зависимости между выходным сигналом и измеряемым расходом. Преобразователи предназначены для работы со вторичной регистрирующей и показывающей аппаратурой, регуляторами и дру- гими устройствами автоматики, машинами централизованного контроля и системами управления, работающими от стандартного входного сиг- нала 0—5 или 4—20 мА постоянного тока. Основные нормативно-технические характеристики измерительных преобразователей «Сапфир-22» соответствуют ГОСТ 22520-77, НО
Верхние пределы измерений преобразователей: избыточное давление — «Сапфир-22ДИ» от 0,25 кПа до 100 МПа (от 25 кгс/м2 до 1000 кгс/см2); разрежение — «Сапфир-22 ДВ» от 0,25 до 100 кПа (от 25 кгс/м2 до 1 кгс/см2); давление — разрежение — «Сапфир 22ДИВ» от —0,125—0 — +0,125 кПа до —0,1—0-----1-2,4 МПа (от —12,5—0---Ь 12,5 кгс/м2 до — 1—0— 124 кгс/см2); абсолютное давление — «Саифир-22ДА» от 25 кПа до 15 МПа (от 250 кгс/м2 до 160 кгс/см2); гидростатическое давление — «Сапфнр-22ДГ» от 2,5 до 250 кПа (ог 250 кгс/м? до 2,5 кгс/см2); разность давлений — «Сапфир-22ДД» от 0,25 кПа до 16 МПа (от 25 кгс/м2 до 160 кгс/см2) Предельные значения исходных сигналов 0—5, 0—20, 4—20, 5—0, 20—0 и 20—4 мА Преобразователи разности давлений имеют линейно возрастающую или линейно убывающую характеристику выходного сигнала, осталь- ные преобразователи — линейно возрастающую. Преобразователи «Сапфир-22» имеют устройства, позволяющие перенастраивать их на чюбой из пределов измерений, предусмотренных для данной модели, а также перенастраивать их на смещенный диапазон измерений с установкой начального предельного значения выходного сигнала («нуля») при значении измеряемого параметра в пределах от 0 до 0,84 р макс для преобразователей «Сапфир-22ДА», «Сап- фир-22ДВ»; от разряжения p№w- до избыточного давления 0,84 pt«aKc для пре- образователей моделей 2110, 2120, 2130, 2140, 2420, 2430, 2434; от разряжения 0,1 МПа (1 кгс/см2) до избыточного давления 0,84 Рмакс для преобразователей модели 2140, 2150, 2151, 2161, 2170, 2440, 2444, 2450, 2460, 2171, 2160, от разряжения 0,1 МПа (1 кгс/см2) до избыточного давления, рав- ного 0,84 (рразр макс+Ризб макс)'—(рразр макс) ДЛЯ Преобразователей МО- делей 2340, 2350, 2351, где рмако—верхний предел измерений измеряе- мого давления* абсолютного или избыточного, разряжения, разности давлений, кПа, МПа, кгс/м2, кгс/см2; дразр макс — верхний предел изме- рений разряжения, кПа, кгс/см2; рИзб макс — верхний предел измерений избыточного давления, кПа, МПа, кгс/м2, кгс/см^. 3,6. ИЗМЕРЕНИЕ РАСХОДА СПЕЦИАЛЬНЫМИ СУЖАЮЩИМИ УСТРОЙСТВАМИ К специальным сужающим устройствам относятся диафрагмы с ко- ническим входом, цилиндрические сопла, сопла «четверть круга», двой- ные диафрагмы, сегментные диафрагмы, износостойкие диафрагмы (стандартные диафрагмы со снятой фаской на входной кромке) и стан- дартные диафрагмы для трубопроводов с внутренним диаметром менее 50 мм [3.4]. Расчет перечисленных устройств производится по методическим указаниям РД 50-411-83 Ниже приводятся данные по некоторым из пе- речисленных устройств, которые могут использоваться при наладке па- ровых котлов. Ш
Таблица 3.18. Допустимые значения mt D, d специальных сужающих устройств Наименование D т d Диафрагмы с коническим входом Цилиндрические сопла Сопла «четверть круга» Двойные диафрагмы Сегментные диафрагмы Износостойкие диафрагмы Стандартные диафрагмы для трубопроводов с внутренним диаметром менее 50 мм 12,5—100 25—100 25—100 40—100 50—1000 30—1000 14—50 0,01—0,25 0,01—0,49 0,05—0,49 0,1—0,5 0,1—0,5 0,05—0,64 0,05—0,64 6—50 2,5-70 6—70 12,7—70,5 16-800 7—40 Диапазоны допустимых значений диаметров трубопроводов D и диа- метров отверстий сужающих устройств d, а также относительных пло- щадей т должны находиться в пределах, указанных в табл 3.18. Монтаж и подключение дифманометров к соединительным линиям для измерения перепада давления на сужающем устройстве выполняют- ся в соответствии с РД 50-213 80 Специальные сужающие устройства допускаются к применению только в той области чисел Рейнольдса, где коэффициент расхода мож- но считать постоянным. В формулах (3 1), (3 2), (3 3), соответственно ас = 0,5950 ± 0,04m + 0,3m2 при т<0,3; ас те 0,6100 —- 0,055m -|-0,45m2 при 0,3<т<0,5; ас = 0,3495 + 1,4451m — 2,4249m2 + 1,8333m3 при m > 0,5. На рис. 3 5 показано схематическое изображение износостойкой диафрагмы. Толщина диафрагмы В не должна превышать 0,05 D. Длина ци- линдрической части е должна находиться в пределах 0,005D20 < е < 0,02 (D20 —12,5» 10~3). Для диафрагмы толщиной более 0,02 (D20—12,5 »10“3) цилиндриче- ское отверстие должно переходить в коническую часть. Угол наклона образующей конуса должен находиться в пределах 30<ф<45°. Глубина снятия фаски на входной кромке диафрагмы Л=0,25± d2 ±0,0005 г/ при ^<125; h=0,25±0,002 ---joOO~ п^й мм. ^ас‘ ку необходимо выполнять под углом 0=(45±5)°. Износостойкая диафрагма сохраняет свой профиль при длительной эксплуатации, что увеличивает срок се службы. При малых числах Re могут применяться двойные диафрагмы» со- стоящие из двух стандартных диафрагм, помещенных на расстоянии //=0,5 D±0,01 D друг от друга. 112
Рис. 3.5 Износостойкая диафрагма (со снятой фаской по входной кромке) Связь между относительными площадями вспомогательной mi и основной т диафрагм определяется уравнением т, =—0,1965 + 3,5678m — 4,6298m2 + + 2,3306т». Перепад давления в двойной диафрагме измеряется в передней плоскости первой диаф- рагмы и задней плоскости второй диафрагмы. Для двойных диафрагм а=0,6836-Ь0,243m1»82. Определение расхода среды при помощи специальных сужающих устройств производит- ся по основным формулам так же, как и для стандартных диафрагм (см. разд 3). Значения граничных чисел Re для стан- дартных диафрагм, установленных в трубопро- водах с внутренним диаметром менее 50 мм, а также для износостойких диафрагм приведе- ны в табл 3 19. Коэффициент расхода для стандартных диафрагм, установленных в трубопроводе Таблица 319. Граничные значения чисел Re Нанч’енование т Кемингр ^емакс гр Стандартные диафрагмы 0,05 22 000 10’ для трубопроводов с 0,10 30 000 10? внутренним диаметром 0,15 41000 10’ менее 50 мм 0,20 56 000 10’ 0,25 72 000 10’ 0,30 90 000 10’ 0,35 110 000 10’ 0,40 135 000 10’ 0,45 158 000 10’ 0,50 184 000 10’ 0,55 211 000 10’ 0,60 240 000 10’ 0,65 270 000 10’ 0,70 300 000 10’ Износостойкие диафраг- 0,05 20 000 10’ мы 0,10 20 000 10’ 0,20 60000 10’ 0,30 100 000 10’ 0,40 160000 10’ 0,50 200000 10’ 0,60 280 000 10’ 0,70 300 000 10’ 8—109 113
с внутренним диаметром менее 50 мм, вычисляется по формулам Г 0,260435 0,79761 1,13279 а = ас 0,99626 -1----------—------—----+-------~---- с| d d2 г d3 (3.1) Для износостойких диафрагм а ~ ас 1,00G8 {- 1,03585 ' d при 16 < 125; 0,99626 -|- 3,255 d 124,67] J ----— при d > 125. d2 J (3.2) (3.3) а = ас Раздел четвертый НАЛАДКА И ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕПЛОВОГО И ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РЕЖИМОВ РАБОТЫ ТРУБ ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА 4.1. ИЗМЕРЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ МЕТАЛЛА ТРУБ В ЗОНЕ ОБОГРЕВА Основным показателем, определяющим надежную работу котлов, является температурный режим труб поверхностей нагрева. Макси- мальная температура обогреваемых труб не должна, исходя из условия длительной прочности, превышать допустимую температуру для данной марки стали, из которой изготовлена труба Если же имеются кратко- временные выбеги температуры металла трубы, то необходимо знать характер этих выбегов для расчета их амплитудно-частотных и стати- стических показателей. Температура трубы является параметром, суммирующим влияние целого ряда факторов: условий обогрева (значения и распределения теплового потока), термодинамического состояния среды и условий ох- лаждения (теплообмена внутри труб), состояния наружной и внутрен- ней поверхностей, а также условий эксплуатации котла (подъем и сброс нагрузки, работа на скользящем давлении) и т. д. При освоении головных котлов или изменившихся условий эксплу- атации серийных котлов необходимо определить влияние как каждого фактора в отдельности, так и их совокупности для выявления безопас- ной с точки зрения надежности температурного режима труб эксплуа- тации поверхностей нагрева. При этом возникает задача измерения температуры металла труб поверхностей нагрева, расположенных в топочной камере, зоне высоких 114
газовых температур (пароперегреватель) и конвективной шахте, зоне умеренной температуры Наиболее сложной задачей при этом является измерение темпера- туры металла экранных труб в топочной камере, из-за того что горячий спай термопары и ее выводы располагаются в среде агрессивных топоч- ных газов, имеющих высокую температуру» При этом важным является обеспечение требования к надежности измерения, так как контроль за состоянием термоэлектрического преобразователя, и особенно ее горя- чего спая, затруднен из-за недоступности места его заделки» Ненадежные измерения в этом случае могут привести к получению случайных данных и неправильным выводам. Измерение температуры металла труб пароперегревателя также яв- ляется достаточно сложной задачей. В этом случае появляются допол- нительные трудности, которые определяются отдаленностью точек из- мерения от обмуровки Для мощных котлов это расстояние может пре- вышать 8—10 м. Измерения температуры в области умеренной газо- вой температуры проводят значительно реже, а организация самих из- мерений особых затруднений не вызывает. Температурные вставки В настоящее время известны различные конструкции устройств для измерения температуры металла труб в зоне обогрева Эти устройства принято называть температурными вставками. Все конструкции темпе- ратурных вставок по принципу закладки в них горячего спая термо- электрического преобразователя можно разбить на вставки со сверле- ниями в стенке трубы и вставки с фрезерованной канавкой Конструкция температурных вставок видоизменяется также в зави- симости от поверхности нагрева (для установки), на которую они пред- назначаются. Так, наприйер, вставки для измерения температуры метал- ла труб на настенных поверхностях нагрева (НРЧ, СРЧ, потолок) от- личаются от вставок, применяемых в поверхностях нагрева, располо- женных в топочном пространстве Ниже приводится описание наиболее распространенных темпера- турных вставок, применявшихся различными организациями при налад- ке и исследованиях преимущественно прямоточных котлов На рис. 4.1 изображена температурная вставка, применявшаяся ВНИИАМ при исследованиях нижней радиационной части газомазут- ных котлов сверхкритических параметров. Вставка изготовлена из от- резка экранной трубы 0 32x6 мм (сталь 12Х1МФ) При отборе труб для вставки желательно проводить их калибровку любым из известных методов для уточнения диаметра. Длину вставки I выбирают из усло- вия минимально допустимого расстояния между двумя сварочными швами В заготовленном отрезке трубы / необходимой длины с по- мощью кондуктора на расстоянии 1,5 мм от наружной образующей трубы просверливают отверстия 01,5 мм, глубиной 40—50 мм и прота- чивают круговую канавку 2 для вывода термопар. Затем с концов от- резка трубы 1 снимают фаску под сварку и вводят термоэлектрические преобразователи, изолированные нитью из кварцевого _или керамзито- вого изоляционного материала, и на расстоянии 20—25 мм от торцов трубы 1 приваривают спай 3 термоэлектрического преобразователя. Термоэлектрические преобразователи изготовляются из термоэлект- родной проволоки хромель-алюмель (0 0,5 мм). Для увеличения изо- термического участка термоэлектрические преобразователи 1—1,5 раза S* 115
обматывают вокруг трубы 1 в канавке 2 и дополнительно защищают их прокладками из слюды. Затем приваривают защитное кольцо 4 (шири- ной 16—18 мм) и отводную трубку 5 (013X1,5 мм или 16X1,5 мм). В некоторых случаях в качестве показателя роста температуры ме- талла трубы из-за формирования на внутренней ее поверхности железо- окисных образований необходимо знать изменение прироста температу- ры, измеряемое по разности между температурой металла трубы Рис. 4.1. Односторонняя температурная вставка ВНИИАМ и температурой среды в этом же сечении. Тогда вставку целесообразно снабдить малогабаритной гильзой 6 (0 5X1,5), заканчивающейся при- мерно в центре внутреннего сечения трубы /. Надежный контакт спая 3 со стенками сверления обеспечивают легким ударом керна по наружной поверхности трубы 1 в зоне распо- ложения спая термоэлектрического преобразователя или ступенчатым сверлением. В последнем случае достигается более тонкая фиксация спая 3 на заданном расстоянии от торца трубы /. Все металлические элементы вставки выполнены из стали 12X1 МФ. Наблюдения показали, что наиболее уязвимыми местами этого ти- па вставок при работе в условиях сжигания в топке мазута являются отводная трубка 5 и лобовая (со стороны топк^) часть защитного коль- ца 4. Охлаждение обоих этих элементов происходит лишь за счет теп- лопроводности при контакте в сварочном стыке, соединяющем эти эле- менты с экранной трубой 1. Важное значение имеет надежность отвод- ной трубки 5, При установке вставок в местах наброса факела, где он может попадать за экранные трубы, отводная трубка может перегореть, а образовавшийся в этом месте новый горячий спай будет фиксировать температуру, отличающуюся от температуры металла экранной трубы. Однако при работе котла на газообразном топливе температурные вставки этого типа вполне надежны и могут быть рекомендованы для длительного использования На рис. 42 изображена другая модификация описанной выше темпе- ратурной вставки, в конструкции которой учтены требования, вытекаю- щие из особенностей работы высокофорсированных топочных устройств, предназначенных для сжигания в них мазута. В отличие от вставки, изображенной на рис 4.1, здесь применено уменьшенное по ширине до 13 мм защитное кольцо 4, закрывающее канавку 2. Для предотвращения пережогов отводной трубки 5 установ- лен защитный экран 6 из нержавеющей трубы 022x2,5 мм. Кроме 116
того, после установки термоэлектрических преобразователей и привар- ки спая 3 (также методом электрического разряда) в отверстие для термоэлектрических преобразователей с торцевой стороны вставляется металлический стержень 7 Для контроля достоверности измеряемых значений температуры металла при установке термоэлектродов в трубе 1 с двух сторон выпол- няются сверления и с каждой стороны осуществляется их вывод в са- мостоятельные отводные экранированные описанным способом трубки 5. Вывод дублируюших термоэлектрических преобразователей в одну отводную трубку 5 не гарантирует от возникновения возможных оши- бок. Рис. 4 2. Двусторонняя температурная вставка ВНИИАМ Количество сверлений пол горячий спай термопар может быть и большим, чем это показано на рис. 4.2. Эта температурная вставка также может быть снабжена гильзой для измерения температуры среды с выводом термоэлектродов через самостоятельную отводную трубку. При плотном шаге Экранирования (обычно применяющемся в газо- мазутных котлах СКД) и надежном креплении экранных труб, а также при отсутствии наброса факела необходимость в установке гильзового термоэлектрического преобразователя отпадает, так как перепад тем- пературы в стенке трубы на ее тыльной образующей мал и показания тыльного термоэлектрического преобразователя удовлетворительно сов- падают со средней температурой потока по сечению трубы. Описанная конструкция вставки обеспечивает измерение температу- ры металла на глубине 6=1,5 мм Температура металла на поверхности лобовой образующей трубы с достаточной для практических расчетов точностью может быть найдена по формуле бьо 'изм + а ° (4.1) л где о — тепловой поток на лобовой образующей; /изм — температура металла, измеренная на глубине 1,5 мм; А — коэффициент теплопровод- ности металла трубы. Общая погрешность определения температуры наружной стенки трубы ta.Q по показаниям такого электрического преобразователя, кото- 117
Рис. 4.3 Способ ЭНИН группового размещения термоэлектрических преобразователей в обогреваемой экранной трубе: а —схема расположения термоэлектродов в экранной трубе; б —разрез по А-А; в — разрез по Б Б, 1 — входной коллектор; 2 — измерительный участок — экран- ная труба; 3 — выходной коллектор, 4 — термоэлектрический преобразователь; 5 — защитная полоска; 6 — защитная трубка рая складывается из неточности установки термопары и пересчета, с ве- роятностью 0 95 не превышает ±5 °C. Выбор и подготовка термоэлектродного материала для температур- ных вставок, а также подбор вторичных приборов должны проводиться в соответствии с рекомендациями, приведенными в разд. 3. При исследовании температурного режима труб НРЧ котлов сверх- критического давления применялся [4.1] способ группового размещения термоэлектрических преобразователей в обогреваемой трубе, разрабо- танный ЭНИН На отрезках труб, предназначенных для исследования в качестве экранной поверхности, протачивают необходимое количество попереч- ных фасонных канавок. Размеры канавок приведены на рис. 4 3. Термо- электроды изготавливаются из хромель-алюмелевон проволоки 118
0 0,3 мм и длиной не менее 1 м. Изоляция выполняется из стеклово- локна. Горячий спай зачеканивается в боковой уступ внутреннего ка- нала канавки, при этом расстояние от центра горячего спая до наруж- ной образующей трубы составляет примерно 1,3 мм. Такой способ ус- тановки термопар предполагает измерение температуры трубы только в одной точке (преимущественно лобовой) поперечного сечения трубы. Изолированные концы термоэлектродов укладывают по внутренне- му каналу канавки и закрывают их защитными полосками из нержаве- ющей стали (толщиной 0,8 мм и шириной 4,3 мм) заподлицо с наруж- ной поверхностью трубы. Затем электроискровой импульсной машинкой приваривают защитные полоски. Выводы термоэлектрического преобра- зователя за обмуровку экрана осуществляют внутри защитных трубок, желательно выполненных из нержавеющей стали. Проведенная тарировка описанной выше конструкции установки показала, что термоэлектрические преобразователи дают заниженные показания температуры стенки трубы из-за оттока теплоты при коль- цевом расположении термоэлектрических преобразователей Максималь- ная погрешность измерения по данным [4.1] составляет 5 °C. Достоинством данного метода является возможность расположения большого числа термоэлектрических преобразователей по длине обогре- ваемой трубы при минимальном количестве сварных стыков в экранной системе На рис 4 4 изображены два варианта температурной вставки НПО ЦКТИ [4.2], в которых для установки термопары используется кольце- вая (рис 4 4, а) или продольная (рис. 4.4,6) профрезерованная ка- навка При выполнении температурной вставки в соответствии с рис. 4 4, а в отрезке экранной трубы протачивают кольцевую прямоуголь- ную канавку 2X1,6 мм. В такую канавку можно уложить два сдублированных лобовых термоэлектрических преобразователя или термоэлектрические преобра- зователи, горячий спай которых смещен относительно лобовой образу- ющей на некоторый угол. Изоляция термоэлектродов в этих вставках выполнена из кварцевой нити. Сами преобразователи выполнены из хро- мель-алюмелевых термоэлектродов 0 0,5 мм. После укладки в канавку термоэлектроды уплотняют устанавливае- мой профильной фольгой (толщиной 0,2—0,3 мм) из стали 1Х18Н9Т, а горячие спаи их и концы фольги затягивают металлом, подчеканенным с краев канавки. На тыльной части трубы при необходимости также устанавливают термоэлектрические преобразователи путем приварки или зачеканки. Все термоэлектрические преобразователи выводят через защитную трубку 0 14X2 мм из нержавеющей стали Общим недостатком температурных вставок с профрезерованными канавками является возможность проникновения агрессивных продук- тов сгорания к горячему спаю. Известно, что длительное воздействие агрессивных газов на термопару вызывает изменение физико-химических свойств термоэлектродного материала и зависимости термо-ЭДС от тем- пературы Одна из первых конструкций температурных вставок с продольны- ми сверлениями в стенке трубы, разработанная ВТИ, изображена на рис. 4.5. Вставки этой конструкции применялись успешно при испытани- ях пылеугольных котлов. Характерной особенностью вставки является несколько увеличен- ный ее наружный диаметр по сравнению с наружным диаметром экран- ной трубы. Увеличение толщины трубы при этом (равномерное на боль- 119
Рис 4.4. Температурная вставка НПО ЦКТИ: а —с поперечной канавкой; б—«с продольной канавкой; / — измерительный уча- сток — экранная труба, 2 —профильная фольга, 3 — защитная трубка шей части длины вставки) в разных вариантах ее исполнения доходит до 3—3,5 мм (табл. 4 1). Внутренний диаметр вставки равен внутреннему диаметру экранной трубы Вставки изготовляются из цельного куска металла той же мар- ки стали, из которой изготовлены экранные трубы. Каналы для термо- электрических преобразователей выполнены сверлеными, их длина 40— 45 мм при диаметре 2,5—2,8 мм. Расстояние оси канала от наружной поверхности вставки не превышает 2,5—3 мм Температурное поле в те- ле такой вставки отличается от температурного поля экранной трубы, 120
в связи с чем измеренную температуру металла следует пересчитать, чтобы получить истинное значение температуры металла экранной тру- бы. Для прикидочных расчетов при проведении такого пересчета учи- тывают только различно в наружных диаметрах экранной трубы и тем- пературной вставки. Более подробные данные о погрешностях таких вставок и методике пересчета температуры металла приводятся ниже. Рис. 4 5 Температурная вставка ВТИ: / — измерительный участок — труба со сверлениями; 2—пред включенный участок; 3 — защитное кольцо; 4 —гильза; 5 — защитная трубка Температурная вставка состоит из двух частей, соединенных между собой сварным стыком Сверление каналов производится до разделок кромок под сварку с утолщенной стороны, на которой также выполня- ется кольцевая выточка для вывода термоэлектродов. Усиление сварно- го шва снимается полностью для того, чтобы не вносить дополнитель- ных погрешностей в измеряемую температуру. Толщина стенки в райо- не кольцевой выточки меньше толщины экранной трубы не более чем на 0,5—1 мм Ширина кольцевой выточки принимается нс более 15— 25 мм, меньшая цифра принимается, если отсутствует необходимость установки гильзы во вставке Защитное кольцо при этом имеет ширину Таблица 4.1. Основные типоразмеры температурных вставок ВТИ Диаметр трубы, мм DHXd, мм | dB | dK 1 ^0 32X4 38 24 31 33,5 32x5 37 22 30 32,5 32x6 37 20 30 32,5 38x5 43 28 36 38,5 38x6 43 26 36 38,5 42x4 48 34 41 43,5 42x5 47 32 40 42,5 42X6 47 30 40 42,5 121
25—35 мм соответственно. Кольцо выполняется из нержавеющей ста пи и приваривается к телу вставки с одной стороны. При установке температурных вставок в зоне максимальных ло- кальных значений тепловых потоков (отметка горелок и несколько вы- ше) во избежание пережога защитного кольца его следует выполнить утопленным — по ширине кольцевой выточки. Из соображений удобства монтажа защитное кольцо выполняется разрезным или из двух поло- винок. Для измерения температуры среды устанавливается гильза из цель- нотянутой нли точеной трубки 08X2 или 06X1,5 мм. В табл. 4 1 приведены основные типоразмеры температурных вста- вок ВТИ (обозначения см. иа рис. 4.5). Для предотвращения пережога выводов термоэлектродов темпера- турных вставок, устанавливаемых в районе горелок, газами, проника- ющими за экран, и уменьшения дополнительных погрешностей, вызван- ных локальным разогревом выводов термоэлектродов, в конструкции вставок ВТИ предусмотрен вариант с охлаждаемым выводом (рис. 4 6). Охлаждаемый вывод выполняется из двух концентрических защит- ных трубок. Охлаждение производится воздухом, засасываемым в коль- цевое пространство этих трубок или подаваемым из линии дутьевого вентилятора. Установка направляющего экрана необходима при этом для исключения возможности местного охлаждения вставки. Отверстие в обмуровке для прохода наружной защитной трубки выполняется с учетом возможного перемещения этой трубки при тепловых расшире- ниях экранов. Уплотнение из асбестового шнура, закладываемого за уплотнительный лист в месте выхода защитной трубки за обмуровку ккила, не должно препятствовать перемещению этой трубки На рис. 4 7 изображен другой вариант температурной вставки ВТИ [4 3]. В этой вставке утолщение стенки в зоне сверления выполнено за счет уменьшения внутреннего диаметра трубы. Такая конструкция вос- производит идентичные условия работы вставки и трубы поверхности нагрева со стороны топочных газов. Однако за счет сужения потока из- меняются гидравлический режим трубы и условия ее внутреннего охла- ждения. Вставки этого типа можно рекомендовать к применению в тех случаях, когда решающим в определении температурного режима явля- ется радиационный теплообмен. Одним из надежных способов защиты термоэлектродов от пережо- га является вывод их в защитной трубке, расположенной непосредствен- но внутри обогреваемой трубы. Конструкции вставок с таким выводом изображены на рис. 4 8 [4.4] и 49 [4 5]. Вывод термоэлектродов из кольцевой выточки вставки, изображен- ной на рис 4 8, осуществляется через трубку 0 10X1,5 мм, проходя- щую внутри вставки и обогреваемой трубы. Выводную трубку изогнутым концом вставляют в соответствующее отверстие, выполненное в кольцевой выточке, и приваривают ее наруж- ным плотным швом. При большой длине выводной трубки ее необходи- мо центрировать направляющими, выполненными, например, в виде приваренных к выводной трубке пластин. Охлаждение вывода термоэлектрического преобразователя произво- дится рабочей средой, протекаемой внутри вставки. Надежность такого вывода высока, хотя и достигается путем некоторого конструктивного усложнения. К недостаткам этой конструкции следует также отнести искажение гидродинамики, вносимое инородными телами (выводной трубкой и на- правляющими), что в свою очередь отразится на температуре металла. 122
Рис 4 6 Охлаждаемый вывод термоэлектродов те.мпературных вставок: / — наружная трубка с отверстиями; 2 —внутренняя выводная трубка, 3 — уплот- нительный лист 150X150X2 мм (СтЗ); 4 —асбестовый шнур; 5 — экран 100ХЮ0Х Х2 мм (сталь 1Х18Н10Т); 6 — температурная вставка Для уменьшения этого искажения выводную трубку с направляющими следует расположить по направлению потока, а не против него, а ка- налы для закладки термоэлектродов — перед выводной трубкой. В не- которых случаях, как это имеет место, например, в пароперегреватель- ных поверхностях нагрева, влияние искажения гидродинамического поля на конечные значения температуры металла невелико и для прак- тических целей может не учитываться. Поэтому такие вставки могут успешно применяться в указанных условиях. В настоящее время широко применяются кабельные термоэлектри- ческие преобразователи типа КТМС (см. разд. 3) в металлической обо- лочке из нержавеющей стали. Эти термоэлектрические преобразователи обладают рядом достоинств — они выполнены из тонкого термоэлект- 123
родного материала и при соответствующем оформлении горячего спая характеризуются малой инерционностью, сохраняя при этом высокую прочность и гибкость, и поэтому их следует рекомендовать при изготов- лении целого ряда температурных вставок, в том числе и изображенных на рис 4 8 и 4 9. Для измерения температуры металла плавниковых обогреваемых труб при длительной эксплуатации высокую надежность показали тем- пературные вставки ВТИ (рис. 4.10) и универсальные температурные Рис 4 7. Температурная вставка с внутренним утолщением: 1 — измерительный участок, труба; 2 — защитное кЬльцо; 3 — переходный участок; 4 —гильза 0 6X1,5 мм Рис. 4 8 Температурная вставка с внутренним выводом термоэлек- тродов- 1 — измерительный участок; 2 —защитное кольцо; 3 — выводная трубка вставки ОРГРЭС-—ТКЗ (рис 4.11) [4 6] Из-за сложности изготовления и монтажа таких вставок их следует применять при общей длительно- сти испытаний более 2 мес. При организации измерений температуры металла труб ширмовых и конвективных поверхностей нагрева в обогреваемой зоне длина отво- дящих термоэлектродов намного больше, чем во вставках, устанавливае- мых на настенных поверхностях нагрева (НРЧ, СРЧ, ВРЧ и потолоч- ные экраны) Это и вызывает необходимость специального охлаждения этих тсрмоэлсктродов при прокладке их через газовую среду с темпе- ратурой 700 °C и выше. В этих условиях успешно применялась конструкция вставки, изо- браженная па рис 4.12. Как видно из рисунка, отводящие термоэлсктроды в этой конст- рукции вставки прокладывают вдоль наружной поверхности трубы не- 124
Рис. 4.9. Температурная вставка для измерения температуры экранных труб в зоне высоких тепловых нагрузок: 1 — экранная труба; 2 — выводная трубка; 3 — штуцер; 4 — пробка Рис. 4 10. Температурная вставка ВТИ для плавниковых труб: 1 — плавниковая труба; 2 — пластина; 3 — труба для вывода термоэлектродов; 4 — гильза посредственно от «горячего» спая термоэлектрического преобразовате- ля вплоть до вывода термоэлектродов за обмуровку котла. Термоэлек- троды защищают от непосредственного их контакта с топочными газа- ми накладками, состоящими из необходимого количества фигурных звеньев, каждое из которых имеет длину 250 мм. При температуре то- почных газов выше 700 °C накладки следует изготовлять из жаропроч- ной стали. Накладки приваривают только в средней части на длине 20—30 мм с некоторым зазором для компенсации термического удли- нения. 125
Рис. 4 1L Универсальная температурная вставка ОРГРЭС-ТКЗ для плавниковых труб- / — плчвчиковая труба; 2 — гильза; 3, 4 —патрубки для вывода термозлектродов; 5 — защитный козырек Термоэлектроды изготовлены из хромель-алюмслевой проволоки 0 0 5—0,8 мм и изолированы тонким слоем кремнезема, плотно прижа- ты к стенке трубы и покрыты асбестовым листом, заполняющим прост- ранство между ними и накладками. Не рекомендуется сворачивать тер- моэлектрические преобразователи при укладке в один общий жгут, что ухудшает условия их охлаждения По этой же причине не рекомендует- ся применять толстый слой изоляции или изоляцию из фарфоровых бус. При горизонтальном положении трубки накладки устанавливают сверху, а при вертикальном — на тыльной образующей этой трубки. 126
ОдщроВка Рис. 4 12 Температурная вставка для измерения температуры металла в пароперегрсвательных поверхностях нагрева* I — трубка пароперегревателя, 2 — измерительный участок, 3 - защитное кольцо; 4 — гильза; 5 — накладка, 6 — асбестовый лист, 7 - асрмоэлектрсды На трубе со вставкой желательно принять меры для предотвраще- ния вибрации, которая может привести к преждевременному выходу из строя температурную вставку Данную конструкцию температурной вставки следует применять при температуре газов но выше 800 °C При более высокой температуре газов рекомендуется применять вывод тер- моэлектрических преобразователей через защитную трубку, размещен- ную внутри трубы (см рис. 4.8) 4.2. ИЗМЕРЕНИЕ ТЕПЛОВЫХ НАГРУЗОК, ВОСПРИНИМАЕМЫХ ЭКРАННЫМИ ПОВЕРХНОСТЯМИ НАГРЕВА Экранные поверхности нагрева топочной камеры воспринимают лу- чистую энергию горящего топлива, падающую на них от факела Зависимость между количеством лучистой теплоты, излучаемой фа- келом, и количеством теплоты, воспринимаемой поверхностями нагрева, весьма сложна Методика расчета теплообмена в тонке основана на совместном использовании аналитического и эмпирического исследований, а также на применении теории подобия для анализа топочных процессов. Эта методика позволяет достаточно уверенно проектировать котлы на все виды топлива Однако из-за сложности данного процесса, а также в связи с появлением во вновь создаваемых котлах ряда новых реше- ний (увеличение единичной мощности, рост тепловых напряжений то- почной камеры, применение рециркуляции газов и т. д) перед конструк- тором, исследоватслегл и наладчиком всегда встает вопрос о точном определении количества теплоты, воспринимаемой тем или иным уча- стком котельной поверхности нагрева. При этом интерес представляют как среднее тепловосприятие экранов, так и локальная плотность теп- лового потока. Среднее (или удельное) тепловосприятие экранов характеризует среднюю эффективность тепловой работы данной поверхности нагрева. Как правило, экспериментальное определение среднего тепловосприятия 127
принципиальных трудностей не вызывает. Подсчет тепловосприятия, кВт/м2, ведется по формуле W&h 3,6/7 эф КН3, (4.2) где W — часовой расход рабочей среды, кг/ч; А/: — приращение энталь- пии среды, кДж/кг, равное разности энтальпий среды между выходом из поверхности и входом в нее; — эффективная лучевоспринимаю- щая поверхность экранов, м Особенности, возникающие при определении среднего тепловосприя- тия экранов нспарительной зоны при докритическом давлении и зоны больших теплоемкостей в котлах СКД, рассмотрены в разд. 8. Локальная плотность теплового потока является одной из наиболее важных характеристик тепловой работы поверхности нагрева. От ее значений и распределения в значительной степени зависят процессы теп- ло- и массообмена и гидродинамики, протекающие в экранных трубах, их температурный режим, иными словами — факторы, влияющие глав- ным образом на надежность работы этих труб. Определение локальной тепловой нагрузки в топках котлов сопря- жено со значительными трудностями. Поэтому долгое время при интер- претации результатов промышленных исследований распределение теп- ловой нагрузки характеризовалось лишь качественно по таким косвен- ным показателям, как температура факела, определяемая также косвенным путем с помощью оптических пирометров В настоящее время накоплен большой опыт по экспериментальному определению локальной плотности теплового потока в топках котлов. Измерительные устройства, применяющиеся для этой цели, можно раз- делить на стационарные и переносные К стационарным относятся калориметрические трубы и темпера- турные вставки, к переносным — так называемые термозонды и пере- носные калориметры. В качестве стационарного калориметра могут быть использованы экранные трубы, а также трубы уменьшенного диаметра, установлен- ные вместо экранных труб или в рассечку между ними. На рис 4 13 изображена схема установки калориметрических труб па котле ТМ-200-1 для исследования тепловосприятия экранов [4 7]. В соответствии с этой схемой несколько циркуляционных труб за- менены калориметрическими с тем же диаметром и толщиной стенки. Среда из трубопровода химически очищенной воды центробежным на- сосом перекачивалась по калориметрическим трубам. Для измерения расхода воды на входе в каждую такую грубу установлены протариро- ванные диафрагмы Регулирование расхода воды осуществлялось кла- панами. Калориметрические трубы разбиты на участки, на границах ко- торых установлены гильзовые хромель-алюмелевые термоэлектрические преобразователи. Способ установки таких преобразователей показан на рис. 4.14. Кроме того, на каждой трубе установлено по одному термоэлек- трическому преобразователю на входе трубы в топку и по два па вы- ходе из топки. По термоэлектрическим преобразователям, расположен- ным на трубах на выходе из топки, контролировалось отсутствие заки- пания в верхней части калориметрических * труб Для определения приращения температуры воды по участкам измерялась разность между температурой воды на входе в трубу и температурой после каждого участка. 128
Изучение велось в топке барабанного котла при сжигании мазута, однако такая методика может быть применена также в котлах любого типа, в юм числе и прямоточных. Максимальные тепловые потоки об- наружены в зоне форсунок, где достигают 580—600 кВт/м2. Установ- лено, что тепловая нагрузка участков труб в зоне ядра факела в 8 раз больше тепловой нагрузки верхних участков экрана. Пример выполнения калориметра из труб малого диаметра приве- ден на рис. 4.15. Такой калориметр применен ВНИИАМ при изучении Рис. 4 13. Схема установки калориметрических труб на котле ТМ-200-1: 1 — калориметрические трубы; 2 — измерительные диафрагмы; 3 —насос; 4—тер- моэлектрические преобразователи Рис. 4.14. Схема установки малоияерционного термоэлектрического преобразователя в гильзе: / — гильза; 2 — термоэлектроды; 3 — соломка; 4 — спай тепловосприятия камеры догорания циклонного котла сверхкритических параметров. Калориметр выполнен из 11 индивидуальных петлевидных трубок 0 12x2 мм (сталь 1Х18Н10Т), установленных на середине боковой сте- ны по всей высоте экрана НРЧ и охлаждаемых турбинным конденса- том. Десять нижних петель имеют длину облучаемого рабочего участ- ка по 500 мм, а верхняя петля, установленная в зоне пережима топоч- ного пространства, имеет длину этого участка 2800 мм. Калориметр смонтирован так, что лобовая образующая облучаемых участков находится в ранжире с лобовой образующей экранных труб. Каждая из петель на входе снабжена изгольчатыми клапанами dy= 10 мм, предназначенными для регулирования расхода воды через петлю Тем- пература воды на входе в петли калориметра и на выходе из них из- меряется 12 термоэлектрическими преобразователями ХК (0 0,5 мм), выведенными на потенциометр, и 12 контрольными дублирующими ртут- ными термометрами. Измерение расхода воды в калориметрических петлях осуществляется объемным методом с помощью двух комплектов мерных баков вместимостью 1, 3 и 5 л, в которые поочередно сливается конденсат каждой из 11 петель. 9—109 129
$2300 Расход воды $3800 Температуры на входе и выходе по участкам > Рис. 4.15. Калориметрические измерения в НРЧ а — принципиальная схема размещения калориметра из труб В эксплуатационном режиме игольчатые клапаны должны быть пол- ностью открыты. После выхода на заданный опытом режим работы кот- ла с помощью указанных клапанов устанавливают температуру конден- сата за петлями 60—70 °C. Для каждой петли подбирают соответствую- щий бачок из условия его заполнения в течение 30—60 с. Температура воды на входе и выходе из калориметров регистрируется во время всего опыта. Тепловосприятие рабочего участка петли, кВт/м2, подсчитывается по следующей формуле: ^ос = ^к^/(3,6.103Я), (4.3) где —расход конденсата через петлю, кг/ч; с —удельная теплоем- кость воды, кДж/(кг-К), в данном случае £=4,190 кДж/(кг-К); Д/ — температурный перепад между входной и выходной температурой, сС; 130
Котла сверхкритических параметров: малого диаметра; б — узел установки петель калориметра Н — поверхность нагрева, м2. Условно принимается, что факел облуча- ет половину периметра трубки. Строго говоря, условия облучения труб малого диаметра, из которо- го выполнен петлевой калориметр, отличаются от условий облучения ^кранных труб. Поэтому экспериментальные данные по распределению ^епловосприятия, полученные таким образом, имеют смысл лишь в от- носительных координатах: тепловосприятие каждой петли, отнесенное К среднему тепловосприятию всего калориметра Переход к абсолютным Значениям тепловой нагрузки можно выполнить, если иметь истинное Тепловосприятие соседней экранной трубы Для этого на этой трубе про- изводят измерения расхода и разности температуры на входе и выходе Кз нее и вводят соответствующую поправку на данные, полученные с по- мощью калориметра При проведении исследований на калориметрических трубах следу- •* 131
ет иметь в виду, что на них могут возникать загрязнения, отличные от загрязнений экранных труб. Известно, что температура среды, охлаж- дающей трубу, оказывает влияние на развитие слоя загрязнений. По- этому с методической точки зрения изучение тепловых нагрузок экра- нов с помощью водяных калориметров не может дать точности в кот- лах, где на экранных трубах могут образовываться те или иные отло- жения. Наиболее желательная область их применения — газомазутные кот- лы с обычными топками (горелками и форсунками). В топках, работаю- щих на угольной пыли, а также в циклонных топках, характеризую- щихся образованием шлака и выносом его из циклона, такие калори- метры могут давать искаженные результаты. Более точные результаты по тепловосприятию экранных труб мож- но получить на выделенных автономных витках, применение которых охватывает гораздо более широкую область исследований. Применение переносных термозондов для исследования локального теплообмена Для исследования теплообмена в топочной камере применяется пе- реносной термозонд, разработанный ВНИИМТ. Конструкция такого термозонда усовершенствована ВТИ [4 8] и изображена на рис. 4.16. Термозонд представляет собой двусторонний радиометр, позволяю- щий производить раздельные измерения тепловых потоков, падающих на него с двух сторон. Основными элементами термозонда являются чувствительный элемент теплоприемник, крышка, корпус и трубка для вывода термоэлектрического преобразователя. В сверления теплоприем- ника, изготовленного из стали 1Х18Н9Т, закладывается изолированный дифференциальный термоэлектрический преобразователь ХА так, что горячие спаи находятся на середине отверстий один над другим. До установки термоэлектродов термозонд отжигается при 900 °C, после чего степень черноты поверхности чувствительного элемента мо- жет быть принята равной 0,85. В [4.9] предлагается поверхность чувствительного элемента чернить сажей, смешанной с клеем БФ-2. Полученная таким образом тонкая и прочная черная пленка не боится многократных чисток налетов сажи и золы. Установлено, что степень черноты подобного покрытия 0,96—0,98 выше степени черноты сажи. При проведении исследований в топках пылевых котлов чувствительный элемент термозонда покрывается на- летом золы, что снижает степень черноты этого элемента до 0,92—0,94. Тарировка термозонда до тепловых нагрузок 200—230 кВт/м2 может производиться в лабораторных условиях (например, в шахтной элек- тропечи). При более высоких тепловых нагрузках тарировку проводят непосредственно в топках котлов при сжигании газового топлива с по- мощью специального калориметра ВТИ (рис. 4.17). Охлаждающая вода подается в канавки, расположенные с внутренней стороны тепловоспри- нимающей поверхности. Отсутствие влияния температуры воды в наружном охлаждающем контуре на температуру во внутреннем измерительном контуре проверя- лось специально. Измерение перепада температуры нагретой в калориметре воды про- водится установленным в подводящем и отводящем патрубках диффе- ренциальным термоэлектрическим преобразователем из меди и констан- тана, градуированным через малые интервалы. 132
Рис. 4.16. Двусторонний термозонд: I — теилоприемник; 2 — крышка; 3 — корпус, 4 — трубка для вы- вода термоэлектродов Рис. 4.17. Калориметр для тарировки термозондов: J — тепловоспринимающая поверхность; 2 — подвод и отвод воды; 3 — раздели- тельная перегородка; 4 —гильзы для установки дифференциальной термопары; 5 — корпус При тарировке зонда в котле оба прибора вводят через лючки в топ- ку и устанавливают рядом так, чтобы их тепловоспринимающие поверх- ности находились в одной плоскости. При тарировке прибора в шахтной печи также используется калориметр, подобный изображенному, но с двусторонним расположением тепловоспринимающих поверхностей и не отличающийся по наружным размерам от термозонда. Истинный падающий тепловой поток, кВт/м2, при проведении тари- ровок можно выразить следующей формулой: 1 Г X / Т \4Т <?ист -*пр —|&тз “Iе- + 5,67а . 10-\ (4.4) где — тепловой поток, измеренный калориметром, с учетом степени черноты а его тепловоспринимающей поверхности, которая также под- вергалась отжигу; #пр — коэффициент, с помощью которого можно пе- рейти от теплового потока, рассчитанного от теплопроводности плоской стенки, к истинному падающему тепловому потоку; Д/тз — перепад тем- ператур по дифференциальному термоэлектрическому преобразователю, °C; ХСр — коэффициент теплопроводности чувствительного элемента по 133
Таблица 4.2. Опытные значения Лпр Диаметр крышки, мм Материал крышки Диаметр теплоприем - гика, мм Расстояние между свер- лениями, мм *пр 60 Сталь 1Х18Н9Т 20 12 0,77 60 Медь 20 12 1,05 60* Сталь 1Х18Н9Т 20 12 0,60 40 Сталь 1Х18Н9Т 20 12 1,13 * Крышка термозонда вывернута на один оборот резьбы его средней температуре, Вт/(м»К); 6 — расстояние между спаями тер- моэлектрических преобразователей, м. Температура наружной поверхности термозопда 7\3 принимается по результатам измерения температуры стенки с учетом расстояния спая термоэлектрического преобразователя от поверхности. Коэффициент &нр зависит от размеров и материала крышки термо- зонда и степени ее контакта с теплоприем ником (см. рис 4.16). В табл. 4.2 приводятся опытные значения &Пр, полученные при ?иств150 кВт/м2. Такое широкое изменение ЛПр объясняется тем, что конструкция прибора не может обеспечить полного отсутствия теплообмена тепло- приемника с окружающими его поверхностями В связи с этим для оп- ределения &пр требуется тарировка, например, одним из описанных вы- ше способов В [4.9] есть указания на то, что в случае исследования теплообме- на в газомазутных топках, когда чувствительный элемент термозонда чистый, необходимо в полученные результаты вводить поправку на кон- вективную составляющую. Однако обоснованный выбор поправки за- труднен, так как в настоящее время есть лишь ограниченные экспери- ментальные данные по конвективному теплообмену образующихся в топ- ках паровых котлов топочных газов с поверхностью термозонда. Во всяком случае, при измерении падающих тепловых потоков в топках обычных котлов количество теплоты, переданной конвекцией, не может быть большим и конвективной составляющей в первом приближении можно пренебречь. В связи со сказанным выше [4.8] не рекомендуется использовать термозонд для определения воспринятого экранами теплового потока (тепловосприятия), подсчитанного по разности падающего и обратного потоков. В этом случае возможны искажения за счет описанной выше разницы в конвективной теплоотдаче к зонду и экранам, а также из-за затенения зондом поверхности экранов, влияния излучения слоя газов между зондом и экраном и т. д. Следует отметить, что в ряде случаев такие измерения все же да- вали удовлетворительные результаты [4 10]. На рис. 4.18 изображена конструкция малогабаритного торцевого термозонда ВТИ, предназначенного для измерения только падающего теплового потока. Теплообменник в нем также выполнен из стали 1Х18Н9Т. Известны попытки создания приборов, исключающих конвективную составляющую при исследовании лучистого теплообмена. Один из таких 134
/ — теплоприемник* 2 — крышка; 3 — корпус; 4 — дифференциальная термо- пара; 5 — односпайный термоэлектрод Рис. 4.19. Термозонд ГИС: / — коническая диафрагма; 2 — тепло* приемник Рис. 4 20. График изме* нения падающих тепло- вых потоков в котле с шахтно-мельничной топ- кой в момент перехода на работу с одной мель- ницы на другую приборов, описанный в [4.11], приведен на рис. 4.19. Отличительной особенностью этого термозонда является наличие конической диафраг- мы перед теплоприемником. Поверхность диафрагмы покрывается ме- таллом с высоким коэффициентом отражения и полируется до зеркаль- ного состояния или чернится сажей в зависимости от цели измерений. Коническая диафрагма такого типа исключает конвективный теплооб- мен газов с теплоприемником. Описываемая конструкция термозонда приводится для сведения в качестве примера одного из решений данного вопроса Возможность применения такого термозонда в условиях работы котлов, а также тер- мозондов, основанных на других принципах (например, на оптическом свойстве эллиптического зеркала), требует тщательной проверки. В заключение следует отметить, что термозонды, конструкция кото- рых описана в настоящем разделе, применяются, как правило, для из- мерения квазистационарных тепловых потоков, главным образом на фиксированной нагрузке котла. Однако можно применять в некоторых случаях и для аналогичного измерения в переходных режимах. Так, на рис. 4.20 изображен график изменения падающих тепловых потоков, измеренных торцевым термозондом ВТИ в котле с шахтно-мельничной 135
топкой в момент перехода на работу с одной мельницы на другую [4.12]. При снятии этого графика запись показаний дифференциального термоэлектрического преобразователя термозонда проводилась через 15 с. Определение тепловых нагрузок экранных труб с помощью температурных вставок Измерение тепловых нагрузок экранных труб с помощью темпера- турных вставок дает наиболее достоверные данные о тепловой работе трубы в условиях радиационного теплообмена. Тепловая нагрузка оп- ределяется при этом по измеренной разности температуры металла и среды, термическому сопротивлению стенки трубы и внутреннему ко- эффициенту теплоотдачи а2. Для уменьшения ошибки, связанной с оп- ределением «2, температурные вставки желательно устанавливать на трубах, имеющих низкую энтальпию (экономайзерный участок) и до- статочно высокую массовую скорость. В этих условиях коэффициент теплоотдачи а2 может быть с достаточно высокой точностью рассчи- тан по известным формулам конвективного теплообмена или по номо- граммам (см. § 8 5). Если использовать, например, вставки, изображенные на рис. 4 1 и 4.2, то значение локальных тепловых нагрузок экранной трубы, кВт/м2, можно определить из следующего соотношения: Л / {А ----р, [ -f- — ^ВН \ 4/4н + 1---^2 где —тепловая нагрузка в месте установки термопары; — коэф- фициент теплопроводности металла трубы, Вт/(м*К), определяется по средней температуре стенки трубы; р— коэффициент растечки тепло- ты. для данных условий можно принять равным 0,95; — внутренний диаметр трубы, м; — диаметр окружности в месте установки термо- электрических преобразователей, м; а2 — внутренний коэффициент теп- лоотдачи, Вт/(м2*К); /м — температура металла в месте установки тер- моэлектрического преобразователя; t — средняя расходная температура среды. Пересчет значений тепловой нагрузки на наружный и внутренний диаметры трубы, кВт/м2, производится по следующим соотношениям соответственно: ?нар == > (4.6) “нар £вн ~ И • (4.7) “в я Основная доля погрешности в определении тепловых нагрузок с по- мощью таких температурных вставок ложится на неточную установку термопар (неопределенность в расстоянии от центра отверстия для термоэлектрического преобразователя до наружной образующей) и на расчетное значение коэффициента теплоотдачи. При этом ошибка в оп- ределении тепловой нагрузки даже при тщательной отбраковке вставок достигает 10—15 %. 136
шенной температур ВНИИАМ (МО Рис. 4.21. Поперечное сечение утол- иой вставки ЦКТИ) Несколько большей точности можно добиться, если применить так ' называемые утолщенные вставки, т. е. вставки, имеющие толщину стенки (на лобовой образующей), большую, .чем толщина стенки экранной трубы. В этом случае толщина стенки выби- рается такой, чтобы в радиальном направлении можно было располо- жить два термоэлектрических преоб- разователя на разном расстоянии от наружной образующей. При этом для большей точности измерений тер- моэлектрические преобразователи можно подсоединить по дифференциальной схеме для замера не абсо- лютных температур, а их разности. На рис. 4.21 изображено поперечное сечение такой утолщенной вставки. Вставка выполняется из металла той же марки, что и экранная труба, и с равнопроходным внутренним диаметром. Утолщение стенки во вставке выполнено только в секторе, обращенном в сторону топки. Ошибки в определении тепловой нагрузки по перепаду температуры в стенке такой вставки связаны с точностью определения базы между сверлениями, с растечками теплоты в стенке и с некоторым отличием освещенности такой вставки по сравнению с экранной трубой. При тщательном изготовлении вставок максимальную ошибку в определении базы можно оценить zb0,2 мм, что при базе 5,5 мм со- ставляет примерно 3,5 %. Что касается погрешностей, связанных с растечкой теплоты, то они могут быть учтены установкой дополнительных боковых термопар в те- ло вставки, как это показано на рис 4.21. Кроме того, коэффициент растечки теплоты в такой вставке можно определить с помощью элек- тромоделирования. В частности, коэффициент растечки теплоты ц для вставки, изображенной на рис. 4.21, по данным электромоделнрования, равен 0,9. Расчет тепловой нагрузки, кВт/м2, с помощью измеренного значения Д/ на лобовой образующей такой вставки следует вести по формуле ?эф =-----10-3 (4.8) М^нар ~" Г2 (обозначения указаны на рис. 421). На рис. 4.22 изображена вставка НПО ЦКТИ с утолщенной стен- кой, в которой растечки теплоты значительно снижены наличием двух радиальных канавок, заполненных огнеупорной массой [4.13]. Размеры вставки указаны на рисунке. Термоэлектрические преобразователи ХА из проволоки 0 0,3 мм в изоляции из кварцевой нити установлены в двух отверстиях 0 1,5 и 1,3 мм, выполненных на расстоянии соответ- ственно 0,8 мм от наружной и 1,5 мм от внутренней поверхности встав- ки. Сверление отверстий для термоэлектрических преобразователей про- изводят с помощью специального кондуктора. 137
O') Рис. 4.22. Радиометрическая вставка НПО ЦКТИ: с —общий вид; б —’сечение 4-Д; / — точеный цилиндр; 2 — капилляр; 3 —сталь* ная проволока 0 1,2 мм; 4— паз; 5 —гильза; 6 — выводной штуцер Глубину отверстий контролируют при помощи штифта и индикато- ра. Наружный термоэлектрический преобразователь, проходящий через одну из радиальных канавок, снабжен чехлом из капилляра 0 1,5х Х0,2 мм Горячие спаи приваривают к металлу вставки электроразря- дом от батареи конденсаторов (см. разд. 3), Далее из отверстий концы термоэлектрических преобразователей отводят по фрезерованным ра- диальным канавкам и выводят за обмуровку котла через выводную трубку 0 12X3 мм из нержавеющей стали. Термоэлектрические пре- образователи в канавках закрывают стальной проволокой 0 1,2 мм, ко- торую пссле укладки расклепывают. Температуру потока измеряют гильзовый термоэлектрическим преобразователем. Тепловая нагрузка, кВт/м2, на наружной лобовой образующей та- кой вставки может быть подсчитана по формуле (4.9) ________............ 1(W *эф~ ,(н • Тепловая нагрузка, кВт/м2, на внутренней лобовой образующей 9вв = <7эф Р1— вн Рви • (4.10) 138
Температура, ®С, внутренней лобовой образующей Лш =* 4 9эф Hi—вн ~ И • 10 ZA или /вн — /2 — ?эф И?—ср ^2 51 I 63 • (4 • 12) ZA В формулах (4.9), (4.10), (4.11), (4.12): db dBn, ^—наружный и вну- тренний диаметры вставки и диаметр окружности в точке установки внутреннего термоэлектрического преобразователя, м; Pi-2 =^1/^2; р!-вн=^1/^вп — отношение соответствующих диаметров; /ь /зн— тем- пература лобовой образующей на наружной и внутренней поверхностях вставки, СС; qBB.— тепловые на!рузки лобовой образующей на на- ружной и внутренней поверхностях вставки, кВт/м2; А — коэффициент теплопроводности металла вставки, Вт/(М’К), принимается по средней температуре рассчитываемого участка; gi-2, Hi-яя, Нвн, gs-cp — коэф- фициенты уменьшения температурного перепада на расчетном участке вставки с прорезями из-за растечки теплоты Для практических расчетов при ориентировочном значении коэффи- циента теплоотдачи а2= Ю-т-15 кВт/(м2-К) можно принимать следую- щие значения этих коэффициентов при выполнении вставки, изображен- ной на рис. 4.22, из стали 12Х1МФ: рч—2=0,97; pi-BH=0,96; р2-ср ==0,95; Рвн==0,94. При выполнении этой вставки из нержавеющей стали, на- пример типа 1Х18Н10Т, а также при увеличении а2 все перечисленные коэффициенты растечки стремятся к единице. При выполнении таких вставок с дублирующими термоэлектриче- скими преобразователями максимальная ошибка в определении qQ$ не превышает ±7 %. Тарировкой на специальном стенде можно несколько уменьшить максимальную ошибку. При анализе экспериментальных данных, полученных с помощью утолщенных вставок любой конструкции, следует иметь в виду, что условия работы таких вставок несколько отличны от условий работы экранной трубы. Эти отличия в первую очередь касаются других по сравнению с экранной трубой условий освещенности выступающей (вследствие большей своей толщины) в топку такой вставки, а также другой (большей) температуры наружной стенки. Последнее может повлиять на измеряемую тепловую нагрузку как из-за изменения тол- щины, так и из-за характера наружных золовых и шлаковых отложе- ний. Кроме того, из-за трудоемкости и сложности изготовления утол- щенных вставок их следует устанавливать лишь в наиболее ответствен- ных местах, после того как другими, менее трудоемкими методами, например с помощью обычных температурных вставок или термозондов, выявлен характер распределения в топке тепловых потоков. ВНИИАМ разработан метод измерения тепловой нагрузки с помо- щью температурной вставки обычного типа со сверлеными отверстиями, т. е. вставки, имеющей ту же толщину стенки и диаметр, что и экранная труба. Метод основан на использовании эффекта концентрации локаль- ного поля температуры в окрестностях сверленого отверстия, параллель- ного оси трубы [4.14]. Электромоделирование вставки со сверлеными Отверстиями показа- ло, что для геометрических размеров, приведенных на рис. 4.2, коэф- фициент концентрации температуры в диаметрально противоположных точках отверстия ц$«2,07. 139
Под коэффициентом концентрации температуры подразумевается отношение разности температуры в указанных выше точках отверстия к разности температуры в тех же точках сплошной стенки трубы (не имеющей отверстия) при прочих равных условиях (тепловом потоке, внутреннем коэффициенте теплоотдачи, диаметре и толщине стенки и пр.). Измеряя перепад температуры на стенках отверстия и зная коэф- фициент концентрации тр, можно рассчитать тепловую нагрузку (плот- ность теплового потока) экранной трубы. Трудность реализации этого метода заключается в сложности установки двух термоэлектродов в определенных точках отверстия небольшого диаметра (0 1,5—2,5 мм). Ниже приводится рекомендуемая методика приварки электродов тер- моэлектрических преобразователей в таких отверстиях. Наиболее удобным способом измерения температуры металла в двух противоположных точках отверстия небольшого диаметра представля- Рис. 4.23. Иллюстрация метода привар- ок ки однополюсных термоэлектрических преобразователей для измерения тепло- ” вого потока в температурной вставке, /— изображенной на рис. 4.2: 1 — тело вставки: 2 — клиновидный ограничив тель; 3 — фарфоровая соломка; 4 —термо* электрод ется дифференциальный способ с использованием в качестве одного из электродов металла температурной вставки. Другим электродом может служить платина или алюмель. Металл трубы не является стандартным электродом, поэтому при разработке данной методики исследована стабильность термоэлектриче- ской характеристики такого электрода для разных плавок и разных температурных режимов металла. Для этих условий определен дифференциальный коэффициент ЭДС термоэлектрического преобразователя платина—сталь (изменение тер- мо-ЭДС на 100 °C) Определение проводилось на трубах, не бывших в работе, и на трубе, находившейся длительное время в тяжелых усло- виях работы на мазутном котле, приведших к разрыву трубы. Измерения показали, что в области рабочей температуры металла трубы 300<tf<550°C можно принять, мВ/100°С ^р = (1,48 ±0,05). Опытные данные по тарировке такого термоэлектрического преобра- зователя стабильны для разных образцов стали и мало изменяются в процессе работы этой стали иа котле. Рисунок 4 23 иллюстрирует метод приварки однополюсных термо- электрических преобразователей в диаметрально противоположных iоч- ках отверстия вставки, изображенной на рис. 4.2. Установка электро- дов для приварки горячих концов термоэлектрического преобразователя осуществляется с помощью клиновидного ограничителя, фиксирующего электроды в необходимых точках в момент приварки. Таким образом, можно обеспечить точность приварки горячих концов в осевом направ- лении ±0,5 мм и угловое смещение ±15°. Диаметр электродов в такой конструкции должен быть 0,12—0,15 мм. Приварка термоэлектродов производится также с помощью электроразряда. 140
Тепловая нагрузка, кВт/м2, на наружной лобовой образующей тру- бы пропорциональна разности ЭДС между электродами и определяется по формуле £/> 100 \ k? ) 10—3 f (4.13) где dn> de? — наружный диаметр трубы и диаметр окружности, прохо- дящей через ось отверстия для установки термоэлектрического преоб- Рис. 4.24. Варианты заделки термоэлектрических преобразователей в цельносварной экран при измерениях локальных тепловых потоков по методике ВТИ [4.15]: а, б, в, г —в трубу"по лобовой образующей; д, е—в плавник, запеканка и при- варка отдельными электродами разователя, м; X — коэффициент теплопроводности, Вт/(м-К); — коэффициент концентрации температуры в отверстии (для данной встав- ки т|/==2,07); (/ —ЭДС, мВ; ^^—дифференциальный коэффициент [для термоэлектродов платина—сталь 12Х1МФ 1,48 мВ/(100°С); для термоэлектродов алюмель—сталь 12Х1МФ А*р==2,5 мВ/(100°С)]; d — диаметр отверстия для термоэлектрического преобразователя, м. По мере увеличения единичной мощности паровых котлов, их услож- нения, а также применения наддува важное значение приобретают на- трубпые датчики локальных тепловых потоков в цельносварных экра- нах. Обоснование применения таких датчиков приводится в [4.15]. Определение локальных тепловых потоков в такого рода датчиках основано на измерении температур в лобовой образующей трубы /л, в вершине плавника с огневой стороны tB и в тыльной точке трубы /т. Разности Д/л=/л—/т и Д/в=/в—/т зависят от воспринятого теплового потока и предлагаются для использования при определении последнего. 141
Рис. 4 25. Расчетный график зави- симости разности температур в характерных точках плавникового экрана от воспринятого теплового потока qa при /с—350 °C и раз- личных значениях коэффициента теплоотдачи от труб к среде: --------д/в;-----ДЦ; / — а-17,5 кВт/(м2 дС); 2-Л-23 кВт/(м«*°С): 3~ а=»29 кВт/(м«‘°С) Для котлов с цельносварны- ми экранами вывод термоэлектро- дов является достаточно надеж- ным из-за исключения возможнос- ти проникновения газов в тыльную часть труб. Различные варианты заделки термоэлектродов во вставке, ис- следованные в [415] , показаны на рис. 4.24 В стенке трубы дела- ется косое сверление, соединяю- щее лобовую точку трубы с сере- диной плавника в тыльной части. Через это сверление заводится термо- электрический преобразователь. В варианте а термоэлектрический преобразователь зачекани- вается наплавленным сверху металлом, излишек которого снимается. В варианте б выход сверления заваривается, затем в нем де- лается отверстие диаметром 1 мм, в котором зачекаииваются термо- электроды. В варианте в электроды диаметром 0,2мм разводятся в про- тивоположные стороны и чеканятся в мелких канавках. В варианте г термоэлектрические преобразователи отдельны- ми электродами 0,2 мм, сваренными встык, выводятся из тыльной ча- сти через сверления в плавнике, укладываются в канавки глубиной 1 мм и закрываются фольгой, края которой' завальцовываются; спаи при этом изолируются от металла трубы Во всех случаях термоэлектроды выводятся на тыльную сторону вставки, крепятся к металлу с помощью привариваемых скобок, собира- ются в жгут и выводятся наружу котла через неохлаждаемый штуцер. Проверка на стенде установила, что при заделке лобового термо- электрического преобразователя по вариантам б и г получаются более высокие показания, чем по вариантам айв. Разрез вставки в варианте а показал, что металл чеканки проникает в отверстие и соединение термо- электродов при этом несколько заглубляется. Погрешность 1^а и по сравнению с /Л(?и /Лг составляет 7—10 °C при ^=300 кВт/м2 и за- висит от теплового потока линейно. В [4.15] указано, что лучшим из опробованных является вариант б, так как дает температуру, приближающуюся к температуре поверхности при диаметре термоэлектродов 0,5 мм, в отличие от варианта а, где при- менены термоэлектроды 0 0,2 мм. Значения Д/л и Д/в зависят в числе прочих факторов от интенсив- ности теплоотдачи стеики трубы к воде. На рис. 4.25 приведена расчетная зависимость температур в харак- 142
терных точках плавникового экрана при различных коэффициентах теплоотдачи в трубах. В расчете принято, что плавниковая труба изготовлена из стали 12Х1МФ и имеет следующие геометрические размеры: наружный дна* метр трубы 32 мм, толщина стенки 6 мм, шаг труб 46 мм, толщина плав- ника вверху 6 мм, у корня 7 мм. Из рис. 4.25 видно, что при изменении q& от 200 до 700 кВт/м2 указанные выше разности температур измени* ются от 40 до 170 °C, что позволяет использовать в них в качестве дат* чиков широко применяемые термоэлектрические преобразователи ХА. Описанные датчики установлены на экранах котла ТГМП-204 энер- гоблоков 800 МВт и обеспечивали устойчивые и надежные измерения локальных тепловых потоков в течение 3 лет эксплуатации в зоне мак- симальной тепловой нагрузки, достигавшей 700 кВт/м2. При анализе экспериментальных данных следует иметь в виду, что на показания термоэлектрического преобразователя в лобовой точке трубы влияют как внутренние, так и наружные отложения. 4.3. ИЗМЕРЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ МЕТАЛЛА ТРУБ В НЕОБОГРЕВАЕМОЙ ЗОНЕ Температура металла труб поверхностей нагрева в необогреваемой зоне мало отличается от температуры протекающей по ней среды. По- этому при необходимости определения температурной разверки среды по виткам пакета поверхности нагрева и в некоторых других случаях о температуре среды судят по показаниям термоэлектрических преоб- разователей, установленных на трубах вне зоны обогрева. Организация таких измерений сравнительно проста, а сами измерения достаточно представительны и долговечны, что позволяет отказаться от установки гильзовых термоэлектрических преобразователей. Это особенно важно в поверхностях нагрева, выполненных из труб малого диаметра, в ко- торых установка гильз приводит к заметному сужению проходного се- чения трубы. Однако для получения достоверных показаний таких тер- моэлектрических преобразователей необходимо правильно выбрать спо- соб их крепления и установки, соразмерив трудоемкость и сложность того или иного способа крепления с требуемой для каждого конкрет- ного испытания точностью измерений. В настоящее время известны конструктивные оформления разме- щения горячих спаев термоэлектрических преобразователей в необогре- ваемой зоне, применяемых Союзтехэнерго и другими ведущими органи- зациями при наладке и исследованиях котлов. На рис. 4.26 и 4 27 изображены распространенные и неоднократно описанные способы креплений поверхностных термоэлектрических пре- образователей Наиболее простым из них является способ, изображен- ный на рис. 4.26, а. Установка термоэлектродов по этому способу производится раз- дельно в канавки, которые вырубаются с помощью крейцмейселя непо- средственно в теле трубы. После закладки термоэлектродов канавки зачеканивают. Такая установка поверхностных термоэлектрических пре- образователей рекомендуется для измерения температуры необогрева- емых снаружи толстостенных труб, коллекторов и т. д. Наряду с этим способом можно рекомендовать аналогичную раздельную закладку термоэлектродов в металл, наплавленный или приваренный на поверх- ности трубы (рис. 4.26,6). На рис. 4.26, в показана последовательность операций при раздель- 143
ной зачеканке термоэлектродов в прорези. Указанные на этом рисунке геометрические размеры выбирают следующим образом, ширина канав- ки a=d—(0,14-0,2), мм; глубина канавки Ь= (0,84- 1,0), мм; расстояние между прорезями с~7—10 мм; длина прорези /=10мм. Термоэлектрод закладывают в прорезь при легком постукивании. Благодаря тому что размеры прорези несколько меньше термоэлектро- да, последний хорошо удерживается в ней, что важно для удобства мон- тажа. Убедившись в правильности закладки термоэлектродов, легкими ударами производят окончательную их зачеканку. Следует иметь в виду, что излишнее зажатие термоэлектродов мо- жет привести к их механическому повреждению. Во избежание этого степень раздачи металла следует уменьшать по направлению к выхо- ду термоэлектродов. При установке термоэлектродов прорези выпол- няют по хорде окружности трубы, развод зубьев ножовки стачивают на наждачном круге до необходимого размера. В других случаях про- рези вырубают крейцмейселем. Наплавки выполняют сварочным элек- тродом, применяемым для данной марки стали, с соблюдением основ- ных требований для сварки. В некоторых случаях, когда производство наплавки или прорезей в стенке трубы затруднено, можно рекомендовать способ раздельной зачеканки термоэлектродов в прижатую хомутом накладку (рис. 4.26, г). Термоэлектроды зачеканивают в такую накладку до установки ее на трубу. Пластина выполняется из того же металла, что и труба, и имеет серповидное сечение, внутренняя поверхность которого плотно прилегает к поверхности трубы. Такой способ позволяет производить установку поверхностных термоэлектрических преобразователей на дей- ствующем оборудовании. На рис. 4.26, д показан способ раздельной установки термоэлектро- дов термоэлектрических преобразователей в толстостенных элементах. Такой способ рекомендуется в тех случаях, когда существуют опасе- ния, что прорези или накладки могут стать источником трещин тер- мической усталости. В приведенных иа рис. 4.26 способах раздельной установки термо- электродов в электрическую цепь термоэлектрического преобразователя вводится металл изделия, наплавки или накладки. При условии, что температура в местах крепления обоих термоэлектродов одинакова, на термо-ЭДС цепи термоэлектрического преобразователя это не влияет: обычно в необогреваемых элементах при расстоянии в несколько милли- метров между канавками это условие выполняется. Преимуществом раздельной установки термоэлектродов является сравнительно более точная фиксация местоположения горячего спая термоэлектрического преобразователя. При другом варианте изготовления горячих спаев концы термоэлек- тродов скручивают и сваривают электрической или газовой сваркой. При этом термоэлектроды находятся в электрическом контакте на про- тяжении всей скрутки, что может привести к существенным ошибкам, если часть скрутки и сваренная головка горячего спая находятся в раз- ных температурных условиях. Наиболее распространенные способы уста- новки термоэлектрических преобразователей, горячий спай которых скру- чен и сварен, приведены на рис. 4.27. Возможна установка такого тер- моэлектрического преобразователя с помощью накладки, например, выполненной в виде металлической пластины. В некоторых работах в качестве накладки применены тонкостен- ные трубки малого диаметра из материала, однородного с трубой, на которой производилось измерение. Такая трубка приваривалась к телу 144
Рис. 4 26 Установка поверхностных термоэлектрических преобразовате- лей с раздельной зачеканкой электродов: а —раздельная зачеканка в прорезях; б —раздельная зачеканка в наплавку или приваренную бобышку; в — последовательность операций при раздельной зачекан ке термоэлектродов в прорези; г — раздельная зачеканка в съемную накладку; д —раздельная зачеканка в сверление основной трубы, затем после установки в нее скрученного и сваренного термоэлектрического преобразователя эта трубка сплющивалась удара- ми молотка, тем самым обеспечивая контакт и фиксацию термопары. Измеренная поверхностными термоэлектрическими преобразовате- лями температура может несколько отличаться от температуры среды. Если измерительный участок расположен вне газохода и охлаждается за счет теплоотдачи в окружающую атмосферу, то измеренная темпе- ратура стенки имеет меньшее значение, чем истинная температура среды. Однако это снижение, °C, обычно невелико и при необходимости может быть подсчитано по известной формуле теплопередачи & = *ср— /Ст = ~ ( "Т-)> (4.14) Л \ «в ив / 145 10—109
где — температуры среды, °C; qi — удельная тепловая нагрузка, под- считанная на 1 м длины трубы, Вт/м; а2 — коэффициент теплоотдачи от внутренней среды к стенке, Вт/(м2«К); da — внутренний и на- ружный диаметры трубы, м; Хм — коэффициент теплопроводности ме- талла трубы, Вт/(м-К), В приведенном уравнении а2 оценивается или считается по форму- лам конвективной теплоотдачи, тепловая нагрузка qi измеряется, на- пример, измерителем теплового потока. Приближенно тепловую нагруз- ку, Вт/м, можно определить по формуле [1.6] 9г = ^в{1,б5(/ст-/в) + спр УН’ (4Л5) ч L\ tW / \ 1UU / »/ где /в — температура окружающего воздуха, еС; Спр — коэффиние! т излучения, равный для окрашенной или окисленной поверхности 4,85— 5,35. Рис. 4.27. Установка поверхностных термоэлектрических преобразовате- лей, горячий спай которых образован совместной сваркой термоэлектро- дов: а — приварка или припайка горячего спая к телу трубы; б — зачеканка горячего спая под стружку Известно, что на температуру поверхности стенки трубы оказывает также влияние отток или приток теплоты от коллектора, если точка измерения находится сравнительно близко от него. Поэтому важно правильно выбрать место установки термоэлектрического преобразо- вателя. Из теории теплопроводности стержня разность температур между произвольным сечением стержня (трубы) и местом его сочленения с коллектором ^ = a1e“"u, (4.16) где параметр m=Vau/(XM/). Здесь (И —разность температур между средой и металлом коллектора, °C; х — расстояние от рассматриваемой точки до коллектора, м; внутренний периметр трубы, м; /—вну- треннее сечение трубы, м2. Для наиболее распространенных размеров труб при а=(2<- 5) • 103 Вт/(м2‘К) 1004-150 м‘Ч Для практического использования можно рекомендовать установ- ку термоэлектрического преобразователя на расстоянии не менее 40— 50 мм от коллектора. 146
Заглубленные термоэлектрические преобразователи Для измерения температуры металла толстостенных элементов '(трубопроводов, коллекторов и т. п.) применяется установка заглублен- ных термоэлектрических преобразователей. Как и в случае поверхност- ных термоэлектрических преобразователей, здесь возможны различные способы их установки. Наиболее типичные из них, описанные в [4.5], изображены на рис. 4.28. На рис. 4.28, а изображена установка заглубленного термоэлектри- 1еского преобразователя с помощью пробки 2 с заделанным в ней горя- чим спаем. Пробка 2 вводится в отверстие специальным приспособле- шем и запрессовывается в нем. Рис. 4 28 Способы установки глубинных термоэлектрических преобра- зователей: Г —горячий спай: 2 — пробка (наконечник) из мягкого металла; 3 —фиксирую- щий винт; 4 — малоинерциоиный термоэлектрический преобразователь, 5 — кон- тактная поверхность; 6 — прижимная пружина; 7 — контргайка На рис. 4.28,6 горячий спай термоэлектрического преобразователя приваривается к металлу стенки толстостенного элемента, при этом способе применяется электросварочный аппарат с временем разряда, регулируемым в зависимости от толщины электрода. На рис. 4.28, в изображен глубинный термоэлектрический преобра- зователь, контакт горячего спая которого с измеряемой поверхностью элемента обеспечивается прижатием специального термоэлектрического датчика при помощи пружины. В первом и втором случаях термоэлектрический преобразователь не может быть извлечен из места ее установки. Кроме того, следует Иметь в виду, что приварка горячего спая к стенке отверстия неизбеж- но сопровождается локальными структурными изменениями и, следо- вательно, изменениями теплофизических свойств металла. 10* 147
В способе установки термоэлектрических преобразователей, показан- ном на рис. 4.28, в, эти недостатки отсутствуют, однако реализация его связана с известными трудностями. Контактные поверхности датчика могут иметь коническую или плоскую форму (рис. 4.28, в, вид /). Го- рячий спай и установочное отверстие должны быть тщательно обрабо- таны для обеспечения их плотного контакта, а контактирующие поверх- ности должны быть защищены от коррозии. Разность температур в толстостенных элементах определяется пу- тем установки двух термоэлектрических преобразователей с различным заглублением (рис. 4.28, г). Можно также использовать специальные монтажные пробки из того же материала, что и исследуемая стенка, с установленными в них термоэлектрическими преобразователями (рис. 4.28, д). Установленный в монтажной пробке термоэлектрический преобра- зователь может быть протарирован с пробкой в лабораторных условиях. Для обеспечения хорошего контакта со стенкой пробка запрессовывает- ся в отверстии. Трудность измерения температурных перепадов связана с необходи- мостью электрического разделения двух термоэлектрических контуров, что увеличивает инерционность и снижает точность измерений. Однако в целом ряде технических задач, например при определения потерь теп- лоты в окружающую среду и т. д, такие измерения нашли широкое применение. 4.4. ИЗМЕРЕНИЕ РАСХОДА СРЕДЫ В ЭКРАННЫХ ТРУБАХ Измерение расхода среды в экранных трубах может проводиться с использованием предварительно протарированных дроссельных шайб, если таковые предусмотрены самой конструкцией котла. При этом о расходе (или его стабильности) судят по перепаду давления на шай- бах тех витков, которые выбраны в качестве контрольных. Однако в целом ряде случаев дроссельных шайб в поверхности нагрева нет, а установка их только в контрольные витки может исказить гидравли- ческую характеристику последних. В этом случае в качестве измерителя расхода среды в экранных трубах наибольшее распространение при проведении теплогидравлических испытаний получили пневмометриче- ские (напорные) трубки [4.16, 4.17]. Эти трубки используются также при измерении расхода в трубах большого диаметра (трубопроводах). Принцип действия напорных трубок основан на измерении ско- ростного напора потока в месте расположения трубки. На характери- стики напорных трубок влияет совокупность различных факторов. В первую очередь к ним следует отнести конструктивное исполнение трубки, способ ее установки, степень турбулизации потока и т. д. В общем случае можно записать следующее уравнение, связываю- щее параметры потока и показания приборов: W = f (g, Re, D, d, I...) /2Лрск/£ = JD.T]<2Ap(.K/p, (4.17) где p —плотность вещества, кг/м3; kv т —^коэффициент пропорциональ- ности, определяется в результате тарировки трубок с измерительным участком. Пневмометрические трубки удобны для измерения расхода среды в трубах поверхности нагрева котлов, диаметр которых невелик — 20—30 мм. Такие измерения возможны благодаря малому гидравличе- 148
Рис 4 29. Пневмометрические трубки- а и б —трубки ВТИ для среднего и высокого давления соответственно; s —труб- ка ЦКТИ для среднего давления скому сопротивлению большинства конструкций трубок. Установка трубки в одной или нескольких трубах пакета поверхности нагрева мало изменяет общее гидравлическое сопротивление исследуемой трубы. 149
Для увеличения точности измерения расхода необходимо произвести предварительную тарировку каждого участка трубы с установленной в ней напорной трубкой. Длину всего участка желательно принять рав- ной 40 диаметрам трубы (20—30 диаметров до трубки и 10 диаметров после трубки). Наибольшее распространение имеют трубки конструкции ВТИ и-ЛПО ЦКТИ (рис. 4.29). Трубки отличаются простотой изготовления, несложностью их монтажа по месту измерения и надежностью в экс- плуатации. Рис. 4.30. Распределение относительного давления по окружности по- перечно обтекаемого одиночного цилиндра: А „ рх ~ рст Дд = ---------- * pw*/2 Рис. 4.31. Коэффициент сопротивления поперечно обтекаемого цилиндра: 1 — при l!d=<x>'t 2 — при lld=$ Обоснованно применение круглых трубок ВТИ [4.16]. На рис. 4.30 показано распределение относительного давления по окружности попе- речно омываемого цилиндра в автомодельной области турбулентного движения при Re=l,86«105. Из рисунка £идно, что разность давлений между лобовой и кормовой точками окружности примерно в 2 раза превышает скоростной напор набегающего потока жидкости. По литературным данным известно, что коэффициент сопротивле- ния £ для цилиндров при поперечном обтекании остается практически постоянным в достаточно широком диапазоне значений Re (рис. 4.31). Минимальное значение критерия Re, после которого коэффициент со- 150
Рис. 4 32. Зависимость коэффициента пропорциональности kn т трубки ВТИ от относительного диаметра измери- теля: d —диаметр измерителя; D — внутренний диаметр трубы Рис. 4 33. Влияние угла поворота измерителя на показания трубки ВТИ противления не изменяется» находится в пределах Resp== (3-^20) • 103 в зависимости от относительных геометрических размеров цилиндра. В зоне значений Re, где коэффициент сопротивления постоянен, максимальная разность давлений между двумя противоположными точ- ками по периметру поперечно омываемого цилиндра подчиняется тем же закономерностям, что и суммарное сопротивление цилиндра, т. е. из- меняется пропорционально скоростному напору. Следовательно, для измерения скорости достаточно измерить максимальный перепад дав- ления между лобовой и кормовой частями цилиндра и знать коэффици- ент пропорциональности Лпл. Для трубок ВТИ Renp>15»103. На рис. 4.32 дана зависимость ко- эффициента Ли т трубки ВТИ от отношения диаметра измерительной трубки к диаметру трубы, в которую опа вставлена. С увеличением этого отношения коэффициент kn т при прочих равных условиях не- сколько уменьшается. При установке трубок на прямых вертикальных участках с опуск- ным направлением движения среды коэффициент пропорциональности &п.т получился большим, чем в горизонтальных трубах, примерно на 1,5%. При наличии различных возмущений потока перед измерителем (коллектор, поворот трубы, переход на меньший диаметр и т. д.) коэф- фициент /гПт может измениться не более чем на ±1,5%. Наименьшее влияние оказывают местные сопротивления, расположенные за измери- телем. Правильность установки измерителей важна для точности опреде- ления скорости. Воспринимающие импульс отверстия в трубке должны располагаться по оси основной трубы. Возможные погрешности показа- ния трубки при неточной ее установке, полученные в опытах, показаны на рис. 4.33. Потери давления в трубе, вызываемые установкой измерительной трубки, невелики. Коэффициент сопротивления трубки может прибли- женно определяться по формуле d °'75~D (4.18) 151
На рис» 4.34 приведена зависимость коэффициента kn ? остроконсч- ных трубок ЦКТИ (рис 4.29, в), установленных в трубах 0 55, 71 и 94 мм. Для этих трубок значения Renp лежат в пределах 25»103— ЗО-1О3, видимый перепад превышает динамический напор в 1,0—1,6 ра- за. Коэффициент пропорциональности knT трубок в значительной стс- Рис. 4.34. Коэффициенты пропорциональности #Пт трубок НПО ЦКТИ, h—(2/3)R, установленных в горизонтальных трубках: О — £>=55 мм; • — D-71 мм, X — 2>=94 мм пени зависит от высоты выступающей части, с увеличением которой его значение уменьшается. Точность изготовления заметно влияет на ха- рактеристику трубок этого типа. 4.5. ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕМПЕРАТУРНОГО И ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РЕЖИМОВ РАБОТЫ ЭКРАННЫХ ТРУБ С ПОМОЩЬЮ АВТОНОМНЫХ И ВЫДЕЛЕННЫХ ВИТКОВ Исследования температурного и гидравлического режимов работы экранных труб непосредственно на трубах, установленных в панели, имеют недостатки, заключающиеся главным образом в ограниченных возможностях изменения диапазона массовых скоростей и энтальпий среды. Наиболее полная реализация возможностей исследования в ус- ловиях действующего котла без особого вмешательства в его нормаль- ную эксплуатацию представляется при использовании экранных труб с автономным питанием, так называемых автономных витков. На рис. 4.35 приведена принципиальная схема автономных витков, применявшаяся ВНИИАМ [4.48]. В соответствии с этой схемой среда заданной энтальпии для питания подготавливается в общем смеситель- ном устройстве, к которому подведены питательная вода котла из ли- нии первого впрыска и среда из трубопровода за переходной зоной. Изменяя соотношения расходов в линиях, можно получить среду с энтальпией от минимальной, соответствующей параметрам питатель- ной воды, до энтальпии среды за переходной зоной Располагаемый при этом перепад давления обеспечивает возможность изменения массо- вой скорости в исследуемых трубах в широком диапазоне. Распределе- ние расхода по виткам производится вентилями с байпасами. Сброс среды после витков осуществляется в общую сбросную ли- нию, в качестве которой используется продолжение линии впрыска пи- тательной воды после разделительной задвижки. Автономные витки снабжены температурными вставками, предна- значенными для измерения температуры металла труб в зоне обогрева. Конструкция температурных вставок, установленных на описываемых 152
-ч|ь- Расходомерная сиаада Образцовый манометр Рис. 4 35. Принципиальная схема экранных труб с автономным пита- нием: 1 — смесительное устройство; 2 —линия впрыска; 5 —трубопровод после переход- ной зоны; 4 — регулирующие вентили с байпасом; 5 — общая сбросная линия; 6 — разделительная задвижка; 7 —линия от насоса-дозатора автономных витках, изображена на рис. 4.2. Схема размещения тем- пературных вставок показана на рис. 4.36. Для регистрации показаний термоэлектрических преобразователей, измеряющих температуру металла труб, в данной работе использовались самопишущие 24-точечные потенциометры. При проведении аналогич- ных исследований можно рекомендовать быстродействующие регистра- торы КСП-4» 153
Выходной коллектор --------------------?г ^16909 Тр.№59 TpJP>57 Направление \ ^отсчета труд FTff- ’ Jr - -V* -Vr V I S? I В! JSr' Ш”. s 5s фзг I в винтовой ж I' gl I & -a« ~£r Тр.№57-номер труды, вывито которой установлен ви- ток с авто и ОМ' ным питанием I •*Т _. J //if Входной коллектор •bi* Г' Рис. 4.36. Схема размещения температурных вставок на трубах с ав- тономным питанием: Z-—V — температурные вставки гладкого витка; ZT—Vy —температурные вставки витка с турбулизатором Температура среды на входе и выходе из витков измерялась про- тарированным в лабораторных условиях хромель-алюмелевым термо- электрическим преобразователем 0 0,5 мм. Термоэлектроды привари- вались к донышкам гильз, установленным в необогреваемых участках трубопроводов непосредственно на входе в витки и на выходе из них. Значение температуры определялось с помощью переносных потенцио- метров, Холодные спаи термоэлектрических преобразователей термо- 154
статировались. Помимо этого, рядом с гильзами, в которые приварены хромель-алюмелевые термоэлектроды, установлены гильзы с термо- электрическими преобразователями медь — константан (0 0,5 мм) По этим термоэлектрическим преобразователям в первые дни после их установки произведена повторная тарировка хромель-алюмелевых тер- моэлектрических преобразователей непосредственно на витке в диапа- зоне температур 100—140 °C. В дальнейшем все настройки режима и обработка опытных данных велись по хромель-алюмслевым термоэлектрическим преобразователям, а термоэлектрические преобразователи медь—константан из-за их не- долговечности в расчет не принимались. Измерение расхода среды по виткам осуществлялось ртутными дифманометрами ДТЭ-400 с поисковой магнитоэлектрической системой, по которым определялся перепад на протарпрованных в рабочем диа- пазоне чисел расходомервых шайбах. Кроме того, параллельно этим дифманометрам установлены мембранные дифманометры ДМ-8 со вто- ричным прибором, по которым настраивался режим опыта. Давление среды контролировалось образцовым манометром. Схема подсоединения автономных витков и комплекс предусмот- ренных на них измерений позволили экспериментаторам в сравнительно короткий срок провести детальные исследования тепловосприятия эк- ранных труб и распределения его по высоте топки, а также влияния па температурный режим таких факторов, как массовая скорость, тепло- вая нагрузка и энтальпия рабочей среды. Кроме того, с помощью двух расположенных рядом и включенных параллельно по ходу среды витков одновременно проведены сравнительные измерения температурного ре- жима трубы с внутренней турбулизирующей вставкой и без нес Определение эпюры распределения тепловых нагрузок производи- лось на экономайзерном режиме, для чего среду в витки подавали толь- ко по линии впрыска, обеспечивая, таким образом, минимально воз- можную ее температуру на вход в витки, равную температуре пита- тельной воды. В остальных опытах температура среды изменялась в со- ответствии с целью эксперимента от минимально возможной до макси- мальной, что соответствовало температуре среды за переходной зоной (при полном отключении подачи среды из линии впрыска). В опытах по определению тепловых нагрузок массовые скорости следует поддерживать достаточно высокими с тем, чтобы при расчете коэффициентов теплоотдачи можно было воспользоваться известной формулой конвективного теплообмена Nu = 0,021 Re0,8 Рг°’\ (4.19) при этом расчет значений локальной тепловой нагрузки экранной тру- бы следует производить по формулам (4.5)—(4.7). В трубопровод, идущий от линии впрыска, непосредственно перед смесителем врезана линия (рис. 4.35), по которой с помощью насоса- дозатора в витки можно подавать раствор с любым реагентом заданной концентрации. Это дает возможность проводить исследование влияния различных компонентов питательной воды на температурный режим труб при различных энтальпиях и массовых скоростях среды. В каче- стве дозировочного насоса можно использовать, например, плунжерный насос НД-25 с максимальной производительностью 25 л/ч. Подставив значение приращения температуры, замеренное по от- 155
дельным термоэлектрическим преобразователям витков за время дози- ровки, в уравнение теплопроводности для плоской стенки Л/ ?вк =* ^отл Ю~3, (4.20) °отл можно определить термическое сопротивление отложений 6отл/Хотл= «Д//(^вн-10) и построить график ботл/ХОтл=ПЯ), характеризующий распределение отложений по высоте витка. В формуле (4.20): ^вн — ло- кальная тепловая нагрузка на внутреннюю поверхность трубы, кВт/м2; Хотл — коэффициент теплопроводности отложений, Вт/(м*К) (как пра- вило, неизвестен); бОтл — толщина отложений, м2. На рис. 4.37 приведен в качестве примера график изменения тем- пературы при дозировке в автономный виток соединений жесткости Рис. 4.37. Температура металла труб по высоте автономного витка при наличии внутренних отложений (ф) и без них (О) и термическое со- Д/ противление отложений 6/Х0Тл=-----10~3 в опытах [4.18] с дозиров- кой соединений жесткости и график распределения по высоте витка термического сопротивления отложений, полученного расчетом по известным Д/ и Описанная выше схема автономных витков при простоте управле- ния достаточно сложна в изготовлении. Последнее может быть оправ- дано лишь при возникновении необходимости проведения экспериментов, в которых энтальпия и массовая скорость среды изменяются в широких пределах. Однако в целом ряде случаев возникают более узкие задачи, при решении которых следует использовать автономные витки с мень- шими экспериментальными возможностями, но значительно более про- стой конструкция. Так, в [4.12] при исследовании запаса устойчивости гидродинамики потока по межвитковой пульсации на котле с шахтно-мельничной топ- кой использовалась схема измерений, изображенная на рис. 4.38. В качестве исследуемых выбрано семь из тридцати труб. В этих трубах измерялся перепад давления на дроссельных шайбах. Кроме то- го, на четырех из семи указанных труб предусмотрены измерения дина- мического напора потока малогабаритными напорными трубками. Та- кая схема позволяет выявить наличие или отсутствие межвитковой 156
Нхз------Запорный. кпшм ж*я — Дроссельная uiaufa D- — Tpfirt ПШ & — Мшнетр Tv — Термпмрй Рис. 4.38. Схема измерений при исследовании запаса устойчивости гид- родинамики потока в трубах НРЧ прямоточного котла докритического давления пульсации при различных режимах работы котла. Однако с помощью только этой схемы измерений нельзя ответить на вопрос, какой запас устойчивости имеет данная гидродинамическая система, т. е. можно ли 157
и на сколько уменьшить степень дросселирования без опасения полу- чить неустойчивый с точки зрения возникновения межвитковой пуль- сации режим движения потока. Для этой цели можно использовать выделенный виток, для чего на одной из труб НРЧ устанавливают до- полнительную дроссельную шайбу на выходе и два байпаса с клапана- ми, как это показано на рис, 4.38. Использование выделенного витка позволяет изменить степень дросселирования от опыта к опыту. Это расширяет экспериментальные возможности, так как изменение степени дросселирования на промыш- ленном котле потребовало бы его останова для замены всех дроссель- ных шайб. К тому же при определенном положении дроссельных кана- лов на выделенном витке появляется возмо-киость вывести на перегрев среду на выходе из него и по' приращению ее температуры и расходу определить суммарное тепловосприятие данного витка или в случае навивки типа Рамзипа общее тепловосприятие топки в пределах экра- нирования между входным и выходным коллекторами. Входная дрос- сельная шайба на выделенном витке устанавливается с таким же про- ходным диаметром, как и па остальных трубах. Сопротивление верхнего байпаса и выходной дроссельной шайбы выбирается из условия, чтобы при закрытохМ нижнем и открытом верх- нем байпасах сопротивление витка и расход в нем были примерно таки- ми же, как и в других трубах данной полуленты. Это обеспечивает длительную работу выделенного витка без специального контроля за ним. Включение байпасирующих линий определенным образом (нижняя открыта, а верхняя закрыта) дает возможность существенно умень- шить степень дросселирования и провести испытания на устойчивость при прочих примерно равных условиях. При проведении аналогичных работ можно рекомендовать применение двух или трех выделенных вит- ков, объединенных на выходе общим коллектором, что позволит фикси- ровать амплитудно-частотные характеристики процесса генерации пара в таких витках и определить вид гидродинамической неустойчивости. Раздел пятый НЕСТАНДАРТНЫЕ СПОСОБЫ ИЗМЕРЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ И ХАРАКТЕРИСТИК ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ При наладке котлов, а также проведении исследовательских работ возникает необходимость в измерении различных величин, характеризу- ющих условия работы котла. При этом не все величины могут быть определены стандартными приборами, выпускаемыми серийно промыш- ленностью. Поэтому при решении конкретной задачи часто применяют- ся специально разработанные методы измерений и измерительные при- боры и устройства. 158
Как отмечалось в разд. 3, применение таких приборов при наладке и исследованиях допускается с обязательным условием их периодиче- ской тарировки и поверки. К настоящему времени накоплен достаточно большой опыт по со- зданию новых методов измерения. В настоящем разделе приводятся только те из них, которые прошли проверку в промышленных илн стен- довых условиях и могут быть осуществлены с применением обычных средств, имеющихся в достаточном количестве на электростанциях или Ь наладочной организации. 5.1. ИЗМЕРЕНИЕ ПАРОСОДЕРЖАНИЯ (ВЛАЖНОСТИ) И ЭНТАЛЬПИИ СРЕДЫ Определение нароеодержания среды, протекающей в различных элементах котла, как правило, вызывает большие затруднения. Особен- но трудно определить паросодержание в обогреваемых элементах котла. При сверхкритическом давлении наибольшую сложность вызы- вает измерение энтальпии среды в области фазового перехода. Известно много способов измерения паросодержапия. Методика этих измерений основана на калориметрировании, дросселировании, просвечивании среды при помощи радиоактивных изотопов, измерении солесодержапии потока и др. Однако не все существующие способы могут быть использованы в промышленных условиях па котлах. Солевая методика определения влажности Возможность определения влажности по солевой методике опреде- ляется тем, что во влажном паре растворимость примесей (солей и дру- гих составляющих) в жидкой фазе значительно выше, чем в паре, при этом растворимость в воде может быть на несколько порядков выше. Исходя из этого методика основана на расчете влажности по измерен- ным солесодержаниям влажного пара и жидкой фазы (воды) в дан- ном сечении паропровода. Если определение производится по составляющей солесодержания, имеющей низкую растворимость в паре, которой можно пренебречь, то влажность может быть рассчитана по следующей формуле: 1 я = ^вл.п/^в > (5 • 1) где Свл п, — концентрация соли во влажном паре и в воде соответст- венно, мкг/кг. При высоком давлении, когда становится заметной растворимость соли в сухом насыщенном паре, необходимо внести поправку на коэф- фициент распределения а, а именно: l-x=~C* (5.2) 1 —~ Ct где а — коэффициент распределения для данного вещества — отноше- ние массовых концентраций в сухом насыщенном паре и воде св, OteCn/Св» Ввиду того что па современных котлах уровень солесодержания низок, что затрудняет ее определение, определение влажности целесо- образно вести по содержанию натриевых соединений в воде и паре. Это позволяет применять высокочувствительный метод определения содер- жания Na+ с помощью пламенного фотометра. 159
Рис. 5J Зависимость коэффициента распределения а от давления для различных веществ Зависимость коэффициента распределения а от давления для раз- личных веществ [5.2] приведена на рис. 5.1. Наличие в тракте котла встроенного сепаратора позволяет без осо- бых затруднений определить солесодержание жидкой фазы, отделяемой в сепараторе от влажного пара (при работе на докритическом давлении, например работа в режиме скользящего давления). Измерение паросодержания с использованием скоростных (напорных) трубок Этот способ основан на измерении динамических напоров скорост- ными трубками, установленными на паропроводах пароводяной смеси и сухого насыщенного пара [5.3]. Принципиально это измерение воз- можно, если в месте установки скоростной трубки в сечении влажного пара поток имеет дисперсную форму течения с равномерным распреде- лением влаги по всему сечению паропровода. Такая форма течения в диапазоне влажностей от нуля и до 60—70 % устанавливается, если приведенная скорость пара в паропроводе больше чем в 7 раз превыша- ет критическую по срыву пленки скорость (см. рис. 5.14). Как показали стендовые исследования, при этих условиях массовое паросодержание является однозначной функцией отношения Ли//км, где ha и hCM — пере- пад, регистрируемый на дифманометрах, установленных на трубках, из- меряющих динамический напор пара и пароводяной смеси соответст- венно. Для измерения необходимо установить сепаратор на паропроводе влажного пара. При этом Асм определяется скоростной трубкой, уста- 160
Рис. 5 2. Схема размещения ско- ростных трубок для измерения влажности. / — скоростная трубка для определе- ния йсм: 2 —сепаратор; 5 —скорост- ная трубка для определения hQ; 4 — гидрозатвор Рис. 5 3. Зависимость отношения от паросодержания и давления: / —р«2,7 МПа; 2 —р-5,8 МПа, 3 — 8,4 МПа; 4—11,8 МПа новленной до сепаратора, а скоростная трубка для измерения динами- ческого напора сухого пара Ап устанавливается после сепаратора, как это показано на рис. 5 2. На рис. 5.3 показана зависимость отношения hn/hQ4 от иаросодер- жания при различных давлениях, которая определяется опытным пуюм одним из существующих способов. Близкая для разных давлений за- висимость отношения динамических напоров hn/hzvl от паросодержания сохраняется в диапазоне паросодержаний, изменяющихся от 0,6 до 1. Для измерения динамических напоров Лсм и hn можно использовать на- порные трубки конструкции из описанных в разд. 3. Недостатком этого способа измерения паросодержания является необходимость установки сепаратора для разделения воды и пара, при- чем эффективность сепаратора должна быть достаточно высокой, его КПД должен быть не менее 98—99 %. Такой же недостаток имеет влагомер, принцип работы которого основан на измерении расходов осушенного пара н отсепарнрованной воды [5.4]. В то же время ис- пользование напорной трубки, установленной на паропроводе влажного пара, позволяет избавиться от довольно сложного измерения расхода стсепарировашюй в сепараторе воды. Для измерения паросодержания может быть использована бессе- параторная схема измерения. Сущность этой схемы заключается в том, что в паропроводе влажного пара устанавливают скоростную трубку и мерную шайбу, а влажность определяют по отношению перепадов на шайбе йш и на скоросгной трубке /гСм. Этот способ значительно проще способа, основанного на примене- нии схемы с установкой сепаратора, однако он может быть рекомендо- ван для измерения паросодержания в узком диапазоне паросодержаний 50—85 %. При меньших значениях паросодержания кривая изменения отношения перепадов hvjh^ не является однозначной В связи с этим бессепараториый способ измерения влажности (паросодержания) мож- но применить только в случае, когда известно примерное паросодержа- ние потока влажного папа. Общим недостатком способа определения паросодержания с при- менением скоростных трубок являемся то, что измерительная схема должна быть предварительно протарирована. 11—109 161
Объемный метод определения влажности Этот метод основан на определении секундных расходов сухого насыщенного пара Gc и и влажного пара Go п при одном и том же дав- лении через калиброванное отверстие малого диаметра [5.5]» По за- меренным расходам влагосодержание потока в месте отбора пробы оп- ределяется по формуле . (5.3) ^В.ц Схема установки для замора влажности показана на рис. 5.4. Пар из паропровода через лробоотборное устройство направляется в холодильник, в котором конденсируется и охлаждается до комнатной температуры. Охлажденный конденсат пара через запорный клапан направляется в мерную емкость. Калиброванная емкость позволяет оп- ределить секундный расход пара. Конструкция пароотборного устрой- ства аналогична конструкции однососкового пароотборника (см. разд. 6) Основным условием надежной работы устройства, изображенного на рис. 5 4, является обеспечение критического перепада давления сре- ды в калиброванном отверстии. Для этого сопротивление пробоотбор- ной линии от калиброванного отверстия и до выхода в мерную емкость должно быть минимальным. Этот метод рекомендуется применять при влажности, не превыша- ющей 20 %. В этом случае расход сухого насыщенного пара через ка- либрованное отверстие при критическом перепаде давления можно про- изводить по формулам, приведенным в [5.11]: G = 100-2- *в Идркр/v". (5.4) О где 6р=5,04ц2/ (g2 — коэффициент расхода для круглого отверстия, р3=0,82, / — проходное сечение, см3); Др«р— критический перепад дав- ления, МПа; о"— удельный объем пара на входе в отверстие, м3. На рис. 5.5 приведен график зависимости расхода пара от давления на входе при критическом перепаде давления (и большем) на калибро- ванном отверстии диаметром 2 мм. Критический передал давления опре- деляется по формуле АРкр ~ , (5-5) где k — показатель адиабаты для на- сыщенного пара, 6=1,135; 6» —0,58 (для круглого отверстия); pi—дав- ление на входе, МПа. Более точное определение расхо- да насыщенного пара через калибро- Рие. 5.4. Установка для измерения влажности пара: / — паропровод: 2 — пароотборное ye j рой ство. 3 — холодильник; 4 — мерная ем- кость; 5 — запорный вевтиль; / — п<»р в пароперегреватель; И — пар из сепарато- ра; Ш — выход охлаждающей воды, вход охлаждающей воды 162
йРис. 5.5. Расход насыщенного пара через калиброванное отверстие диа- метром 2 мм при критическом пере- паде давления в зависимости от дав- ления перед отверстием ванное отверстие при критическом перепаде давления можно получить предварительной тарировкой устрой- ства. Определение влажности пара с помощью влагомера Влагомер предложен МО ЦКТИ для измерения влажности пара в паропроводе прямоточного котла докритического давления. Принцип работы влагомера основан на определении расходов сухого насыщен- ного пара и воды, разделенных в сепараторе, имеющем достаточно вы- сокую эффективность В зависимости от производительности котла мо- гут применяться две модификации влагомера. Для котлов малой про- изводительности используется полнопроходной сепаратор, через который проходит весь расход пара. Для котлов большой производительности и в случаях, когда невозможно установить на паропроводе сепаратор, определяется влажность представительной пробы влажного пара, от- бираемой из паропровода котла. Принципиальная схема влагомера, работающего по принципу отбо- ра пробы пара из паропровода, показана на рис. 5.6. Отбор пробы из паропровода производится с помощью пробоот- борного устройства, выполненного в виде одяососкового зонда. Проба должна отбираться таким образом, чтобы ее влажность была такая же, как влажность основного потока влажного пара в паропроводе. Отобранная проба направляется в горизонтальный пленочный сепа- ратор БПК, КПД которого близок к единице Отсепарированная в пле- ночном сепараторе вода поступает в мерительный сосуд, состоящий из вертикальной цилиндрической емкости, разделенной на две полости диа- фрагмой с отверстием Для выравнивания давления верхняя и нижняя полости соединяются уравнительной трубкой. Благодаря этому истече- ние отсепарированной воды через диафрагму происходит только под действием перепада давления, определяемого высотой столба воды в верхней полости над диафрагмой. Таким образом, высота столба во- ды однозначно связана с ее мгновенным расходом через диафрагму. Высота столба воды измеряется дифманометром. Из нижней поло- сти измерительного сосуда вода поступает в гидравлический затвор. Пар, осушенный в пленочном сепараторе, проходит через паровую измерительную диафрагму, смешивается с водой, поступающей из гид- равлического затвора, и сбрасывается обратно в паропровод за подпор- ной шайбой, по измеренным перепадам давления на водяной hB и па- ровой ha диафрагмах можно получить зависимость, позволяющую оп- ределить влажность *8 X )• (5.6) где х — массовое паросо держание; С — опытный коэффициент. 11* 163
Рис. 5.6. Принципиальная схема установки влагомера на прямоточном котле типа 67-СП: / — пароотборное устройство; 2 — горизонтальный пленочный сепаратор ВПК; 3— мерительный сосуд; 4 —диафрагма с калиброванным отверстие»м; 5 — дифмано» метр; б —• гидравлический затвор; 7 — паровая измерительная диафрагма, 8 — под- порная шайба; 9 —регулятор Одним из важных преимуществ способа определения влажности с применением влагомера описанной конструкции является то, что с его помощью можно обеспечить не только измерение, но и регистрацию влажности и передавать полученный сигнал на расстояние. Метод электрозондирования пароводяной смеси Для определения некоторых важных характеристик двухфазного по- тока, например истинного объемного паросодержания, физического и массового уровня в сосуде, применяется метод электрозонднрования, основанный на измерении удельной электропроводности двухфазного потока, в частности пароводяной смеси [5.14]. Этот метод может при- меняться в диапазоне истинных объемных паросодержаний <р от 0,05— 0,08 до 0,94—0,98. Взаимодействие пароводяной смеси с микроэлектродами датчика- зонда, установленного в исследуемом потоке, приводит к чередующе- муся изменению полного электрического сопротивления (импеданса) измерительного участка датчика (от соответствующего положению мик- 164
роэлектродов в жидкой фазе до соответствующего положению микро- электродов в паре). Сумма промежутков времени нахождения в исследуемой точке па- ровой фазы Z(ti--ti-i), отнесенная ко всему времени 7, определяет ло- кальное паросодержанпе ф=2(/г—которое согласно расчетной модели для пузырькового режима течения совпадет с истинным объем- ным паросодержанием ср такой гомогенной смеси Для других режимов течения значение ф в контролируемом объеме можно в некоторых слу- чаях получить интегрированием эпюры локальных значений ф Датчик-зонд (рис 5 7) для практической реализации метода изго- тавливается из двух отрезков кабеля типа КТМС. Измерительный учас- Рис. 5.7. Конструкция датчика-зонда Рис. 5 8. Блок-схема системы измерения паросодержаиия методом элек- трозондирования ток образован электродами 2, изолированными от металлической обо- лочки 3 оксидом алюминия 4. Кабель через втулку 5 герметизируется с помощью панки в импульсной трубке 6 Измерения показали, что расхождение экспериментальных данных в диапазоне изменения ф от 0,08 до 0,35 не превышает 10—15 %, а в диапазоне ф от 0,35 до 0,7 расхождения достигают 20 %. Иногда со стороны измерительного участка электроды изолируются от оболочки стеклоэмалевым составом /, но при использовании транс- форматорного моста такая изоляция не нужна, так как уверенная ин- дикация сигнала разбаланса возможна при электросопротивлении на- мокшей изоляции, равном нескольким сотням ом. Блок-схема системы измерения представлена на рис 5.8. Датчик Д Через переключатель П подключается к мосту Л4, который питается от внешнего генератора Г. Сигнал разбаланса измерительной схемы через Широкополосный ускоритель У и дискриминатор ДУ поступает на вход показывающего прибора V. Для снятия спектра длительности сигналов 165
разбаланса предусмотрена запись на шлейфовый осциллограф ШО. Контроль положения и наблюдение за формой сигнала осу- ществляются по осциллографу О. Калориметрический метод определения влажности Принципиальная схема калориметра с применением электрического перегрева пробы, отобранной из потока влажного пара, приведена на рис* 5*9. Электрический калориметр состоит из двух нагревательных эле- ментов, термопар, расположенных в промежутках между ними, и ли- нии отбора* Принцип работы калориметра с двумя нагревателями состоит в сле- дующем. Влажный пар, проходя через нагреватели, высушивается и не- сколько перегревается. Общее количество теплоты, отдаваемой нагрева- телями, <? = <21 + <28. (5.7) Количество теплоты, отдаваемой первым нагревателем, Qi « rD (1 -г) + сР D (/2- У + AQ,, (5.8) где г— теплота парообразования; D —расход влажного пара; I—х— влажность пара на входе в калориметр; ср — теплоемкость пара; /2 — Рис. 5.9. Принципиальная схема калориметра с электрическим перегре- вом пробы влажного пара: 2, 2 — нагреватели, 5 —линия подвода влажного пара к калориметру температура пара на входе и выходе из нагревателя соответственно; AQi — потери теплоты Для второго нагревателя аналогично Q2 = ^(/3-/2)-f-AQ2. (5.9) Если нагреватели выделяют одинаковые количества теплоты, то влажность будет определяться по выражению _ (5 |С) Таким образом, определение влажности пара сводится к измерению температур в промежутках между нагревателями электрокалориметра и последующему расчету влажности по вышеприведенной формуле. Электрический калориметр удобен тем, что нет необходимости точ- но измерять расход пара через прибор. Недостатком калориметрическо- го метода является то, что при его использовании трудно получить прямую регистрацию влажности. Постоянная времени электрического калориметра достигает 5 мин. 166
Радиоинтерференционный метод определения влажности Принцип действия прибора основан на измерении радиоинтерферен- ционным методом диэлектрической проницаемости пароводяной смеси, которая при определенных условиях однозначно определяет соотноше- ние фаз в смеси. Измерение таким методом оказывается возможным благодаря тому, что во всем диапазоне параметров, при которых суще- ствует влажный пар, диэлектрические проницаемости пара и воды су- щественно отличаются. Так, например, диэлектрическая проницаемость воды в интервале температур от 100 до 370 °C изменяется соответствен- но от 55,39 до 9,74, в то время как в том же интервале температур ди- электрическая проницаемость сухого насыщенного пара изменяется от 1 до 2,5. Измерение влажности пара с помощью радиоинтерференционных преобразователей основано на однозначной зависимости суммарной ди- электрической проницаемости пароводяной смеси от объемного паросо- держания. Собственно преобразователь (рис 5.10) представляет собой отрезок кабеля с выводом, помещенного в измеряемую среду, протекающую по Рис. 5 10. Датчик для измере- ния влажности интерференци- онным методом. 1 — отрезок высокочастотного кабе- ля: 2 —узел вывода кабеля из об- Рис 5 11. Результаты тариров- ки прибора по определению влажности при 10 МПа Рис 5 12. Картограмма прибо- ра, полученная при переменной влажности 167
паропроводу. Преобразователь включается в качестве нагрузки однород- ной высокочастотной линии. В результате интерференции падающих от генератора и отраженных от преобразователя волн высокочастотной ли- нии возникает стоячая электромагнитная волна, смещение которой слу- жит для определения влагосодержания На рис. 5 11 показана тарировочная характеристика прибора, полу- ченная при давлении /?= 10 МПа в диапазоне влагосодержаний 1—х== =8-г30 %. Разброс экспериментальных точек по абсолютному значению массового влагосодержания нс превышает 1—2 %. Одними из существенных преимуществ радиоинтерференционного метода измерения влагосодержания являются малая инерционность и возможность дистанционного измерения и регистрации. На рис. 5 12 показан участок картограммы прибора, полученной при переменной влажности. Прибор четко и с малой инерционностью фикси- ровал периодические колебания влагосодержания, изменяющегося с пе- риодом 20 с. Инерционность прибора не превышает 2—3 с на обработку одного измерения. Недостатком прибора является сложность бесконтактного вывода высокочастотного кабеля из области высокого давления. Измерение влажности с помощью горизонтальных пленочных сепараторов Горизонтальные пленочные сепараторы могут использоваться для точного определения влажности пара путем непосредственного измере- ния расхода жидкой фазы, отделяемой из потока влажного пара в гори- зонтальных пленочных сепараторах На рис. 5.13 представлен эскиз горизонтального пленочного сепа- ратора. Сепаратор изготавливается из отрезка цилиндрического паропрово- да и сортамента труб, обычно применяющихся при изготовлении котла. К трубе привариваются штуцера подвода пароводяной смеси /, Шту- цера 2 и 3 для отвода осушенного пара и отсепарированной воды соот- ветственно. Сепарация влаги в сепараторе происходит под действием инерцион- ных сил и силы тяжести. Сепараторы этого типа прошли стендовые Рис. 5.13. Горизонтальный пленочный сепаратор БПК: / — штуцер подвода пароводяной смеси; 2 — штуцер отвода осушенного пара; # —штуцер отвода отсенарированной воды; 4 —корпус сепаратора; 5 —верти- кальная перегородка 168
и промышленные испытания в результате которых разработаны соот- ветствующие расчетные рекомендации Исследования горизонтальных пленочных сепараторов различных диаметров (от 20 до 150 мм) показали, что, несмотря па достаточно простую конструкцию сепаратора, его КПД достаточно высок и превы- шает 99 %. Однако обязательным условием является соблюдение кон- структивных и режимных рекомендаций. Коэффициент полезного действия сепаратора представляет собой отношение расхода отсепарированной влаги ко всему расходу влаги, поступающей в сепаратор: Леей = -^=- 100%, ^ВЛ (5.11) Рис. 5.14. График wKp=f[p, (1— х'), £с] Коэффициент полезного действия сепаратора можно также опреде- лить по формуле х" — х' . (1~х"\х' Чсеи- Г(1_х<} -1- х"(1-х') ’ (5J2> где х' и х"—массовое паросодержапие влажного пара и за сепарато- ром соответственно. По известным КПД сепаратора и паросодержанию на выходе из сепаратора можно определить влажность пара на входе в сепаратор. Коэффициент полезного действия сепаратора зависит от физических параметров пара (давления), скорости пара, начальной влажности 1—х', диаметра сепаратора Ьс и его длины £ал. Максимальная эффективность сепарации достигается при условии, .если приведенная скорость пара в сепараторе не будет больше предель- ной Шпр. Предельная скорость пара в пленочном сепараторе близка К критической по срыву пленки скорости. На рис. 5.14 приведена обобщенная номограмма 1—х', Рс]. 169
Расчет сепараторов по этой номограмме ведется в следующем по- рядке Для заданных давления, влажности и диаметра сепаратора сияр оп- ределяется по номограмме Необходимое количество параллельно вклю- ченных сепараторов определяется по формуле 1^/ 3600-0,785 * с пр W где <?вл п — расход влажного пара, кг/ч, х' — паросодержание влажно- го пара перед сепаратором; о" — удельный объем сухого насыщенного пара, м3/кг; kw — коэффициент запаса, равный 0,8 для двух и более параллельно включенных сепараторов одинакового диаметра; kw~0,9 для одного сепаратора. Если в результате расчета п не является це- лым числом, то производится округление в большую сторону или при- меняют сепараторы других диаметров. В качестве расчетной длины активной части сепаратора L пл диамет- ром De рекомендуется принимать Дпл= 20Dc. В целях4 предотвращения образования в активной части сепаратора ленточного винтового течения влаги устанавливается вертикальная пе- регородка (рис 5 13, поз 5), оканчивающаяся срезом пол углом 45°, что улучшает условия стекания влаги с перегородки и со стенок сепа- ратора. Длина перегородки принимается £,пе= (84-10) Dc. Толщина пе- регородки должна быть выбрана по возможности меньшей (обычно пе- регородка изготавливается из листового железа толщиной 2—3 мм). Определение энтальпии среды сверхкритического давления с помощью напорных трубок При наладке и исследовании котельных установок сверхкритическо- ю давления можно применять способ определения энтальпии среды на- порными трубками. Способ заключа- ется в сравнении двух измеренных ди- намических напоров, полученных с по- мощью напорных трубок, установленных в двух различных сечениях одной тру- бы, в которой протекает измеряемая сре- да Одна напорная трубка устанавлива- ется в сечении с известным или легко оп- ределяемым значением энтальпии, на- пример по известным температуре и дав- лению среды, вторая напорная трубка устанавливается в сечении, в котором необходимо определить значение энталь- пии потока. На рис. 5.15 изображена схема уста- новки напорных трубок в парогенери- рующей трубе постоянного диаметра. При таком расположении напорных тру- Рис. 5 15. Схема установки скорост- ных трубок для определения энталь- пии в обогреваемых трубах котлов сверхкритического давления 170
в них будут относиться как (5.14) бок динамические напоры Й2 отсюда /ц Р2 — , Pi • (5.15) н2 По найденному таким образом значению плотности и измеренному давлению среды во втором сечении трубы можно по термодинамическим таблицам определить значение энталыши потока в этом сечении. Тарировку напорных трубок для установления их идентичности про- изводят при прокачке воды через котел. Описанный способ прост, обеспечивает достаточную* точность изме- рения (порядка 5%) и может бьиь рекомендован для определения эн- тальпии среды сверхкритического давления. Напорные трубки необходимо располагать в трубе вне зоны обо- грева. Способ измерения энтальпии в пароводяном тракте котла В прямоточных котлах сверхкритичеекого давления наиболее тепло- напряженные поверхности нагрева расположены в нижней НРЧ, причем во многих случаях в выходных панелях находится зона большой энталь- пии. В процессе наладки котла необходимо знать (для регистрации в си- стеме защиты и автоматики), значение энтальпии рабочей среды по тракту котла. Зена большой энтальпии характерна резким ее изменением при из- менении температуры и удельного объема, поэтому определение значе- ния энтальпии по известным параметрам требует высокой точности изме- рения температуры и давления, что может быть достигнуто в лабора- торных условиях при использовании прецизионных средств измерения. В настоящее время промышленность не выпускает приборы, с по- мощью которых можно было бы надежно определить плотность среды в зоне большой энтальпии. ВНИИАМ предложено и испытано простое устройство, позволяю- щее измерить достаточно точно плотность среды сверхкритического дав- ления, в том числе и в зове большой энтальпии, а по ней определять значение энтальпии [5.9}. Принцип работы этого устройства заключа- ется в следующем. В гладкой вертикальной трубе в адиабатических условиях (благо- даря тщательной изоляции трубы) измеряется перепад давления меж- ду двумя фиксированными точками. Перепад определяется двумя со- ставляющими — потерями давления на трение, Па, которая может быть подсчитана по формуле Д/?7Р—X//w2p/(2d), и нивелирной составляющей Дрк=#Р£ (X — коэффициент трения; Н — расстояние между точками замера, м; w — скорость среды в трубе, м/с; р — плотность протекаю- щей среды, кг/м3; d — внутренний диаметр трубы, м; я — ускорение сво- бодного падения, м/с2). Если диаметр трубы и расход среды через нее выбрать таким ©бра- вом, что потери давления на трение будут пренебрежимо малы по срав- нению с нивелирной составляющей, т. е. ДртР<Дрн, то по измеренному Перепаду давления между двумя точками по высоте измерительного 171
участка можно достаточно точно определить плотность среды, а по ней энтальпию (по таблицам водяного папа) Наименьший допустимый диаметр трубы измерительного устройства, удовлетворяющий этим условиям, определяется по формуле J “/’ 6,38-10» Лб* 4*V ——• ,5J6) где G — массовый расход среды, кг/ч; k — коэффициент, учитывающий отношение потерь давления на трение и нивелирного напора, k— — &Рт$/Арц. Расчеты показывают, что при А*=0,01 ч-0,07 и энтальпии на входе в измерительный участок й<2260 кДж/кг погрешность в определении энтальпии, связанная с наличием составляющей трения, не превыша- ет 2 %, Высота измерительного участка, м, определяется исходя из соот- ношения Я<Др/[(рп-~р)£], где Др —номинальный перепад давления по дифманометру, Па; рп —плотность среды в импульсных трубках, кг/м3; р — минимальная измеряемая плотность среды, кг/м\ g—ускоре- ние свободного падения, м/с2 Основным элементом энтальпиемера ВНИИАМ (рис. 5 16) является вертикальный участок трубы со штуцерами для установки импульсных трубок дифманометра, измеряющего перепад давления. Среда через патрубок Dy 10 мм поступает во входной конус с уг- лом раскрытия не более 15°, а затем в измерительный участок 6. Далее среда направляется в кольцевой зазор и из него отводится наружу че- рез штуцер 2. Внутренняя труба центрируется с помощью приставок. Штуцера 3 и 4 служат для подсоединения импульсных линий дифмано- метра. Протекание среды через кольцевой зазор позволяет практически исключить тепловые потери на измерительном участке. Для уменьше- ния потерь в подводящих линиях их длина должна быть минимальной и они должны быть покрыты изоляцией В котлах свсрхкритичсского давления зона большой энтальпии при давлениях 25,5—31,5 МПа охватывает диапазон энтальпии 1760— 2760 кДж/ьт. Показанное на рис. 5 16 устройство монтируется верти- кально Дл । его работы предпочтительно подъемное движение среды, так как при этом хорошо удаляется воздух через штуцер в донышке 7. На рис 5 17 приведены результаты испытаний в стендовых условиях энтальпиемера ВНИИАМ с высотой измерительного участка 2,7 м При расчете перепада давления по зависимости Ар=//(1000—p)g плотность, соответствующая энтальпии среды на входе в энтальпиемер, определя- лась из термодинамических таблиц по замеренным значениям темпе- ратуры и давления. Определялось также влияние расхода среды че- рез энтальпиемер на его показания Опыты показали, что измерение расхода среды в пределах от 70 до 330 кг/ч не влияет на показания прибора из-за несущественных потерь давления на трение Таким образом, по графику 5.17 можно по изме- ренному на дифманометре перепаду давления определить энтальпию. Испытания устройства с высотой измерительного участка 0,7 м да- ли аналогичные результаты. Проведены испытания энтальпиемеров, изготовленных из стали раз- личных марок — перлитной и аустенитной Испытания показали, что при одинаковых расходах среды через энтальпиемер и одинаковых диамет- рах измерительных участков энтальпия, измеренная в приборе, изго- 172
Рис. 5.16. Конструкция энтальпиемера: 1 — входной конус; 2—4 — штуцера: 5 — корпус: 6 — измерительный участок; 7 — донышко; 8 — труба товленном из аустенитной стали, получается примерно на И % меньше, чем в приборе из перлитной стали из-за различной шероховатости. Шкала вторичного прибора может быть проградуирована в значе- ниях энтальпии для одного давления; необходимость корректировки на давление определяется допустимой погрешностью в каждом конкретном случае. При выборе положения точки отбора в тракте котла необходимо руководствоваться следующими соображениями- из-за тепловых и гид- равлических разверок в отдельных панелях НРЧ среда сверхкритиче- 173
Рис. 5.17. Зависимость между пере- падом давления на энтальпиемере высотой 2,7 м от энтальпии (при рас- ходах среды от 70 до 300 кг) ского давления поступает в собира- ющие коллекторы с различной плот- ностью и, если не принимать специ- альных мер к ее перемешиванию, от- бор представительной пробы среды (отбираемая проба среды должна соответствовать средней по всему потоку в месте отбора) из этого кол- лектора не может быть обеспечен. поскольку при отсутствии под- вода или отвода теплоты среда сверх- критического давления самопроиз- вольно не расслаивается, отбор усредненной пробы упрощается. В этом случае отбор перемешанной среды сверхкритического давления может производиться со стенки трубопровода. Как правило, в перепуск- ных трубопроводах между отдельными поверхностями нагрева переме- шивание среды происходит достаточно полно. Поэтому для отбора про- бы среды после данной поверхности нагрева можно использовать дре- нажные линии раздающего коллектора следующей по ходу среды по- верхности нагрева. Па рис. 5.18 приводятся схемы подключения энтальпиемера к трак- ту котла. Рис. 5 18 Схемы подключения энтальпиемера к поверхности нагрева котла: / — поверхность нагрева котла; 2 — энталышемер; 3 — фильтр; 4 —трубчатый дроссель; 5 — холодильник 174
В зависимости от конкретных условий и целей использования эн- тальпиемера (наладочно-исследовательские работы, включение в систему сигнализации, защиты и автоматики) сброс среды из него удобно осу- ществлять по одному из показанных на рисунке вариантов. Наиболее просто осуществляется схема 4, в которой среда из энтальпиемера че- рез холодильник 5, фильтр 3 и дроссель 4 сбрасывается в дренаж. Дроссель удобно изготавливать из нержавеющей трубки 0 4X1,8 мм. Установка дросселя обеспечивает практически постоянный расход про- бы при возможных изменениях давления в тракте котла В схеме Б среда сбрасывается в линию впрыска, а по схеме В— в одну из последующих поверхностей нагрева. Эта схема работает без потери потенциала, но она сложнее в наладке и более чувствительна к изменению нагрузки котла. 5.2. ОТБОР ПРЕДСТАВИТЕЛЬНОЙ ПРОБЫ ИЗ ПАРОВОДЯНОГО ПОТОКА При движении влажного пара в трубе возможны разнообразные формы течения, характеризующиеся различным распределением жид- кой и паровой фаз по сечению паропровода Например, при вращении потока (в центробежном сепараторе, на поворотах паропровода и др) жидкая фаза отжимается к стенкам трубы, т. е. происходит расслоение потока В горизонтальном паропроводе при малых скоростях пара также возможно раздельное течение воды и пара, что затрудняет отбор пред- ставительной пробы влажного пара. Известно, что по мере увеличения скорости за счет дробления капель воды и турбулентного перемешива- ния потока распределение фаз по сечению паропровода становится бо- лее равномерным. При определенной скорости устанавливается дисперсная форма те- чения с равномерным распределением фаз ио сечению паропровода, т. е. поток становится псевдогомогенным. С использованием этого эффекта был разработан способ организации отбора представительной пробы влажного пара из паропровода. Сущность этого способа заключается в следующем. В паропроводе в месте отбора пробы создается скорость влажного пара, при которой устанавливается равномерное распределение влаж- ности по всему сечению паропровода. Скорость примерно в 5—7 раз превышает критическую по срыву пленки Эту скорость можно опре- делить из номограммы для расчета предельной скорости в горизонталь- ном сепараторе (см. рис 5 14). Создав, таким образом, необходимый ре- жим течения в месте отбора пробы (на других участках паропровода скорость может быть любая), отбирают пробу, как из однофазного по- тока. Удобнее и надежнее всего устанавливать необходимый отбор из центра потока при помощи пробоотборного зонда Зонд может быть одно- или многососковым. Диаметр отверстия вы- бирается в зонде в зависимости от потребного расхода пробы, но вы- полнять отверстия с диаметром, меньшим 2—3 мм, не рекомендуется. При заданных геометрических размерах зонда и паропровода расход пробы не может быть произвольным. Расход пробы должен устанавли- ваться таким образом, чтобы скорость пара в устье отверстия зонда бы- ла равна приведенной скорости пара в сечении трубы, в котором уста- 175
новлен пробоотборник зонд. Необходимый расчетный расход, кг/ч, оп- ределяется из равенства <517) ^тр где Gnn.n расход влажного пара в трубопроводе, кг/ч; Fnp 3, Гтр— сечения отверстий пробоотборного зонда и трубопровода, мм. Если фактический расход пробы Gnp больше или меньше расчет- ного, то влажность отобранной пробы будет отличаться от влажности потока в паропроводе в соответствии с графиком на рис. 5.19. Этот Рис. 5.19 График зависимости (1— х)Пр/(1—х)вл n=f(6np/G^p) при (1-х)вл п-3-60 % график в логарифмических координатах изображает зависимость для однососковых зондов отношения влажиостей в пробе и паропроводе от отношения расходов пробы фактической 6Пр и расчетной ‘ (1 — х)пр ~ (I х)вл.п (5.18) График построен по результатам испытаний пробоотборников при влажности, изменяющейся в широких пределах от 1—х=0,03 до I—х= =0,6 при давления р= 10 МПа. Как видно из графика, при большом отклонении расхода пробы от расчетного значения влажность отобран- ной пробы может в 1,5—1,8 раза отличаться от истинной влажности в паропроводе. Проба может отбираться как на горизонтальных, так и на верти- кальных участках паропровода. При установке пробоотборника на вертикальном участке паропровода предпочтение следует отдавать участкам с опускным движением влажного пара Если скорость в паропроводе меньше необходимой для установле- ния равномерного распределения влажности по сечению паропровода при данном давлении, применяется иробоотборнос устройство конструк- ции ВПК (рис. 5.20), Устройство состоит из смесительной камеры и однососкового зонда. Смесительное устройство выполняется в виде вставки в кото- 176
рой расположена камера смешения 2 и диффузорная часть 3 Односос- ковый зонд 4 установлен в конце вставки 1 в трубе 5. В камере смеше- ния благодаря высокой скорости пара происходят интенсивное дробле- ние капель воды и интенсивное турбулентное перемешивание потока. Скорость пара в этой камере выбирается в соответствии с вышеприве- денной рекомендацией. Диффузорная часть пробоотборного устройства сводит к минимуму потери давления и облегчает задачу размещения и расчета соскового зонда. Размещение пробоотборника облегчается благодаря тому, что Рис. о 20 Пробоотборное устройство БПК отпадает необходимость в выборе участков паропровода перед пробоот- борником Благодаря малому углу диффузорной части (0°) и близкому рас- стоянию зонда камеры смешения существенного расслоения потока на этом участке не происходит. Применение пробоотборного устройства БПК практически исключает влияние местных сопротивлений, находящихся на трубопроводе перед устройством, что позволяет существенно сократить допустимые расстоя- ния от местного сопротивления до иробоотборного устройства. Таким образом, применение пробоотборного устройства БПК поз- воляет устанавливать пробоотборник практически непосредственно за поворотом паропровода или другим местным сопротивлением. Пробо- отборные устройства конструкции БПК стандартизованы и сведены в отраслевую нормаль Преимущества соскового зонда для отбора представительной про- бы влажного пара из паропровода подтверждены многочисленными экс- периментальными данными. Основными достоинствами этого зонда яв- ляются компактность, возможность применения для любого давления, а также возможность получения представительной пробы при малом расходе пробы. Указанный зонд может применяться в широком диапа- зоне диаметров паропровода. В частности, в [5 131 приводятся данные, полученные при отборе пробы из паропровода 0 197 мм В соответствии с этими данными от- личие влажности, определенной с помощью однососкового зонда, от влажности, измеренной другими способами, не превышает 10 %. Влажность пара оказывает некоторое влияние на режим отбора пробы. При малых влажностях (меньше 1 %) снижается влияние рас- хода пробы на се представительность. Отклонение влажности пробы от влажности потока при изменении расхода пробы в 2—3 раза (в боль- шую или меньшую сторону от расчетного) не превышает ±104-20 %. В диапазоне влажностей 3—60 % при скоростях пара, значительно превышающих критическую по срыву пленки скорость, форма течения 12—109 177
потока характеризуется равномерным распределением капель воды в по- токе пара. Приведенные в настоящем разделе рекомендации по отбору пробы влажного пара относятся к этому диапазону влажностей. 5Л. ИЗМЕРЕНИЕ УРОВНЯ, ПЕРЕПАДА ДАВЛЕНИЯ И РАСХОДА СРЕДЫ Измерение уровня воды в сосуде компенсационным способом Для измерения уровня в сосудах, находящихся под давлением, при- меняются жидкостные дифференциальные манометры ДТ-50 и ДТ-150, а также дифференциальные манометры индивидуального изготовления. Чувствительность гидростатического измерителя уровня определяется разностью плотностей рабочей жидкости и жидкости, заполняющей диф- манометр (рис. 5.21). Применяются два способа присоединения импульсных трубок к диф- манометру, каждый из которых имеет определенные достоинства и не- достатки. Каждый из этих способов применяется в зависимости от кон- кретных условий эксперимента. Если присоединить импульсные трубки дифманометра по схеме, по- казанной на рис. 5.21,0, то его показания будут определяться не только положением уровня в сосуде, но также и температурой жидкости в им- пульсной трубке, определяемой температурой окружающей среды. Ви- димый перепад по дифманометру в этом случае будет АР - Ри.т Hg- [р' hB + р" (//-MU, (5.19) где ри т, р', р" — плотность воды в импульсной трубке, воды и пара в со- суде соответственно, кг/м3; g— ускорение свободного падения, м/с2; — высота столба воды в сосуде от торца импульсной трубки, м; Н — расстояние между импульсными трубками, м; рз — плотность рабочей жидкости в дифманометре, кг/м3 (на рисунке); Др — перепад давле- ния, Н/м2. Из уравнения (5 19) видно, что ври рассматриваемом способе при- соединения импульсных трубок минимальный перепад по дифманомет- ру, получающийся при переполнении сосуда ДД)=(рит—p')#g и зависит от давления в сосуде и температуры воды в импульсной труб- ке. Наличие минимального перепада на дифманометре является сущест- венным недостатком этого способа, так как это исключает возможность использования для замеров всей шкалы дифманометра. Указанные недостатки могут быть исключены, если присоединить им- | пульеные трубки к сосуду по схеме, н\ показанной на рис. 5 21,6. Эта схе- £ ма получила название компеясацион- —* ной, и особенность ее заключается в том, что одна из трубок вводится внутрь сосуда на определенную глу- Рнс. 521. Измерение уровня жидко- сти с помощью дифференциального . манометра: а — обычная схема; б — компенсационная схема 178
бнну, а вторая трубка присоединяется к паровому пространству. Перепад, видимый по дифманометру, для этого случая равен Ар - Р' Hg - [p'hB + р"(Я - Ml g. (5.20) Из уравнения (5.20) следует, что показания дифманометра не за- висят от температуры воды в импульсных трубках. При переполнении сосуда дифманометр регистрирует нулевой перепад при любых давле- ниях и температуре среды в сосуде, что позволяет использовать всю шкалу дифманометра. Рис. 5 22. Схема последовательного включения жидкостных дифманометров Рис. 523. Схема жидкостного дифманометра с подвижным визуальным участком: /, 2 — визуальные участки; 3 — соединительная эластичная трубка При использовании компенсационного способа измерения уровня в сосудах необходимо перед испытаниями тщательно продуть импульс- ные трубки для удаления всех остатков воздуха в импульсных трубках. Необходимо также следить за тем, чтобы уровень в сосуде не снижался ниже торца внутреннего отрезка импульсной трубки. Измерение перепада давления путем последовательного соединения двух или нескольких дифманометров В ряде случаев возникает необходимость точного измерения перепа- да давления, который превышает располагаемый перепад на шкале диф- манометра. Для этой цели можно воспользоваться схемой последова- тельного включения дифманометров (схема Менделеева). Общий пере- пад давления будет равен сумме перепадов на каждом дифманометре (рис. 5 22). Недостатком этой схемы является трудность удаления воз- духа из всех соединительных линий дифманометров. Можно также выполнить специальный дифманометр с двумя визу- альными участками, соединенными между собой гибкой стальной труб- кой малого диаметра (рис. 5.23). Для высокого давления визуальные 12* 179
участки изготовляются из стекла повышенной вязкости. Взаимное рас* положение визуальных участков выбирается в зависимости от перепада давления и при необходимости может быть изменено во время экспери- мента. Измерение перепада давления малоинерционным тензометрическим датчиком В некоторых случаях, например при измерении пульсирующего пе- репада давления, к динамическим характеристикам дифманометров предъявляются повышенные требования, так как от вида этих харак- теристик зависит правильность фиксации колебательного процесса. Обычно для исследования межвитковых пульсаций в прямоточных ко- тельных установках применяются сильфонные или мембранные дифма- нометры Рис. 5.24. Малоинерционный тензометрический датчик перепада давле- ния Дифманометры с сильфонным чувствительным элементом, рассчитан- ным на малые перепады давления, имеют сравнительно большое время з. лаздывания — недостаток, которого в известной мере лишены мембран- ные дифманометры. В конструкции обоих типов дифманометров имеет- ся перемещающийся в канале круглого сечения плунжер, который из-за трения со стенками этого канала может искажать амплитудно-частотную характеристику фиксируемого пульсационного процесса, особенно в том случае, когда наряду с низкочастотными колебаниями важно выявить наличие и характер изменения высокочастотной составляющей перепада давления. На рис. 5 24 изображен малоинерционный датчик перепада давле- ния НПО ЦКТИ. В качестве чувствительного элемента используются тензодатчики /, наклеенные с двух сторон на пластину 2, выполненную в виде балки равного сопротивления. Один конец пластины 2 закреплен на распорке 3 189
гайкой 4 с шайбой 5, а другой крепится на основании 6 металлического сильфона 7 гайкой 8 Электрические выводы тензодатчика 1 проходят через четыре уплотнительных патрона 9 в крышке 10 датчика. Послед- няя крепится к корпусу 11с помощью резьбового соединения. Датчик присоединяется к импульсным линиям перепада давления с помощью штуцеров 12 и 13 При появлении разности давления пластина 2 изги- бается, что приводит к разбалансу мостовой схемы, в плечи которой подключены тензодатчики 1. Полученный таким образом импульс после преобразования фиксируется на ленте регистратора. Измерение расхода среды измерительной расходомерной трубкой в трубопроводе большого диаметра При наладке и испытании головных котлов возникает необходимость в измерении расхода среды в трубопроводе большого диаметра, в кото- ром не предусмотрена установка расходомерной шайбы или сопла для эксплуатационных целей Иногда установка этих устройств не может Рис. 5.25. Измерительная расходомерная трубка для трубопровода боль- шого диаметра. /—трубка 0 32X5 мм: 2 — перегородка разделительная; 3 — запорный клапан быть произведена во время наладки не только из-за сложности монтажа и недостатка времени, но и по ряду технологических причин. В этом случае для измерения расхода можно использовать напорные расходо- мерные трубки Некоторые из них описаны в разд. 4. Ниже приводится описание трубки конструкции ВТИ, простота ко- торой позволяет изготовить ее в производственных условиях непосред- ственно на электростанции Чертеж расходомерной трубки и схема ее установки в трубопроводе большого диаметра приведены на рис. 5 25, Это устройство изготавливается из двух отрезков труб малого по сравнению с трубопроводом диаметра. Эти отрезки сварены между со- бой и с перегородкой, разделяющей их внутренние полости. Расходомерная трубка устанавливается по диаметру трубопровода, а заборные отверстия в ней диаметром 3 мм выполнены одно — но на- 181
правлению, а другое — против направления потока по обе стороны от продольной оси трубопровода. Скорость потока, измеренная по перепадам давления Др в такой трубке, рассчитывается по формуле - w = kd V~2Др/р. (5.21) Испытание таких трубок на специальном тарировочном стенде в трубопроводах 0 145 и 360 мм показало, что в диапазоне Re— « (1,5^3,5) • 10б коэффициент пропорциональности ka7 постоянен. При этом абсолютное его значение зависит от места установки расходомер- пой трубки. Увеличение стабилизирующего участка перед расходомерной труб- кой приводит к уменьшению коэффициента ka т, стабилизирующий учас- Рис. 5.26. Влияние геометрических факторов на характеристики трубок: а —изменение коэффициента в зависимости от предвключенного стабилизи- рующего участка L/D, б — поправочный коэффициент учитывающий относи- тельный диаметр измерительной трубки il/O ток за трубкой не оказывает существенного влияния на этот коэффи- циент. Зависимость коэффициента пропорциональности Лп т от длины пред- включенного участка при отношении диаметра расходомерной трубки к диаметру трубопровода d/Z)=0,138 приведена на рис. 5 26. Здесь же приведен график для определения поправочного коэффициента учи- тывающего изменение характеристики такой трубки в зависимости от отношения d!D. Использование сигнала по плотности в схеме автоматического регулирования сброса среды из встроенных сепараторов Одним из важных элементов схемы автоматизации процесса пуска является регулирование сброса воды из встроенных сепараторов. Для получения сигнала, характеризующего состояние среды в схе- 182
Рис. 5.27. Конструктивная схема устрой- ства для измерения плотности в горизон- тальных трубопроводах ме регулирования сброса котловой воды JJy ukA из встроенных пусковых сепараторов, ТтЛ гр? ВТИ предложил использовать сигнал VIA 1/yj по плотности. йьХ убей Сигнал по плотности имеет меньшее Ш запаздывание и меньшую постоянную времени, чем сигнал по температуре, что Н ] | Ь позволяет повысить качество процессов Ш регулирования. Измерение производится w на участке сбросного трубопровода меж- ду встроенным сепаратором и клапаном Д-2, установленным на этой линии. Сущность решения, предложенного ВТИ, состоит в том, что на верх- ней и нижней образующих горизонтального участка трубопровода рас- полагаются штуцера отбора давления [5.10]. Сигнал с помощью им- пульсных трубок подается на дифманометр (например, ДМ-400), рас- считанный на малые номинальные перепады давления. Точки отбора давления располагаются одной плоскости, поэтому расходная со- ставляющая перепада давления исключается. Кроме того, замеренный таким образом перепад давления не зависит от характера распределе- ния фаз по сечению трубопровода в плоскости измерения. База изме- рения — внутренний диаметр трубопровода. На рис. 5.27 представлена конструктивная схема измерительного участка с приемниками давления для котлов моноблоков 300 МВт. Учас- ток трубы длиной, примерно равной 3D трубы, оборудуется измери- тельным устройством и вваривается в участок трубопровода между встроенным сепаратором и клапаном Д-2. Раздел шестой ВОДНО-ХИМИЧЕСКИЙ РЕЖИМ КОТЛОВ Водно-химический режим энергетических котлов можно рассматри- вать как систему мероприятий по защите конструкционных материалов от коррозии, ограничению поступления в теплоноситель вредных приме- сей и выведению их из контура, предотвращению образования накипи и отложений на теплопередающих поверхностях. Целью этих мероприя- тий является обеспечение безопасной и надежной работы оборудования в течение заданного ресурса времени путем поддержания чистоты ме- таллических поверхностей энергетических контуров и максимального по- давления коррозии. К известным мерам по защите конструкционных материалов от коррозии относятся непрерывно осуществляемые мероприятия по умень- 183
шению коррозионной агрессивности воды или ее примесей (введение в воду корректирующих добавок, деаэрация или связывание кислорода, обессоливание воды) либо непрерывно или периодически осуществляе- мые мероприятия по созданию защитного барьера на поверхности ме- талла, препятствующего его коррозии. Таким барьером может быть, на- пример, оксидная пленка. В настоящее время водно-химические режимы классифицируются в основном в соответствии именно с такими непрерывно осуществляе- мыми мероприятиями по защите металла от коррозии. Круг воднорежимных вопросов включает также консервацию обо- рудования, ограничение поступления вредных примесей в контур и их выведение из него (подготовка воды, заполнения и подпитки, очистка турбинного конденсата от примесей, поступающих с присосами охлаж- дающей воды, и продуктов коррозии, очистка производственных кон- денсатов и контурной воды от примесей) и ряд других мероприятий. Все они неразрывно связаны с мощностью и параметрами энергоблока, технологическими функциями воды и схемой парообразования, харак- теристиками конструкционных материалов и качеством исходной воды. Опыт эксплуатации показывает, что даже при тщательном соблю- дении всех требований по концентрации примесей в питательной воде определенная их часть, в основном продукты коррозии, откладывается на поверхностях нагрева, образуя достаточно прочный слой отложений, неудаляемых при обычных водных промывках. Поэтому важным требо- ванием, вытекающим из условий обеспечения надежной работы совре- менных котлов, является проведение периодических химических очисток. Одним из возможных источников попадания примесей в водопаро- вой тракт котлов является добавочная вода, вводимая в контур для покрытия потерь, вызванных утечками пара и воды. На большинстве электростанций добавочную воду получают путем химической обработ- ки или обессоливания природных вод на химводоочистках, в некоторых случаях для ее подготовки используются испарители. Серьезным источником загрязнения питательной воды котлов, а так- же возможным источником повреждения поверхностей нагрева является их коррозия во время простоев оборудования. В связи с этим преду- сматриваются специальные меры по предупреждению этого вида кор- розии — консервация. 6.1. ВОДНО-ХИМИЧЕСКИЕ РЕЖИМЫ Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей [611 регламентируют требования к качеству питательной воды и пара котлов, конденсата турбин, питательной воды и дистиллята испарителей. Правила с достаточной определенностью предписывают эксплуатацию энергетического оборудования при тех или иных водно-химических ре- жимах. В частности, для прямоточных котлов блока СКД регламенти- руется гидразино-аммиачный режим. Этот режим характеризуется со- держанием в питательной воде солевых примесей на таком уровне, при котором обеспечивается практически полное отсутствие их осаждения па поверхностях нагрева котла и в турбине. В качестве корректирую- щих добавок в питательную воду вводится аммиак (в количестве, обес- печивающем поддержание значения pH на уровне 9,1 ±0,1) и гидразин- гидрат (в количестве, позволяющем после связывания остатков кисло- рода, пеудаленного в деаэраторе, иметь избыток 20—60 мкг/кг N2H4. Нормы качества питательной воды котлов СКД для гидразипо-амми- ачного режима приведены в табл. 6.1, 184
Таблица 61. Нормы качества питательной воды котлов СКД Наименование Показатель Соединения натрия (в пересчете на Na), мкг/кг Кремниевая кислота (в пересчете на SiO;), мкг/кг Общая жесткость, мкг-экв/кг Соединения железа (в пересчете на Fe), мкг/кг Соединения меди (в пересчете на Си), мкг/кг Кислород перед деаэратором, мкг/кг Кислород после деаэратора, мкг/кг Показатель pH (при 25°C), Удельная электрическая проводимость Н-кати- ониоованной пробы (при 25 °C), мкСм/см Содержание свободною гидразина (в пересче- те на N2H4), мкг/кг <5 <15 <0,2 <10 <5* <30 <10 9,1±0,1** <0,3 20—60*** * При установке в конденсатно-питательном тракте всех теплообменников с трубками, выполненными из нержавеющей стали или других коррозионно-стой- ких материалов, не более 2 мкг/кг ** Если у всех теплообменников конденсатно питательного тракта и в зоне отсоса неконденсирующихся газов из конденсатора турбины имеются трубки, вы- полненные из нержавеющей стали или других коррозионно-стойких материалов,— до 9,5. *♦* В периоды пуска и останова котлов допускается более высокое содержа- ние гидразина, определяемое условиями пассивации внутренних поверхностей котлов, но не выше 3000 мкг/кг. Качество пара прямоточных котлов регламентируется ПТЭ только по содержанию в нем натрия (не более 5 мкг/кг в пересчете на Na) и кремниевой кислоты (не более 15 мкг/кг в пересчете на БЮг). В течение первых 2 сут после подключения прямоточного котла к турбине допускается превышение, по не более чем на 50 %, норм со- держания в питательной воде и паре натрия, кремниевой кислоты, же- леза и меди, а также общей жесткости и удельной электрической про- водимости. При этом в первые сутки содержанке соединений, железа и кремниевой кислоты в питательной воде допускается до 50 мкг/кг по каждому из этих показателен. Общая жесткость конденсата турбин перед кондепсатоочисткой не должна превышать 0,5 мкг-экв/кг, концентрация масел и тяжелых неф- тепродуктов — 0,1 мг/кг, содержание кислорода после конденсатных на- сосов — 20 мкг/кг. При соблюдении гилразипо-аммиачного режима, как правило, уда- ется выдержать концентрацию железа и меди в питательной воде кот- лов на регламентируемом ПТЭ уровне. Однако такая концентрация продуктов коррозии нс обеспечивает отсутствия или хотя бы сущест- венного уменьшения скорости образования отложений в высокотепло- напряженных поверхностях нагрева котлов СКД. В связи с этим в по- следнее время ряд блоков эксплуатируется при других водно-химических режимах. Это, в частности, нейтрально-окислительный режим. В то время как основной особенностью гидразино-аммиачного ре- жима является подавление в процессе эксплуатации энергоблоков кор- 185
Таблица 62. Нормы качества питательной воды при установившейся работе блока Наименование Место отбора пробы Норма при сжигании мазута, газа, угля. АШ с мазутом каменного угля, бурого угля Водно-химический режим . * ГАР КОР | ГАР Общая жесткость, мкг-экв/кг Содержание соединений натрия (в пересчете на Na), мкг/кг Перед котлом <0,1 <3,0 <0,1 <2,0 <0,1 <3,0 Содержание соединений железа (в пересчете на Fe), мкг/кг Содержание соединений меди (в пе- ресчете на Си), мкг/кг После первого ПВД по ходу воды и перед котлом Перед деаэратором <8,0 <3,0* <8,0 <2,0 <10,0 <3,0* Содержание кремниевой кислоты (в пересчете на S1O2), мкг/кг Условное солесодсржание (в пересче- те на NaCl), мкг/кг Удельная электрическая проводи- мость (при /=*25 °C), мкСм/см Перед котлом <15,0 <40,0 <0,25 <15,0 <35,0 <0,20 <15,0 <40,0 <0,25 Содержание растворенного кислоро- да О2, мкг/кг Перед деаэратором за послед- ним ПНД После деаэратора, за точкой ввода окислителя <30,0** <10,0 100—200 100—200 <30,0** <10,0 1 1 1 1 1
Значения pH (при /=25°С) Перед котлом В конденсате из паровой части пвд 9,1±0,1 9,5—9,8 7,5—8,0 8,0—8,5 9,1±0,1 9,5-9,8 Содержание аммиака и его соедине- ний (в пересчете на NH3), мкг/кг Избыток гидразина (в пересчете на N2H4), мкг/кг Перед котлом В количестве, соответствующем до- стижению необходимого значения pH питательной воды 20—60 Отсутствует 20—60 Избыток гидразина в период остано- ва блока (в пересчете на N2H4), мкг/ /кг То же <3000 То же <3000 Окисляемость (в пересчете на О2), мг/кг Содержание взвешенных веществ и веществ, экстрагируемых эфиром, мг/кг То же 1 1 <1,0 Отсутствует — ♦ Для блоков с ИНД, имеющих стальные трубы, не более 2 мкг/кг Си ** Анализ конденсата должен производиться до точки ввода гидразина или в период временного отключения его ввода в 5J тракт блока.
розионной агрессивности воды по отношению к конструкционным ма- териалам повышением pH среды и практически полным удалением или связыванием кислорода, эффективность нейтрально окислительного ре- жима основана на торможении коррозии металла за счет ограничения доступа коррозионных агентов к его поверхности путем создания на ней защитной оксидной пленки. Нормы качества питательной воды при эксплуатации энергоблоков на этом режиме отличаются от приведенных в габл 6.1 отсутствием корректирующих добавок, значением pH и концентрацией кислорода. Дозирование последнего в количестве 50—200 мкг/кг обеспечивает создание на поверхностях оборудования конденсатно питательного трак- та (при температурах более 80 °C) и низкотемпературных поверхностях нагрева котла защитной оксидной пленки Обязательным условием применения нейтрально-окислительного ре- жима является глубокое обессоливание конденсата и подпиточной во- ды, электропроводность которых не должна превышать 0,15—0,25 мкСм/см, во избежание интенсификации язвенной коррозии углеродис- тых и малолегированных сталей, а также коррозионного растрескива- ния аустенитных нержавеющих сталей. Показатель pH должен поддер- живаться на уровне, близком к нейтральной точке, для чего в некото- рых случаях практикуется дозировка в питательную воду незначитель- ных количеств аммиака, обеспечивающего повышение показателя pH пи- тательной воды до 7—8 Нейтрально-окислительный режим может применяться лишь на тех блоках, где в трубчатой системе ПНД взамен медьсодержащих сплавов применены стали — нержавеющие или углеродистые Дополнительным условием применения этого режима является тщательная очистка воды для заполнения и подпитки от органических примесей, термолиз кото- рых может привести к опасному снижению значения pH среды и воз- растанию удельной электрической проводимости При переводе на ней- трально-окислительный режим котлов, длительное время ранее эксплуа- тировавшихся при гидразино-аммиачном режиме, во избежание заноса проточной части турбины требуется тщательная химическая очистка, особенно при наличии в контуре медистых отложений Нормы качества поды и пара котлов СКД регламентируются кроме ПТЭ также РТМ 108 030 12-82 На тепловых электростанциях с котла- ми СКД допускается применение гидразнно аммиачного (ГАР) или комбинированного окис,пительного режима (КОР) Последний отлича- ется от нейтрально-окислительного режима дозированием аммиака в ко- личестве, обеспечивающем поддержание., показателя pH среды на уров- не 7,5—8 0 Областью преимущественного применения комбинированно- го окислительного режима являются энергоблоки четностью 250 и 300 МВт Значения показателей качества питательной воды котлов СКД не должны превышать среднесуточных значений, указанных в табл. 6 2 Для котлов с естественной циркуляцией на электростанциях, ра- ботающих на органическом топливе, ПТЭ дополнительно к термической деаэрации питательной воды предусматривается ее коррекционная обра- ботка сульфитом натрия (только для котлов давлением до 7 МПа) или гидразином. Поддержание необходимых показателей pH питатель- ной воды должно осуществляться вводом аммиака. Нормы качества пи- тательной воды котлов с естественной циркуляцией приведены в табл. 6 3. Качество пара котлов с естественной циркуляцией, так же как и для прямоточных котлов, регламентируется по содержанию соединений нат- 188
Таблица 6 3. Нормы качества питательной воды котлов с естественной циркуляцией Наименование На Жидком топливе На других видах топлива Общая жесткость в котлах давлением, мкг-экв/кг: до 4 <5 <10 от 4 до 10 МПа <3 <5 10 МПа и выше <1 <1 Содержание соединений железа (в пересчете на Fe) в котлах давлением, мкг/кг: до 4 МПа <100 <200 от 4 до 10 МПа <50 <100 от 10 до 14 МПа <20 <30 14 МПа н выше <20 <20 Содержание соединений меди (в пересчете на Си) перед деаэратором в котлах давлением, мкг/кг: от 3 до 10 МПа <10 <20 10 МПа и выше <5 <5 Содержание кремниевой кислоты (в пересчете на SiO2) иа ГРЭС и отопительных ТЭЦ с котлами давлением, мкг/кг* от 7 до 10 МПа <80 10 МПа и выше <40 на ТЭЦ с производственным отбором пара с кот- лами давлением* от 7 до 10 МПа По данным испытаний выше 10 МПа <120 Содержание кислорода после деаэратора в котлах давлением, мкг/кг: до 10 МПа <20 10 МПа и выше <10 Содержание свободного сульфита перед водяным <2 > экономайзером (при сульфитировапии), мг/кг Содержание свободного гидразина перед водяным 20—60* экономайзером в пересчете на N2H4 (при обработ- ке гидразином), мкг/кг Показатель pH (при 25 °C) 9,1±0,1 Содержание аммиака и его соединений (в пере- <1000** счете на NH3), мкг/кг Суммарное содержание нитритов и нитратов***, мкг/кг Содержание масел и тяжелых нефтепродуктов в котлах давлением, мг/кг: до 4 МПа <20 <1,0 4 МПа и выше <0,3 * В периоды пуска и останова котлов допускается более высокое содержа* вне гидразина, определяемое условиями пассивации внутренних поверхностей котлов, но не выше 3000 мкг/кг. ♦♦ В отдельных случаях с разрешения энергоуправления допускается увели- чение содержания аммиака до значений, еще не вызывающих коррозию выполнен- ных из медьсодержащих материалов деталей оборудования конденсатно питатель- ного тракта и не приводящих к превышению норм на содержание в питательной воде соединений медь ♦♦♦ Для котлов давлением до б МПа приведенное значение Относятся только к содержанию нитритов, содержание нитратов не нормируется . 189
рия и кремниевой кислоты. Содержание натрия (в пересчете на Na) в котлах давлением до 4 МПа на ГРЭС и отопительных ТЭЦ не должно превышать 60 на ТЭЦ с производственным отбором пара 100 мкг/кг; в котлах давлением от 4 до 10 МПа — соответственно 15 и 25 и выше 10 МПа — 10 и 15 мкг/кг. Содержание кремниевой кислоты (в пересчете на SiOs) в раре котлов с естественной циркуляцией нормируется только для котлов дав- лением 7 МПа и выше, оно не должно превышать на ГРЭС 15 и на ТЭЦ — 25 мкг/кг. Нормы качества котловой воды и режим продувок должны быть установлены на основе теплохимических испытаний с определением пре- дельно допустимого содержания нормируемых примесей при разных режимах работы котла При этом должны быть обеспечены качество па- ра, соответствующее нормам, чистота поверхностей нагрева, а также предохранение металла от коррозионных повреждений. Расход непрерывной продувки котла должен измеряться расходо- мером и поддерживаться в следующих пределах: а) для установившегося режима при восполнении потерь обессо- ленной водой или дистиллятом испарителей — не более 1 % и не ме- нее 0,5 % производительности котла, а при восполнении потерь хими- чески очищенной водой — не более 3 % и не менее 0,5 %; при пуске котла из монтажа, ремонта или резерва допускается увеличение непре- рывной продувки соответственно до 2 и 5 %; длительность работы кот- ла с увеличенной продувкой устанавливается химическим цехом; б) при высокой мниерализованности исходной воды, большом не- возврате конденсата от потребителей допускается увеличение продувки до 5 %. Периодические продувки котлов из нижних точек должны осуще- ствляться при каждом пуске и останове котла, а также во время его работы по графику, разработанному с учетом местных условий. На котлах с естественной циркуляцией должно проводиться фосфа- тирование котловой воды с подачей фосфатного раствора в барабан котла. Фосфатирование может осуществляться по щелочно-солевому (фос- фатно-щелочному) режиму или режиму чисто фосфатной щелочности. Последний может применяться на конденсационных электростанциях при добавке обессоленной воды или дистиллята испарителей и при вы- держивании норм качества питательной воды. Избыток РО^~ в котловой воде при обоих режимах фосфатирова- ния для котлов без ступенчатого испарения должен быть не менее 5 и не более 15 мг/кг. Для котлов со ступенчатым испарением должен быть по чистому отсеку не менее 2 и не более 6 мг/кг; по соленому отсеку — не более 30 мг/кг для котлов, работающих на жидком топливе, и не более 50 мг/кг для котлов, работающих на других видах топлива. Показатель pH (при 25 °C) продувочной воды при обоих режимах фосфатирования в котлах без ступенчатого испарения должен находить- ся в пределах 9,5—10,4; в котлах со ступенчатым испарением* в первой ступени испарения не ниже 9,3 и в продувочной воде соленых отсеков не выше 10,7. Прк щелочпо солевом режиус содержание свободного едкого натра не должно превышать 20 % общего солесодержания котловой воды, включая фосфаты (относительная щелочность JX, ) ЩОбЩ-4°-0>84Р°4- €к.В 100%, Щотп — 190
где /Цобщ —общая щелочность котловой воды по метилоранжу, мг-экв/кг; РО^~ —избыток фосфатов в котловой воде (в пересчете на РО4-), мг/кг, Ск в — солесодержание котловой воды, мг/кг. Для кот- лов, питающихся с добавкой химически очищенной воды, Скл опреде- ляется как прокаленный остаток; для котлов, питающихся с добавкой обессоленной воды или дистиллята испарителей, Ск в определяется по содержанию натрия в пересчете на сульфат натрия. Для котлов давлением 1,3—10 МПа, а для котлов с клепаными барабанами, сильно ослабленными трубными очками (коэффициент ослабления более 0,5), давлением 0,8—10 МПа допускается относи- тельная щелочность более 20 % при условии применения пассиваторов. При режиме чисто фосфатной щелочности должно выдерживаться соотношение ^ов1д'40 = °’84р^~- При временном повышении общей жесткости питательной воды кот- лов с естественной циркуляцией (например, при разрыве трубок конден- сатора) должны приниматься меры к устранению причин повышения жесткости, а впредь до их устранения должно проводиться усиленное (в пределах норм) фосфатирование котлов, а также увеличение непре- рывной и периодической продувок. 6.2. ПРОВЕДЕНИЕ ХИМИЧЕСКИХ ОЧИСТОК КОТЛОВ Основной задачей химической очистки является обеспечение на- дежной и экономичной эксплуатации оборудования и в первую очередь предотвращение повреждения труб из-за их перегрева, вызванного на- личием внутренних отложений. Предпусковая очистка, кроме того, поз- воляет достаточно быстро обеспечить необходимую чистоту пара, вы- даваемого котлом, и создает благоприятные условия работы установки для очистку конденсата за счет снижения концентрации оксидов желе- за в цикле блока в первый период эксплуатации. В соответствии с § 17.2 «Правил технической эксплуатации электри- ческих станций и сетей» [6 1] котлы давлением 10 МПа и выше долж- ны подвергаться предпусковой химической очистке. Периодичность про- ведения эксплуатационных химических очисток определяется условиями их эксплуатации, так, для газомазутных прямоточных котлов СКД блоков 300 МВт, эксплуатируемых при гидразиио-аммиачном водно-хи- мическом режиме, составляет 5—10, а при нейтрально-окислительном режиме — 25—30 тыс. ч. При проведении предпусковых химических очисток первоначально производят интенсивную водную промывку со скоростями 1—-2 м/с. Следующей операцией является щелочение раствором аммиака, часто с добавлением поверхностно-активных соединений ОП-7 ОП-Ю. Часто эти присадки вводят непосредственно в промывочный раствор, а стадию щелочения опускают. Основной стадией химической очистки является обработка реаген- тами, удаляющими оксиды железа. Такими реагентами могут быть ми- неральные и органические кислоты, комплексообразующие реагенты. Из минеральных кислот практически применяется только соляная. Причем для исключения воздействия Cl-вона на аустенитные стали р контур циркуляции включают только поверхности нагрева котла, рас- положенные до встроенной задвижки. Существенным недостатком соля- ной кислоты является образование большого количества взвеси, кото« 191
рая может осаждаться в коллекторах и на других участках промывае- мого контора с вялой циркуляцией промывочного раствора и приводить к забиванию отдельных змеевиков По этой же причине в СССР отка- зались от разработанного за рубежом гидразино-кислотного способа хи- мической очистки. Из органических кислот для предпусковых химических очисток при- меняются лимонная, адипиновая, фталевая, малеиновая, концентрат низкомолекулярных кислот и некоторые другие. Наиболее эффективной и удобной в применении является лимонная кислота, точнее, ее одно- замещенная аммонийная соль, получающаяся в процессе приготовления реагентов Однако широкое использование лимонной кислоты ограничи- вается ее дефицитностью. Широкое распространение для предпусковых химических очисток приобрели композиции органических кислот с комплексонами, в основ- ном этилендпаминтетрауксусной кислоты (ЭДТК) Такие композиции удобны для использования и эффективны. К тому же многие из них об- ладают повышенной по сравнению со стехиометрической жслсзоемко- стью Это в первую очередь относится к композиции, содержащей ЭДТК, лимонную кислоту и гидразингидрат. Композиции на основе комплексонов наиболее применимы и для эксплуатационных химических очисток в тех случаях, когда промывка производится по замкнутому контуру, в который включено большинство поверхностей нагрева кот- ла [6.2]. В связи с относительно неболипим межпромывочным периодом ра- боты прямоточных котлов СКД проведейие эксплуатационных химиче- ских очисток с использованием традиционных схем промывки стало не- приемлемым из-за их относительной сложности и большой затраты времени и реагентов Практически такие промывки можно осуществлять лишь в период капитальных или расширенных текущих ремонтов блока. В то же время особенности, определяющие необходимость частого про- ведения эксплуатационных химических очисток, позволили существенно упростить их технологию. Это прежде всего стало возможным благода- ря тому, что интенсивное накопление отложений (причем в основном железоокисных) происходит на ограниченных участках водопарового тракта, в основном в НРЧ. Способ проведения эксплуатационной очистки такого типа, называе- мый локальной химической очисткой, разработан ВПИИАМ [6.3]. Сущность способа заключается в том, что при проведении обычной горячей водной промывки по разомкнутому контуру производят дози- ровку реагента (предпочтитечько двухзамещенной аммонийной соли ЭДТК). Наилучшие результаты достигаются при концентрации ЭДТК в промывочном растворе 0,4—0,5 г/л, температуре 140—160 °C и ско- рости движения среды 1,5—2 м/с В этом случае продолжительность очистки, например, заднего и бокового экранов НРЧ котла ПК-41 при их удельной загрязненности до 200 г/м2 не превышает 4—6 ч. Выбран- ная концентрация обеспечивает наиболее рациональное использование реагента: практически все его количество расходуется в пределах про- мываемой поверхности нагрева. Химическую очистку обычно проводят раздельно для каждого по- тока пароводяного тракта. Нагретую деаэрированную воду подают бустерными насосами в промываемый контур с расходом, обеспечиваю- щим скорость движения среды 1,5—2,0 м/с, и после установления тем- пературы 150°С (за счет подогрева в деаэраторе, а если необходимо, то и в ПВД) начинают дозировать реагенты. Дозировку осуществляют в соединительный трубопровод или коллектор перед очищаемой поверх- 192
ностыо нагрева через воздушники или специально вваренный штуцер. Концентрированный раствор приблизительно двухзамещенной ам- монийной соли ЭДТК (содержание ЭДТК в растворе может достигать 40—45 %) готовят в специальном баке вместимостью 2—4 м8. Количе- ство аммиачной воды для приготовления аммонийной соли выбирают из расчета установления в дозируемом растворе показателя рН=4-е-6. При более низком показателе pH может начаться выпадение из раствора в баке кристаллической ЭДТК. Более высокое значение показателя pH нс имеет смысля поддерживать из за излишнего расхода аммиака. Наличие аммиака практически не влияет на эффективность раство- рения оксидов железа раствором ЭДТК при температурах 140—150 °C и выше. После прекращения дозировки реагента промывку горячей во- дой продолжают еще 1—2 ч, пока концентрация железа на выходе не снизится до 0,5—1 мг/кг, затем начинают очистку следующего потока пароводяного тракта котла, поддерживая в это время в промытом кон- туре минимальный расход горячей деаэрированной воды. После завер- шения очистки корпуса (или котла в целом при однокорпусном испол- нении) контур замыкается, включается кондепсатоочистка и далее про- изводится водная отмывка и растопка по действующим инструкциям. Отсутствие разрыва во времени между химической очисткой и растоп- кой котла позволяет исключить проведение специальной стадии пасси- вации. Опыт показал, что образование на поверхности металла защитной пленки магнетита в этом случае происходит быстро, в процессе вывода котла иа рабочие параметры Железосодержание пара на выходе из котла снижается до обычного уровня в течение нескольких часов. Непременным условием эффективности химической очистки по опи- санной технологии является обеспечение равномерной раздачи реаген- та по всем параллельно включенным трубам промываемой поверхности нагрева Для выполнения этого условия необходимо не только соблю- дение достаточной скорости движения промывочного раствора (1,5— 2 м/с), но и правильный выбор места ввода реагента. Так, например, когда подвод среды к подлежащей химической очистке поверхности на- грева осуществляется не по одному, а по нескольким трубопроводам, необходимо осуществлять ввод концентрированного раствора реагента равномерно во все эти трубопроводы либо в другом месте так, чтобы обеспечить равномерное распределение реагента во всем потоке среды, попадающей в промываемую поверхность В то же время при использо- вании неингибированного раствора ЭДТК ввод его намного раньше (по ходу среды), чем расположена очищаемая поверхность нагрева, приво- дит к тому, что основное количество реагента расходуется на отмывку железоокисных образований и коррозию металла предвключенных участ- ков водопарового тракта. Чтобы избежать бесполезной затраты реагента на коррозию, необ- ходимо применять ингибированный раствор ЭДТК. Это снимает огра- ничения по очищаемой поверхности к существенно упрощает выбор мес- та ввода концентрированного раствора реагента в контур очистки. В ка- честве ингибиторов кислотной коррозии при проведении локальной химической счистки могут быть рекомендованы некоторые производные цикло- и дипиклогексиламина, а именно М-1, МСДА и др. [16.4]. Эти вещества вводимые в раствор вместе с поверхностно-активными соеди- нениями типа ОП, позволяют снизить коррозионную активность раствора аммонийной соли ЭДТК по отношению к углеродистой стали в усло- виях описанного выше режима химической очистки в 20—50 раз [до значений, меньших 1 г/(м2»ч)]. Необходимая концентрация ингибитора ЛЗ—109 193
составляет около 0,05 г/кг (в смеси с таким же количеством ОП-7 или ОП-10). При практическом осуществлении эксплуатационной химической очистки поверхности нагрева котла ингибированным раствором аммо- нийной соли ЭДТК в отдельном баке готовят водный раствор, содержа- щий 20 % ингибитора и 20 % ОП-7 или ОП 10. Раствор должен быть подогрет до 40—45 °C Этот раствор дозировочным насосом подают в ту же линию, что и концентрированный раствор аммонийной соли Рпс. 6.1. Принципиальная схема локальной очистки одного из потоков двухкорпусного прямоточного котла СКД: / — конденсатор: 2 —подача конденсата: 3 — конденсатные нт с осы; 4 — ПНД; 5 — деаэратор; 6 — греющий пар; 7 — бустерные насосы; 8 — питательные насосы; 9 — ПВД; 10 — водяной экономайзер; 11 — подача реагентов; 12 — НРЧ, 13 — СРЧ; 14 — ВРЧ; 15 — расширитель; 16 — сепаратор, П — встроенная задвижка; 18 — на нейтрализацию; 19 — в циркуляционный водовод ЭДТК. Производительность насоса должна быть такой, чтобы концен- трация ингибитора в промывочном контуре составляла примерно 0,05 г/кг. * Вместо производных циклогексиламина в качестве ингибитора мо- жех, быть использован и каптакс. Однако в этом случае необходимо ис- пользовать удвоенное количество ОП и дозировать раствор ингибитора в котел по отдельному трубопроводу. Это связано с тем, что при сме- шении концентрированных растворов аммонийной соли ЭДТК и каптак- са последний выпадает в осадок и может вызвать забивание дозировоч- ного трубопровода. На* рис. 6.1 изображена принципиальная схема локальной химиче- ской очистки одного из потоков двухкорпусного прямоточного котла СКД. 194
Практически полно? торможение коррозии основного металла в гцбироваяном растворе аммонийной соли ЭДТК дает возможность в слу- чае необходимости включать в контур химической очистки не только НРЧ, но одновременно и другие поверхности нагрева, в том числе и ПВД Это позволяет практически полностью отказаться от проведения эксплуатационных химических очисток котлов СКД по замкнутому кон- туру, предусматривающих создание сравнительно сложной схемы, включающей временные трубопроводы, специальные циркуляционные на- сосы и т. д. При всех преимуществах, которыми обладает ЭДТК как реагент для химических очисток энергетического оборудования, она остается доро- гостоящим и дефицитным продуктом, что в какой-то степени тормозит ее широкое применение. Не решен полностью и вопрос сброса отрабо- танного промывочного раствора, содержащего комплексонат железа. Для того чтобы сократить расход ЭДТК на проведение химических очисток и уменьшить загрязнение поверхностных вод, ВНИИАМ. разра- ботан способ регенерации ЭДТК из отработанного промывочного рас- твора после химических очисток [6.5]. Способ основан на том, что при повышении показателя pH раство- ра комплексоната железа до 11—12, например, путем добавления ед- кого натра происходит количественное осаждение из раствора гидратов ‘оксидов железа. Если затем освобожденный от выпавшего осадка рас- твор обработать минеральной кислотой, например серной, до значения показателя рН=1-е-2, в осадок выпадает ЭДТК, обладающая в этих условиях ничтожной растворимостью в воде Достаточно высокий выход ЭДТК в результате осуществляемой описанным способом регенерации обеспечивается лишь в случае, если 'концентрация комплексоната железа в отработанном промывочном рас- творе находится в пределах 10—100 г/л, поэтому после проведения ле- гальных химических очисток, предусматривающих использование раз- бавленных растворов ЭДТК, требуется предварительное концентрирова- ние (упаривание) этих реакторов. Схема установки для регенерации ЭДТК изображена на рис. 6.2. Упаренный раствор (продувка испарителя) после охлаждения по- дается в бак-смеситель, туда же поступает расчетное количество 40 %-кого едкого натра После перемешивания образовавшаяся суспен- зия подается на центрифугу (или фильтр-пресс), где выпавший осадок гидратов оксидов железа отделяется. Осветленный раствор собирается в промежуточный бак и направляется обратно в бак-смеситель, куда за- чтем поступает расчетное количество серной кислоты. Кристаллизация ЭДТК продолжается 1—2 ч, после чего суспензия вновь направляется в центрифугу. Осадок ЭДТК отделяется от раствора, содержащего суль- фат натрия и небольшой избыток серной кислоты, и сохраняется для повторного использования. Кислый раствор направляется в систему Нейтрализации сбросных вод химводоочистки. Разработан и внедрен новый метод очистки и пассивации внутрен- них поверхностей котлов смесью перегретого пара и кислорода, так на- зываемая парокислородная обработка [6 6]. * В результате обработки происходит изменение фазового состава я структуры продуктов коррозии, находящихся на внутренних поверх- ностях котла, нарушается их связь с металлом, и за счет высокой ско- рости парокислородной смеси они выносятся из контура. Одновремен- но на очищенной поверхности металла при высокой температуре в при- сутствии перегретого пара и кислорода создается плотная равномерная 195
защитная пленка магнетита, весьма устойчивая при дальнейшей экс» плуатации котла. Парокислородн^ю обработку применяют при загрязненности труб па- роводяного тракта котла продуктами коррозии до 200 г/м2. При боль- шей загрязненности следует проводить обычную химическую очистку, например, ингибированной соляной кислотой с последующей парокис- лородной пассивацией. При проведении парокислородной обработки должны быть обеспе- чены скорость движения смеси 40—80 м/с [массовая скорость 600— 800 кг/(м2-с)], температура 250—450 °C н концентрация кислорода Рис. 6.2. Схема установки для регенерации ЭДТК из промывочного рас- твора: 1 — емкость кислоты; 2 — емкость щелочи, 3 — насосы; 4 — ба к* смеситель; 5 — охладитель продувки испарителя; 6 — центрифуга для отделения оксидов железа; 7 — центрифуга для отделения ЭДТК; 8 — промежуточный бак 0,5—1,0 кг/т перегретого пара. Продолжительность обработки обычно составляет 1—2 ч. Перегретый пар можно подавать от соседнего котла при его работе на пониженных параметрах, пусковой котельной, специально установ- ленных общественных РОУ и т. п В схему парокислородной обработки включают питательные магист- рали, пароводяной тракт котла, в том числе промперегревательные по- верхности, ПВД с водяной стороны, главные паропроводы, трубопрово- ды впрысков. Для проведения обработки выделяют ряд контуров котла, которые последовательно продувают. Контуры формируют с учетом сохранения необходимых температур и скоростей потока. Деление пароводяного тракта на контуры производят при выполнении гидравлического рас- чета. На первой стадии обработки прогревают весь пароводяной тракт 196
или его часть до температуры, определяющей начало поконтурной очистки Для прямоточных котлов 180—200 °C, для барабанных 300 °C. После этого увеличивают до заданного расход перегретого пара и вво- дят в контур кислород из расчета 1 кг/т. Парокислородную обработку продолжают 25—50 мин для появления кислорода 0,3—0,5 кг/т на вы- ходе из контура и снижения концентрации железа до 0,5—0,7 мг/кг. Затем контур продувают только паром еще 20—60 мин до получения полностью прозрачной пробы воды на выходе из контура, после чего производят расхолаживание оборудования. При проведении продувки предусматривают возможность правиль- ного разогрева всех элементов пароводяного тракта с допустимыми ско- ростями. Так, например, при парокислородной обработке водяного про- странства ПВД обращают внимание на прогрев корпуса подогревателя в местах входа и выхода питательных трубопроводов, не допуская разности температур между днищем и трубопроводом более 70 °C. Для обеспечения равномерности подогрева предусматривается подвод пара в паровое пространство ПВД. Кислород для обработки подводят в каж- дый продуваемый контур из баллонов. Опыт проведения парокислородной обработки подтвердил доста- точно высокую эффективность удаления отложений этим методом с од- новременным образованием сплошной, устойчивой и прочно сцепленной с металлом защитной оксидной пленки. Одним из важных критериев определения необходимости проведе- ния химических очисток, а также их эффективности является количе- ство отложений на внутренней поверхности труб. В настоящее время разработано несколько методов определения количества отложений на образцах труб, как химических, так и механических. В тех случаях, когда сталкиваюгся с достаточно рыхлой структурой отложений, обыч- но применяются механические методы, а при плотных отложениях, прочно связанных с поверхностью металла, прибегают к их химическому растворению (обычно катодное травление). При проведении йфедпусковых очисток загрязнение внутренней по- верхности труб связано в основном с образованием оксидной пленки за счет атмосферной коррозии. Поскольку количество отложений при этом, как правило, одинаково по всей окружности трубы, для анализа можно использовать трубчатые образцы. При травлении по методу катодного травления в качестве рабочего раствора обычно применяют ингибиро- ванную серную кислоту, двухзамещенный цитрат аммония и некоторые другие соединения. Плотность тока может изменяться в достаточно широких пределах 5—50 мА/см2. Для определения общего количества отложений кроме метода ка- тодного травления часто применяется метод ЦКТИ, который заключа- ется в обработке образцов расплавленным металлическим натрием, че- рез который пропускают газообразный аммиак. При такой обработке отложения разрыхляются и затем легко удаляются механически. 6.3. КОНСЕРВАЦИЯ И ЗАЩИТА ТЕПЛОСИЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ ОТ СТОЯНОЧНОЙ КОРРОЗИИ Одним из существенных источников попадания оксидов железа в пароводяной тракт энергетических установок является коррозия по- верхности металла во время простоя оборудования под воздействием влаги и кислорода воздуха, так называемая стояночная коррозия. Со- Тласно данным ВТИ, скорость стояночной коррозии котельной стали 197
можно оценить значением 0,05 г/(м1 2*ч). В тех случаях, когда на по- верхности металла могут оставаться растворы со сравнительно высокой концентрацией хлоридов, сульфатов и других активирующих ионов, скорость коррозии металла может быть выше. Протекание стояночной коррозии вызывает необходимость более частого проведения эксплуатационных химических очисток, а также увеличивает продолжительность водных промывок перед пуском блока. Все это значительно ухудшает экономические показатели работы элек- тростанций. Следует также учесть, что стояночная коррозия вызывает усилие процесса разъедания металла, происходящего во время работы оборудования. Для предотвращения стояночной коррозии обычно применяют кон- сервацию оборудования. Чаще всего консервации подвергаются котлы. Известно несколько способов консервации котлов: способ, предусмат- ривающий создание избыточного давления паром или деаэрированной водой; заполнение консервирующими растворами; высушивание поверх- ности металла горячим воздухом и предотвращение окисления металла путем применения инертных газов. Для приготовления консервирующих растворов используют вещества, обладающие щелочными (фосфаты, ам- миак), окислительными (нитриты) или восстановительными свойствами (гидразин, сульфит натрия). Рис. 6.3. Схема консервации 1 — бак концентрированного раствора аммиака; 2 — бак концентрированного рас твора аммиака; б —бак консервирующего раствора; —бак раствора гидразина; аммиака; /0 —подвод консервирующих реагентов; // — подвод пара; 12 — подвод ПВД; /7—экономайзер; 18 — встроенный сепаратор; 19 — растопочный расшнри роперегреватель; 25 — фланцевый разъем заглушки; 26 — сброс в конденсатор; 31 — насос дренажного бака; 32 — на нейтрализацию; 33 — в циркуляционный водо 198
Для прямоточных котлов предпочтительнее использовать растворы веществ, от которых не требуется тщательная отмывка перед пуском в частности гидразина и аммиака. При кратковременных стоянках кон- центрацию гидразина устанавливают на уровне 30—50, а при продол- жительных— до 200 мг/кг. При заполнении системы аммиаком концен- трация последнего должна обеспечить значение показателя pH в кон- туре 10,5—11. Часто совмещают эти два реагента Однако при их использовании подогреватели низкого давления и конденсатор во избе- жание коррозии сплавов, содержащих медь, должны быть отключены. Консервация с использованием консервирующих-растворов требует создания замкнутого циркуляционного контура, включающего деаэра- тор и питательные насосы На рис. 63 представлена типовая схема консервации энергоблока с прямоточным котлом, а на рис. 6 4 — с бара- банным. Одним из недостатков метода мокрой консервации является необ- ходимость соблюдения герметичности оборудования, что делает его практически неприемлемым в условиях ремонта при наличии неплотно- стей в системе. Некоторое распространение получил метод гидразинной выварки, в соответствии с которым систему заполняют деаэрированным конден- энергоблока с прямоточным котлом: твора реагентов; 3 —бак концентрированного раствора гидразина; 4 —бак рас- 7 —бак хранения консервирующего раствора; 3 —подвод конденсата; 9 — подвод гидразина, 13 — насос консервации; 14 — деаэратор; /5 — питательный насос; 16 — тель; 20 — пароперегреватель; 2/ — БРОУ; 22—РОУ. 23 —турбина, 24 —промпа- 27 — конденсатор; 28 — конденсатный насос; 29 — ПНД; 30 — дренажный бак; вод; 34 —БОУ; 35 —сброс в БГК 199
Рис. 6.4. 1—17, 20—32 — то же, что на рис 6 13; сатом при значении показателя pH 10,5—11 и концентрации гидразина 300—500 мг/кг, затем осуществляют подогрев раствора до температуры не ниже 200 °C, поддерживая ее в течение 1—2 сут. Известен также метод консервации котлов путем обработки их внутренних поверхностей комплексонами. Этот метод, предложенный МЭИ [6 2], заключается в том, что котел заполняют раствором трило- на Б (300—800 мг/л), постепенно нагревают, выдерживают 4—6 ч при 150 °C и доводят (в течение 4—6 ч) температуру до 250—300 ®С. Консервацию котла сухим способом можно осуществить, заполняя его каким-либо инертным газом, например азотом. При этом воздух должен быть полностью вытеснен из контура, а при длительной консер- вации перед заполнением азотом необходимо удаление из котла остат- ков влаги. Содержание в азоте кислорода не должно превышать 0,3— 0,5%. Метод азотной консервации получил распространение на зару- бежных электростанциях; в СССР различные варианты технологии азотной консервации разрабатывались ВТИ [6 7]. Известен предложенный ВНИИАМ способ консервации энергетиче- ского оборудования с помощью контактных ингибиторов коррозии, тех же, которые применяются в описанном выше способе локальной хими- ческой очистки [6 8]. Механизм защиты металлов от атмосферной коррозии контактны- ми ингибиторами основан на образовании на защищаемой поверхности молекулярной защитной пленки. Поскольку летучесть контактных инги- биторов невелика, их защитное действие обеспечивается не только при 200
18-—барабан; 19 — экранная система контакте металла с раствором, но и в течение длительного времени после его высыхания. При смывании пленки ингибитора водой защитный эффект снимается. Для осуществления консервации котел после останова дренируют, расхолаживают до температуры, не превышающей 100 °C (при более высокой температуре может происходить некоторое разложение ингиби- торов), заполняют 0,2—1 %-ним раствором ингибитора и в течение 1—2 ч осуществляют циркуляцию раствора. Затем его сливают в специ- альный бак для хранения до повторного использования. Способ обеспечивает продолжительную защиту от стояночной кор- розии в условиях разгерметизации оборудования (при капитальных и текущих ремонтах, длительных вынужденных простоях и т. п.). Рас- твор ингибиторов стоек при длительном хранении и может быть много- кратно использован; требуется лишь установка в схеме механического фильтра (сетки) для отделения возможных механических загрязнений и восполнение потерь свежим раствором такой же концентрации. При пуске котла тщательной отмывки от остатков ингибитора не требуется, так как при их термическом разложении не образуется про- дуктов, опасных с точки зрения последующей коррозии или образова- ния отложений. К тому же при нагревании раствора ингибиторов до 250—300 °C на контактирующей с ним поверхности углеродистых и ма- лолегированных сталей образуется защитная пленка, аналогичная той, которая возникает при комплексонной пассивации. Отмывку контура после консервации можно вести по замкнутому циклу через БОУ, при 201
этом остатки ингибитора полностью задерживаются катионитом, в част- ности на предвключенных сульфоугольных фильтрах. При штатных регенерациях кислотой ингибиторы из катионита прак- тически не вытесняются, что позволяет сбрасывать регенерационные рас- творы без соблюдения специальных мер предосторожности (ПДК инги- биторов в сбросных водах не более 0,05 мг/л). В соответствии с разработанными ВТИ «Методическими указания- ми по консервации теплоэнергетического оборудования» [6.9] использо- вание того или иного метода консервации поставлено в зависимость от длительности останова оборудования. Так, при останове на срок до 15 ч прямоточных котлов или до 1 сут барабанных котлов рекомендует- ся проводить консервацию методом избыточного давления, а на срок до 5 сут путем сухого останова. При простое от 5 до 60 сут рекомен- дуется гидразино-аммиачная консервация, или гидразинная выварка, или использование контактных ингибиторов. Для барабанных котлов давлением до 10 МПа в этом случае допускается также консервация нитритом натрия. При выводе котлов в резерв на этот же срок консер- вирующий раствор не сливается. При остановах на срок более 60 сут рекомендуется применять контактные ингибиторы. 6.4. СХЕМЫ И ПРИБОРЫ АВТОМАТИЧЕСКОГО ХИМИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ ВОДНО-ХИМИЧЕСКОГО РЕЖИМА Повышенные требования к водно-химическому режиму котлов вы- зывают необходимость жесткого и постоянного контроля за качеством теплоносителя. При одновременном сокращении персонала химических цехов электростанций на единицу установленной мощности эта задача может быть решена только за счет автоматизации химического контро- ля. Основные требования к приборам автоматического химического конт- роля — это малая инерционность, высокая точность измерения и непре- рывность регистрации показаний. ВТИ предложены и внедрены на энер- гоблоках с прямоточными котлами СКД технические решения по автоматическому химическому контролю [6.10]. На рис. 6.5 приведена принципиальная схема системы оперативного автоматического химического контроля водно-химического режима энер- гоблока СКД. Согласно этой схеме для поддержания режима в соот- ветствии с нормами ПТЭ по тракту энергоблока необходимо автомати- чески контролировать величину электрической проводимости и pH, содержание растворенных в воде минеральных и газовых примесей: нат- рия, кремниевой кислоты, кислорода и водорода. Удовлетворительная работа системы автоматического химического контроля обеспечивается только при определенных условиях ее эксплуа- тация, а также отбора и подготовки проб для анализа. Достоверность получаемой информации определяется в первую очередь представитель- ностью пробы анализируемой среды. В соответствии с условиями обес- печения надежной работы приборов вводимая в них проба должна иметь температуру не более (35±5)°C, давление не выше 0,14 МПа. Для этого перед приборами устанавливается система устройств подготовки пробы (УПП), предназначенная для снижения давления и температуры анали- зируемой среды, а также защиты приборов от превышения указанных значений этих параметров. НПО ЦКТИ предложена несколько иная схема комбинированного автоматического контроля водно-химического режима энергоблоков 202
СКД. Схема предусматривает использование в качестве основного при- бора солемера кондуктометрического по ТУ 108.40.019-83 с автомати- ческим мостом КСН2-057. Удаление из пробы аммиака и углекислоты происходит в четырех последовательно включенных испарителях соле- мера. Кратность упаривания пробы автоматически поддерживается в пределах 15xfc0,5 при давлении насыщенного пара, подаваемого Тс со- лемеру, равном 0,6—1,2 МПа. Датчик прибора термостатирован. Ам- миак на показания солемера при его содержании в исходной пробе до 1 мг/кг практически не влияет. Присутствие в анализируемой воде гид- разина несколько увеличивает показания солемера, в связи с чем тре- Рис. 6 5. Принципиальная схема системы оперативного химического конт- роля водно-химического режима энергоблока СКД: 1 — конденсатный насос; 2 — БОУ; 3 «— конденсатный электронасос; 4 — ПНД; 5 — деаэратор; 6 — бустерные насосы; 7 — питательные насосы; 8 — ПВД; 9 — УПП; 10 — сливные насосы; кондуктометр; pNa — измеритель натрия; рН± ±рН-метр; Os — кислородомер; На — водородомер; S1O2 — кремнемер; ЛССГ — по- казывающий самопишущий сигнализирующий прибор; П — показывающий при- бор буется введение поправки в соответствии со специальным графиком. После датчика солемера предусмотрена возможность отбора концентри- рованной пробы для выполнения уточненных химических анализов. Со- лемер снабжен соответствующим устройством подготовки пробы и про- боотборным зондом. В схеме предусматривается регистрирующий индикатор гидравли- ческой плотности конденсатора, состоящий из двух датчиков-индикато- ров, устанавливаемых на байпасах к конденсатопроводам. Датчик-ин- дикатор гидравлической плотности конденсатора состоит из двух коак- 203
опально расположенных электродов. Ухудшение качества конденсата при появлении гидравлической неплотности воспринимается солемером с ма- габаритным конденсатором, установленным на общем потоке конден- сата до БОУ. Сведения о дефектной части конденсатора получают пу- тем сравнения показаний датчиков-конденсаторов. Для определения концентрации аммиака в схеме предусмотрена комбинация солемера и дополнительного датчика, устанавливаемого между первой и второй ступенями испарения. Раздел седьмой СВОЙСТВА И УСЛОВИЯ РАБОТЫ МЕТАЛЛА КОТЛОВ 7.1. ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ КОТЕЛЬНЫХ СТАЛЕЙ Механические свойства сталей при комнатной и пониженных тем- пературах определяются исходя из зависимости между приложенным извне напряжением и вызванной им относительной деформацией (рис. 7.1). На рисунке наклон прямой ОА характеризует жесткость металла, тангенс угла наклона прямой О А пропорционален модулю упругости £. Напряжение ол соответствует появлению пластической деформации. В технических измерениях принята характеристика напряжения, именуемая пределом текучести вызывающего остаточную деформацию, равную 0,2 % Длины (или другого размера) образца, из- делия. Максимальное напряжение ов соответствует моменту разрушения металла. Эту характеристику называют временным сопротив- лением Относительная пластическая деформация /, предшествующая раз- рушению и определяемая как относительное изменение длины (или по- перечного сечения), так называемое относительное удлине- ние 6 (или относительное сужение ф), характеризует пластичность металла. Площадь под кривой ОАВ пропорциональна работе, которую необходимо затратить, чтобы разрушить металл. Этот показатель, оп- ределяемый обычно путем удара по надрезанному образцу, характе- ризует ударную вязкость аа металла. Такие механические свойства, как временное сопротивление ов и предел текучести Оо,2, являются количественными характеристиками, они определяют, какие напряжения можно допускать в элементах па- ровых котлов (до определенного уровня температуры). Относительное удлинение б, относительное сужение ф и ударная вязкость ап — качественные характеристики, которые определяют тех- нологические свойства металла и его способность воспринимать пере- грузки под влиянием местной пластической деформации, а также в из- вестной степени характеризуют качество изготовления стали. Металл элементов котельных агрегатов, работающих прн темпера- турах выше 450 °C, подвержен ползучести, т.е. медленному, но посте- 204
Рис. 7.1. Деформация в зависимости от напряжения Рис. 7.2. Деформация металла при повышенной температуре в зависимо- сти от длительности работы ненно нарастающему во времени пластическому деформированию при повышенных температурах под действием приложенного напряжения. О поведении сталей в процессе ползучести можно судить по тому, как изменяется их пластическая деформация с увеличением продолжи- тельности испытания (при заданных температуре и напряжении). На первичных кривых ползучести, записываемых в координатах относительное удлинение (%) — продолжительность испытания (ч), наблюдаются три характерных участка, каждый из которых связан с определенной стадией ползучести (рис. 7.2). Быстрая первоначальная деформация бИач (отрезок Оа), илп так называемая мгновенная деформация, не является следствием ползуче- сти и зависит от температуры и напряжения так же, как и деформа- ция при кратковременных испытаниях па растяжение. Участок ab (продолжительность тО отвечает переходной (первой) стадии или стадии неустановившейся ползучести, на которой скорость ползучести Vc с увеличением времени непрерывно уменьшается. Ста- дия неустановившейся ползучести обычно растягивается на десятки или сотни часов. Продолжительность ее зависит от температуры испытания, уровня приложенных напряжений и стабильности структуры испытуе- мой стали. Участок Ьс продолжительностью т2 отвечает второй стадии устано- вившейся ползучести, для которой характерна постоянная скорость пластической деформации во времени. Именно стадию установившейся ползучести используют для определения важнейшей характеристики жаропрочности — предела ползучести. Третий участок се продолжительностью т3 соответствует стадии ускоренной ползучести, в течение которой скорость ползучести непре- рывно возрастает вплоть до разрушения. Иногда третью стадию ползу- чести распределяют на два участка cd и de, первый из которых отно- сится к непрерывно возрастающей скорости ползучести, а второй — к процессу интенсивного развития разрушения. Обычно жаропрочность сталей характеризуется пределами ползучести и длительной прочности, которые определяют стандартными методами испытаний на растя- жение. 205
Под пределом ползучести оя понимают наибольшее на- пряжение, вызывающее в испытуемом материале при заданных тем- пературе и длительности испытания заданную пластическую деформа- цию или скорость ползучести. Для котельных сталей пластическая де- формация при испытаниях на ползучесть при повышенных температурах допускается не более 1 % за 100 000 ч. Под пределом длительной прочности адп понимают максимальное напряжение, которое выдерживает сталь до разрушения при заданных температуре и времени испытания. Пределы ползучести и длительной прочности и запас пластичности являются основными, но не единственными характеристиками жаро- прочных сталей. Кроме повышенных значений пределов ползучести и длительной прочности жаропрочные котельные стали должны иметь высокое сопротивление усталости (в том числе термической), эрозии, малую чувствительность к надрезам. Для изготовления котлов и вспомогательного оборудования широ- ко применяются низкоуглеродистые, содержащие до 0,25 % углерода, и легированные стали. Углеродистые стали классифицируются по качеству, которое опре- деляется содержанием серы и фосфора, способом производства и по- стоянством механических свойств и химического состава. Чем меньше содержание вредных примесей, колебания механических свойств и хи- мического состава, тем выше качество стали. Углеродистые стали бывают обыкновенного качества, качественные и высококачественные. Помимо способа выплавки на свойства стали большое влияние ока- зывает степень раскисления, в зависимости от полноты которой стали делятся на кипящие, полуспокойные и спокойные. К обозначению марки стали после номера марки добавляются индексы: кп — кипящая, пс — полуспокойная, сп — спокойная (марка спокойной стали может не иметь индекса). Легирование стали в котлах используются для работы при темпе- ратурах более 450 °C. Их классифицируют по нескольким признакам: содержанию легирующих элементов, числу компонентов, микрострук- туре и назначению. В зависимости от содержания легирующих элементов легирован- ные стали делятся на три группы: низколегированные, содержащие менее 3,5—4 % легирующих добавок; среднелегированные, содержащие добавки от 4 до 10 %, и высоколегированные, содержащие более 10 % легирующих добавок. Для маркировки легированных сталей в СССР принята буквенно- цифровая система, где каждый легирующий элемент обозначается прописной буквой: Марганец —Г Алюминий —ю Кремний —'С Медь -д Хром —X Ниобий —Б Никель —н Кобальт -К Молибден —м Бор —Р Вольфрам —в Фосфор —П Ванадий —ф Цирконий —Ц Титан —т Цифры, следующие за буквой, указывают примерное содержа- ние легирующих элементов в процентах. Если в стали содержится не более 1 % легирующего элемента, то цифра не ставится. 206
При содержании легирующего элемента более 1 %' после буквы ставится цифра, соответствующая концентрации этого элемента. Двузначное число в начале марки обозначает содержа- ние углерода в сотых долях процента. 7.2. СТАЛИ ДЛЯ ТРУБ ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА И ПАРОПРОВОДОВ Для изготовления поверхностей нагрева котлов и паропроводов используются преимущественно бесшовные трубы. В настоящее время наиболее распространенным материалом для таких труб в котлострое- нии является сталь 20. Из нее в котлах низкого и среднего давления изготовляются все поверхности нагрева, коллекторы и паропроводы. Для изготовления поверхностей нагрева котлов высокого и сверх- критического давления применяются трубы, выполненные из сталей 20, 12МХ, 15ХМ, 12Х2М1, 12Х1МФ, 12Х2МФСР, 12Х2МФБ, (ЭИ531), 12Х11В2МФ (ЭИ756) и 12Х18Н12Т. Камеры и трубопроводы изготов- ляются из сталей 20, 15ГС, 12МХ, 15ХМ, 12Х1МФ, 15Х1М1Ф и 12Х11В2МФ. Химический состав металла труб приведен в табл. 7.1, механические свойства — в табл. 7.2. Таблица 7.1. Химический состав сталей для поверхностей нагрева и трубопроводов котлов Марка стали Содержание, % С Si Мп Сг | Ni 20 0,17—0,24 0,17-0,37 0,35-0,65 <0,25 <0,25 15ХМ 0,11-0,16 0,17-0,37 0,40-0,70 0,80-1,10 <0,25 15ГС 0,12-0,18 0,70-1,00 0,90—1,30 <0,30 <0,30 12Х1МФ 0,08-0,15 0,17-0,37 0,40—0,70 0,90-1,20 <0,25 15Х1М1Ф 0,10-0.16 0,17—0,37 0,40-0,70 1,10-1,40 <0,25 12Х2МФСР 0,08-0,15 0,40-0.70 0,40-0,70 1,60-1,90 <0,25 12Х11В2МФ 0,10-0,15 <0,50 0,50-0,80 10,0-12,0 <0,60 12Х18Н12Т <0,12 <0,80 1,00-2,00 17,0-19,0 11,0—13,0 Продолжение табл, 7,1 Марка стали Содержание, % Мо W V Си । 1 S 1 1 р не более 20 15ХМ 15ГС 12Х1МФ 15Х1М1Ф 12Х2МФСР 12Х11В2МФ 12Х18Н12Т 0,40^0,55 0,25—0,35 0,90-1,10 0,50 0,60-0,90 1,70-2,20 0,15—0,30 0,20-0,35 0,20-0,35 0,15-0,30 0,30 0,20 0,30 0,20 0,25 0,25 0,30 0,30 0,025 0,025 0,025 0,025 0,025 0,025 0,025 0,020 0,030 0,035 0,035 0,025 0,025 0,025 0,025 0,035 Примечания: 1. Сталь 12Х2МФСР содержит 0,002—0,005 % В. 2. Сталь 12Х18Н12Т содержит Т1 в количестве от (С — 0,02) *5 до 0,70 % (С — содержание углерода, %). 207
g Таблица 72. Механические к физические свойства сталей для поверхностей нагрева и трубопроводов котлов Марка стали Предельная рабочая температура«°C Механические свойства при температуре 20 °C Поверхности и ат рева Трубопро- вода ав, МПа % ,2.мпа 6,. % Ф, % ан, кН/м НВ. МПа 20 500 450 400 210 24 40 390 15ХМ 550 550 440 230 21 50 490 15ГС 450 450 490 290 18 45 590 12Х1МФ 585 570 440 270 21 55 590 15Х1М1Ф 575 490 310 18 50 490 — 12Х2МФСР 585 — 470 270 21 —ь — 12Х11В2МФ (ЭИ756) 630 580 590 390 18 2160 12Х18Н12Т 640 610 530 210 35 55 — 1960 Продолжение табл. 7.2 Марка стали Физические свойства Плот- ность, г/см3 Коэффициент линейного расширения <z-10d в интервале температур, °C Теплопроводность К, Вт/(м-К), при температуре, °C 0—100 0—200 0—400 | 0—600 | | 0-800 100 | | 200 400 | | 600 | | 800 20 7,85 11,6 12,6 13,6 14,6 14,9 50,6 38,6 36,0 30,5 15ХМ 7,85 11,9 12,6 13,7 14,0 — 44,4 42,7 38,4 33,6 15ГС 7,85 13,0 14,0 16,2 16,2 Ml я — — 12Х1МФ 7 80 11,8 12,4 13,2 38,5 36,8 35,0 30,0 —»>! 15Х1М1Ф 7,80 11,2 11,7 13,0 13,7 — 41,4 40,0 36,7 33,9 — 12Х2МФСР 7,80 11,0 12,0 13,2 14,0 — — — «ЙМ* 12X11В2МФ(ЭИ756) 7,86 10,7 — 14,0 — 25,0 24,2 23,0 20,9 12Х18Н12Т 7,90 16,6 17,0 17,5 18,2 18,9 16,2 17,5 12,5 21,0 23,9
На рис. 7.3 показаны графики изменения предела длительной проч- ности сталей за 100 тыс. я в зависимости от температуры, на рис. 74— температурные зависимости предела текучести а02 этих же сталей. Рекомендуемая предельная рабочая температура зависит от марки стали и назначения детали или узла. Наибольшей жаропрочностью (высоким сопротивлением ползуче- сти и длительной прочностью) из группы низколегированных сталей Рис. 7.3. Длительная прочность некоторых жаропрочных сталей за 100000 ч при различных температурах обладают хромомолибденованадиевые, меньшей — хромомолибденовые и наименьшей — молибденовые стали. В котлах высокого давления при температуре перегрева выше 450 °C в поверхностях нагрева и трубопроводах используются стали 15ХМ и 12МХ, содержащие около 0,5 % молибдена. При температуре перегретого пара более 500 °C применяются хромомолибденованадиевые стали 12Х1МФ, 15Х1М1Ф. Из сложнолегированных 10—12 %-ных хромистых нержавеющих теплостойких сталей изготовляются узлы и детали котлов, работающие при температуре 550—620 °C. К этим сталям относятся хромомолибденовольфрамовая ЭИ756 и хромомолибденовая с бором ЭИ993. Наряду с низколегированными и хромистыми сталями в котлах высокого давления для перегревательных труб используются высоколе- гированные хромоникелевые стали аустенитного класса 12Х18Н12Т и 12Х18Н10Т. 14—109 209
Рис» 1А, Температурные зависимости предела текучести сталей для по- верхностей нагрева и паропроводов 7.3. СТАЛИ ДЛЯ КРЕПЛЕНИЯ ДЕТАЛЕЙ И УЗЛОВ Для изготовления болтов и шпилек, работающих при избыточном давлении до 1,6 МПа и температуре до 400 °C, применяются стали 20 и 25, при давлении до 10 МПа и температуре 425 °C —стали 30, 35, 40. При более высоких температурах и давлениях применяются леги- рованные стали. При температуре до 450 °C без ограничения давления используются шпильки и болты из сталей ЗОХМ, ЗОХМА и 35ХМА; эти же стали применяются для изготовления гаек, работающих при тем- пературе до 510 °C в котлах и до 530 °C в трубопроводах. В табл. 7.3 приводятся механические и физические свойства ста- лей, применяемых для изготовления крепежных деталей (болтов, шпи- лек и др.), а также максимально допустимые температуры их эксплуа- тации. На рис. 7.5 показаны графики изменения значений предела дли- тельной прочности крепежных сталей за 100000 ч в зависимости от 210
Рис. 7.5. Длительная прочность крепежных сталей за 100 000 ч при раз- личных температурах Рис. 7.6. Температурные зависимости предела текучести крепежных ста- лей температуры, на рис. 7.6 — температурные зависимости значений пре- дела текучести. Таблица 7.3а. Механические и физические свойства сталей для крепежных деталей (болтов и шпилек) Марка стали Рекомен- дуемая предельная рабочая темпера- тура, °C Механические свойства при темпе- ратуре 20 °C «TB- МПа м’йа % м>. % X яв, МПа Плот* ность, г/смв 25 400 450 245 23 50 685 1190 7,85 30 400 490 295 21 50 685 1340 7,85 35 400 530 315 20 45 590 1430 7,85 40 425 570 330 19 45 590 2130 7,85 ЗОХМ 450 785 670 13 45 590 2500 7,82 ЗОХМА 450 785 670 13 50 590 2500 7,8? 35ХМ 450 785 670 13 45 590 250Q 7,82 25Х1М1Ф (ЭИ10) 510 785 670 16 50 590 2500 7,84 25Х2М1Ф (ЭИ723) 20Х1М1ФТР (ЭП182) 20Х1М1ФБР (ЭП44) 540 785 670 12 50 590 2500 7,80 565 785 670 15 50 590 2500 7,85 580 785 670 14 50 590 2500 7,90 14* 211
Таблица 7.36. Коэффициент линейного расширения а» 10е Марка стали Температура, °C 20-100 20—200 | 20-400 | 20-600 25 11.1 12,3 13,3 14,3 30 11,1 11,9 13,4 14,4 35 11,1 11,9 13,4 14,4 40 11,3 12,4 13,3 14,4 14,6 ЗОХМ 12,3 12,6 13,9 ЗОХМА 12,3 12,6 13,9 14,6 35ХМ 12,3 12,6 13,9 14,6 25Х1М1Ф (ЭИ10) 11,3 12,7 13,9 14,4 25Х2М1Ф 12,5 12,9 13,7 14,7 (ЭИ 123) 20Х1М1ФТР (ЭП182) — 12,0 12,8 13,6 20Х1М1ФБР (ЭП44) — —• — 14,5 Таблица 7.3в. Теплопроводность Л, Вт/(м • К) Марка стали Температура, °C 100 | 200 400 | 600 25 50,6 48,6 42,7 35,5 30 50,6 48,6 42,7 35,5 35 50,6 48,6 42,7 35,5 40 50,6 48,6 42,7 35,5 ЗОХМ 40,5 39,6 37,1 — ЗОХМА 40,5 39,6 37,1 — 35ХМ 41,7 39,6 37,1 — 25Х1М1Ф (ЭИ10) 41,7 41,1 39,2 — 25Х2М1Ф (ЭИ123) 32,6 31,6 28,2 28,3 20Х1М1ФТР (ЭП182) 41,7 40,5 38,8 38,8 20Х1М1ФБР (ЭП44) 40,7 45,8 50,0 46,0 Прутки, поковки, болты, шпильки и другие крепежные детали с рабочей температурой 500—510 °C изготовляются из стали 25Х1М1Ф (ЭИ 10). Для изготовления крепежных деталей, работающих при тем- пературах до 520—540°C, применяется сталь 25Х2М1Ф (ЭИ723), при температурах до 580°С — стали 20Х1М1ФТР (ЭП182) и 20Х1М1ФБР (ЭП44). При температуре рабочей среды до 600 °C для шпилек применяется сплав ЭИ612 (ХН35ВТ). Для фланцев из перлитных сталей должны применяться шпильки из перлитных или ферритно-мартенситных сталей, которые имеют близкие коэффициенты линейного температурного расширения. Для 212
Таблица 7.4а* Механические и физические свойства сталей для неох лаж даем ых креплений поверхностей нагрева котлов Марка стали Рекомендуе- мая предель- ная рабочая i емперату- ра, °C Механические свойства при к'мпературе 20 °C МПа °0,2’ МПа бв, % % аН’ кН/м Плот- ность, г/см4 10X17 1000 510 310 28 70 __ 10Х20Н14С2 1200 630 360 53 73 <—>» 7,9 10Х23Н13 1100 660 350 38 60 206 7,9 10Х23Н18 1100 640 310 32 50 157 7,9 04Х9С2 1100 880 640 20 58 04Х8Н25С2 1200 835 540 17 18 29 7,8 12Х18Ш2Т 800 530 210 35 35 — 7,9 Примечание. Указана предельная температура применительно к уело-» виям работы в среде продуктов сгорания малоагрессивных топлив. Таблица 7.46. Коэффициент линейного расширения а*10б Температура, °C Марка стали 20—100 20-200 | 20-400 | 20-600 | 20-800 10Х23Н13 __ 15,5 18,6 10Х23Н18 14,9 15,7 17,3 17,8 — 04Х18Н25С2 13,0 13,4 14,9 16,1 —<• 12Х18Н12Т 16,6 17,0 17,5 18,2 “ 18,9 Таблица 7.4в Теплопроводность 1, Вт/(м-К) Марка стали Температура, °C 100 200 400 600 800 1000 10Х23Н13 17,1 20,4 24,3 28,4 10Х23Н18 15,9 16,7 19,6 21,7 — — 04Х18Н25С2 15,1 — — 25,1 — 37,2 12Х18Н12Т 16,2 17,5 19,5 21,0 23,9 — фланцев из аустенитной стали должны применяться шпильки, также из аустенитной стали. В табл. 7.4 приведены механические и физические свойства ряда сталей, применяемых для изготовления неохлаждаемых опор и крепле- ний труб поверхностей нагрева, а также для обдувочных устройств. На графиках рис. 7.7 показаны зависимости их предела текучести Оо,2 от температуры. 213
ся хромоникелевые сплавы Х40Н60 Рис. 7.7. Температурные зависимо- сти предела текучести сталей для неохлаждаемых опор и креплений Стали с высоким содержани- ем хрома, например XI7, Х28, а также содержащие хром и крем- ний, так называемые сильхромы СХ6 и СХ6М, могут применяться до 1100 °C, но они обладают низ- ким сопротивлением ползучести. Поэтому детали, несущие зна- чительную нагрузку, должны вы- полняться из специальных сталей Х20Н14С2, Х23Н18, Х23Н13. Од- нако в среде продуктов сгорания топлив повышенной агрессивно- сти, например высокосернистого мазута, эти стали подвержены ин- тенсивной коррозии; причем ско- рость коррозии возрастает с уве- личением содержания серы и ва- надия в топливе. В этом случае более работоспособными являют- и Х40Н50. 7.4. РАСЧЕТ ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛОВ НА ПРОЧНОСТЬ В основу принятых «Норм расчета элементов паровых котлов на прочность» [7.3] положен принцип оценки прочности по несущей спо- собности (предельной нагрузке). В формулах для прочностных расчетов приняты следующие услов- ные обозначения: Da — номинальный наружный диаметр барабана, камеры, трубы или днища, м; — номинальный внутренний диаметр барабана, камеры, трубы или днища, м; S — номинальная толщина стенки, принятая при изготовлении эле- мента, м; So — номинальная расчетная толщина стенки при отсутствии ослаб- лений сварным швом или отверстиями, м; С, С2, С3 — прибавки к расчетной толщине стенки, м; р — расчетное давление, Па; [а] — номинальное допустимое напряжение, Па; Опр “ условное приведенное напряжение в стенке, вызываемое дей- ствием давления, Па; 20 ов —временное сопротивление стали разрыву при температуре 20 °C, Па; Од°2 и ~ Условный (при остаточной деформации 0,2 %) предел текучести стали при растяжении соответственно при температуре 20 °C и расчетной температуре, Па; Од т условный предел длительной прочности при растяжении — 214
напряжение, вызывающее разрушение через 100 000 ч при расчетной температуре, Па; ~ условный предел ползучести — напряжение, вызывающее на- копление остаточной деформации при расчетной температуре 1 % за 100 000 ч, Па; — расчетная температура стенки, °C; — температура насыщенного пара при расчетном давлении, °C; Тпп — температура перегретого пара на выходе из перегревателя, °C; /сР — температура среды, находящейся внутри рассчитываемого эле- мента, °C; А/раз — превышение (разверка) температуры среды, поступающей в камеру из отдельных змеевиков, над средней ее температурой, свя- занное с режимными и гидродинамическими условиями работы котла, °C; q — удельное тепловосприятие поверхности иагрева, Вт/м2. Согласно [7.3] в соответствии с допустимым напряжением опре- деляют минимальную толщину стенки элемента и допустимое давление по принятым исходным данным и марке металла. Номинальное допустимое напряжение принимают равным наимень- шему значению, полученному в результате деления соответствующей характеристики металла па запас прочности. Определение номинально- го допустимого напряжения в зависимости от марки материала и рас- четной температуры стенки производят согласно табл. 7.5. Таблица 7.5. Расчетные зависимости для определения допустимого напряжения Материал Расчетная температура стенки, °C Формула для определения допустимого напряжения Углеродистая сталь <400 Меньшее из двух значений 2,6’ 1,5 Легированная сталь <450 Аустенитная хромонике- левая сталь <525 Меньшее из трех значений gB° gQ,2 3,0; TJ; М5 Углеродистая сталь Легированная сталь >400 >450 Меньшее из трех значений 1,5’ 1,15’ 1,0 Аустенитная хромонике- левая сталь >525 Меньшее из трех значений <2. <п. < 1,15’ 1,5’ 1,0 215
Таблица 7 6. Номинальные допустимые напряжения [о], МПа а) Углеродистые и легированные марганцовистые стали Марка стали Расчетная температур стенки, °C Ст2 10 СтЗ 20 20К 25 22К 16ГС 09Г2С 10Г2С1 15ГС 16ГНМ 20 127 127 137 144 162 167 167 167 174 182 196 250 107 ПО 118 129 144 147 142 142 161 162 181 275 101 104 112 124 137 143 137 137 157 158 180 300 96 98 106 117 129 137 131 131 150 150 178 320 93 — 112 123 132 127 127 145 142 178 340 88 — 107 117 127 123 123 138 134 176 360 83 101 ПО — 118 118 132 126 169 380 — 79 — 95 104 — 113 113 125 119 — 400 78 90 98 — ИЗ ПО 118 ПО — 410 74 87 94 — —> — 420 71 84 91 100 — 430 — 62 81 84 95 — 440 — 59 — 72 75 — 88 450 52 63 67 __ — 81 —— 460 —. 46 55 58 ___ __ __ — 470 — 41 48 51 — шш. 480 36 — 42 44 — — 490 — 31 37 38 «М» ___ 500 — 29 — 33 33 — — ** — — —• Продолжение табл. 67 б) Теплостойкие легированные стали Марка стали §=• с ь я 2 л £L Й « н СЗ Q р «5 О Р. СЗ S § 1 е 2 8 й 16 й| Х2МФСР ХПВ2МФ И756) Х18Н10Т, Х18Ш2Т, К14Н14В2 И257) w Я 2 l»p?S .2^ 2«Х£С<сЙ Си & о. см см U5 »—< см см СО Си «чН 20 144 150 170 189 137 164 196 143 250 142 149 163 183 126 157 122 — 300 138 144 156 177 125 150 — 118 350 134 139 149 169 121 144 114 400 129 134 142 159 118 137 109 420 126 132 138 155 117 134 108 440 124 130 136 151 115 131 106 — 460 121 127 133 147 114 128 104 480 119 124 130 142 93 125 103 500 94 101 124 137 79 120 102 510 81 87 116 129 72 113 101 520 68 76 105 118 66 102 —‘ 101 — 216
Продолжение табл, 6.7 Расчетная темпе- ратура стенки, СС Марка стали § I 12Х1МФ 15Х1М1Ф 12Х2МФБ (ЭИ531) 12Х2МФСР 12Х11В2МФ (ЭИ756) 12X18H10T 12X18H12T, 12X14H14B2M (ЭИ257) Х14Н18В2БР, (ЭИ695Р), Х16Н14В2БР (ЭП17), Х16Н16В2МБР (ЭП184) 530 540 550 560 570 580 590 600 610 620 630 640 650 660 670 680 690 700 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 67 59 49 41 (33) 96 81 73 66 59 57 (45) (39) 104 92 83 74 67 60 $ 60 56 50 46 42 38 35 (32) (29) $ 91 8! 73 66 59 52 (45) (39) (34) (29) (24) (21) (16) 105 95 85 76 69 61 53 44 32 30 25 100 100 99 99 95 88 79 73 67 61 56 51 47 44 40 39 33 29 114 112 110 107 104 101 97 93 88 83 78 70 62 56 49 45 Примечания: 1» Значения номинальных допустимых напряжений, ука- занные в таблице, дейс7ви!ельмы при условии, что сталь подвергалась термооб- работке, установленной стандартами или техническими условиями, указанными в правилах по паровым котлам, и что получаемые в результате термообработки свойства стали сохраняются после всех технологических операций при изготов- лении и монтаже котельных элементов 2. Для промежуточных значений температуры стенки допустимое напряже- ние определяется путем интерполяции двух ближайших значений, имеющихся в таблице, с округлением результата до 0,5 МПа в сторону меньшего. 3 При значениях допустимых напряжений, заключенных в скобки, выбор толщины стенки следует производить г учетом потерь на окалинообразование 4. Применение сталей при температуре стенки на расчетных (длительных) ре- жимах, превышающей установленную правилами по котлам, должно быть в каж- дом конкретном случае сс<ласовано заводом-изготовителем с республикански л органом Госгортехнадзора СССР 5. Указанные в таблице значегия допустимых напряжений для аустенитных сталей при температуре стенки выше 540 °C применимы при величине зерна в пре- делах 3—7 баллов по шкале ГОСТ Номинальные допустимые дапряжечия для сталей, широко исполь- зуемых в котлах и трубопроводах, приведены в табл. 7.6. Расчетное давление, по которому производятся расчеты на про- чность элемента котла, принимают равным номинальному избыточному давлению рабочей среды на выходе из котла (перегревателя), увели- ченному па потери давления от гидравлического сопротивления на уча- стке между рассчитываемым элементом и выходом рабочей среды из котла. Потери давления определяются при максимальном расходе среды. 217
Расчетная температура стенки, по которой определяется допусти- мое номинальное напряжение, принимается в зависимости от рода и тем- пературы среды, содержащейся в рассчитываемом элементе, условий обогрева его горячими газами и охлаждения рабочей средой. Расчсгная температура стенки элементов, не обогреваемых горя- чими газами или надежно изолированных от обогрева извне, принима- ется равной температуре содержащейся в них среды. Расчетную температуру стенки обогреваемых извне деталей при- нимают равной среднеарифметической температур наружной и вну- тренней поверхностей стенки рассчитываемого участка. Расчетная температура стенки барабана и панелей, содержащих жидкость или пар, принимается: для барабанов, вынесенных из газохода или надежно изолирован- ных, /ст = /н: (7 Л) для неизолированных барабанов, расположенных в конвективных газоходах, при температуре газов не выше 600 °C /ст = /н+ 1,25+ 10°С; (7.2) при температуре газов от 600 до 900 °C /ст =/н-ь 2,55 + 20 °C. (7.3) Расчетная температура стенки камер экранов, экономайзеров и пе- регревателей принимается. для необогреваемых (вынесенных из газохода или надежно изоли- рованных) камер экономайзеров и экранов и камер насыщенного пара котлов с естественной и многократной принудительной циркуляцией, а также выходных камер экономайзеров прямоточных котлов /ст = /ср; (7.4) для необогреваемых камер, за исключением входных (экономайзе- ров прямоточных котлов и камер перегревателей, кроме камер насы- щенного пара) котлов всех типов, /ст = /ср + ^^раз» (7.5) для обогреваемых камер, содержащих жидкость или пароводяную смесь, при температуре в газоходе не выше 600 °C /ст = /ср + 5 + 10 °C + хД/раз; (7.6) при температуре в газоходе от 600 до 900 °C /ст =/ср + 25 + 20 °C + хД/раз. (7.7) В формулах (7.5)—(7.7) Д/раз принимается по тепловому расчету или по данным испытаний, но не менее 10 °C. Коэффициент х принимается равным 0,5, за исключением случаев, когда среда подводится к торцам камеры или когда обеспечивается полное перемешивание потоков вну- три камеры; в этих случаях допускается принимать х равным нулю. Расчетная температура стенки труб поверхностей нагрева котлов всех систем определяется по указаниям нормативных методов тепло- вого и гидравлического расчетов котлов [8.1]. При этом должны быть рассмотрены различные участки пакета, имеющие как наивысшую тем- пературу пара, так и наибольшую тепловую нагрузку, а также участ- ки, конструктивные особенности которых могут вызывать наиболее вы- сокую температуру стенки, 218
Температура стенки может рассчитываться по упрощенным рекомен- дациям в следующих случаях* для вертикальных и слабонаклонных (до 40° от вертикали) ки- пятильных труб, включая экранные, котлов с естественной циркуляцией и многократной принудительной циркуляцией при давлениях не более 16 МПа и максимальных удельных тепловосприятиях поверхности на- грева по наружной поверхности труб $Макс не более 400 кВт/м2 при- нимается *ст = /н + 60 С; (7.8) для труб конвективных перегревателей котлов с рабочим давлени- ем <2,5 МПа и температурой пара не более 425 °C при максимальных удельных тепловосприятиях $Макс<100кВт/м2 /ст = 6ьп + 70°С; (7.9) для труб первичных перегревателей, расположенных в зоне тем- ператур газов не более 650 °C, независимо от рабочего давления кот- лов при коэффициенте гидравлической разверки рг>0,95 /ст =/ср+ 50 °C; (7.10) для некипящих экономайзеров котлов с естественной и многократ- ной принудительной циркуляцией /ст = /п + 30°С; (7.11) для конвективных экономайзеров прямоточных котлов /ст = /ср + 30 СС. (7.12) Расчет толщины стенки и допустимого давления барабанов и камер Номинальная толщина стенки барабана или прямой камеры долж- на быть не менее значения, определенного по одной из следующих формул: для случая, когда номинальным является наружный диаметр, с = р£>я 4. С‘ 2ф[с]4-р + для случая, когда номинальным является внутренний диаметр, 2Ф[о]~р+ ’ (7.13) (7.14) Здесь ф ~ коэффициент прочности, учитывающий ослабление барабана или камеры продольными швами или отверстиями. Во всех случаях ко- эффициент ф<1 и зависит от марки стали, метода сварки, размеров и расположения отверстий [7.3]. Так, например, для углеродистой низколегированной марганцови- стой, хромомолибденовой и аустенитной сталей коэффициент прочности стыкового сварного соединения Ф= 1. Для хромомолибденованадиевой и хромистой сталей при электрошлаковой сварке ф=0,9; при ручной и автоматической сварке под флюсом ф=0,9 (если расчетная темпера- тура металла не меиее 510 °C) и 0,7 (если расчетная температура не более 530°C). При температуре металла от 510 до 530°C коэффици- 219
Таблица 7.7. Значения коэффициента для прямых труб Предельное минусовое отклонение по толщине стенки, % 15 1 12,5 10 5 Величина At 0,18 0,14 0,11 0,05 ент <р определяется методом линейного интерполирования. Формулы (7.13) и (7.14) применимы при соблюдении следующих условий: для барабанов и камер, содержащих воду, пароводяную смесь или насыщенный пар, а также камер котлов СКД, содержащих среду с эн- тальпией до 2500 кДж/кг, $___С £__Q — < 0,2 или —— < 0,3; (7.15) для камер, содержащих перегретый пар, с_____________С о__г ——<0,25 или ———<0,64. (7.16) Ця Прибавка С=С\ в формулах (7.15) и (7.16) принимается: для камер, сваренных из листа или кованых с последующей меха- нической обработкой, при толщине листа не более 20 мм Ct — 1мм; при толщине листа более 20 мм Ct=0; если наибольшее минусовое откло- нение по толщине листа превышает 3 % номинальной толщины, то в прибавке Cj должно быть учтено это превышение; для камер, изготовленных из труб, прибавка С определяется по формуле Cj^AJS-C). (7.17) В формуле (7.17) коэффициент зависящий от минусового до- пуска по толщине стенки трубы, принимается из табл. 7.7. Прибавка С2, учитывающая искажение правильной геометрической формы при гибке труб, и прибавка С3, компенсирующая потери метал- ла, вызванные окалинообразованием (коррозией) в условиях длитель- ной эксплуатации, при расчете барабанов и камер не учитываются. При поверочном расчете приведенное напряжение от внутреннего давления определяется по следующим формулам: если номинальным является наружный диаметр, Р(Р„-($-<?)] пр 2 (S — С) если номинальным является внутренний диаметр, п />Рн+($-СИ “₽ 2<p(S — С) Прибавка С равна Ct и определяется по формуле » Г» Af Ct = 3-----------------------------— . 1 + А1 При выполнении контрольных расчетов вместо расчетной толщины стенки 3—С может использоваться фактическая толщина стенки S$. (7 18) (7.19) (7.20) 220
Допустимое рабочее давление при контрольных расчетах барабанов или камер определяется по фактическим размерам по одной из следующих формул: в том случае, когда номинальным является наружный диаметр, 2$фФ(д| . Ри— (7.21) в том случае, когда номинальным является внутренний диаметр, _2$ф<р[<Я ^>в + 5ф Пробное давление при гидравлическом испытании не должно пре- вышать значения, вычисленного по одной из следующих формул: г 2,4(S-C)<p[a2oj S-С Л D.-IS-O "I»—<0J3; S — С/ S_____С\ S — C рг =3,15——11-------— при ——>0,13. (7.24) (7.22) (7.23) Расчет толщины стенки и допустимого давления труб поверхностей нагрева и трубопроводов Номинальная проводов должна ных труб толщина стенки труб поверхностей нагрева и трубо- быть не менее определенной по формуле для бесшов- ^-4-С. (7.25) S 2 [с] + р прочности ф продольного сварного шва принимается состава свариваемых сталей таким же образом, как Коэффициент в зависимости от при расчете на прочность камер и барабанов. Коэффициент* прочности поперечных сварных швов в расчете на внутреннее давление не учиты- вается. Формула (7.25) справедлива при соблюдении условия 3 — С —г—<0,25. Допустимое напряжение [о] принимается в соответствии с табл. 7.6. Прибавка С равна сумме прибавок Cj, С2, С3. Прибавка С\ опре- деляется для прямых труб по формуле (7.15), для гнутых труб по формуле (7.26) С1 = Л1(3-~С), (7.27) где Л1 — коэффициент, зависящий от минусового отклонения по толщи- не стенки трубы и относительного радиуса гиба; значения коэффициен- та Л1 принимаются по табл. 7.8. Прибавка С2 для гнутых труб определяется по формуле С2 = Л2(3-С), (7.28) где Л2 — коэффициент, зависящий от овальности гнутого участка тру- бы а и отношения Зо/£о; значения Л2 принимаются из табл. 7.9. 221
Таблица 78 Значения коэффициентов А{ КоМф I ПИ H’Vl'kMI >ший \шчусово1 допуск »1 толщину с гонки, % ПрИМСЧс НИС 10 5 1 0 Л, 0,20 0,17 0,16 0,10 0,07 При 1,9 с 77 <3,5 Ai 0,18 0,15 0,12 0,06 0,03 При 3,5 < Р Du R—радиус гиба Прибавка С3 принимается согласно руководящим указаниям по учету жаростойкости [7.3]. Суммарная прибавка CfH-Сз Для труб из легированных сталей должна быть ие менее 0,5 мм при температуре на ружной поверхности, °C, меньше чем /Пр—40 и не менее 1 мм при более высокой температуре. Значения температуры /пр указаны в табл. 7.10. Таблица 7.9. Значения коэффициентов А2 W Овальность а, % 6 8 10 | 12 0,010 1,00 1,35 1,60 1,80 0,015 0,75 1,00 1,25 1,40 0,020 0,57 0,77 0,95 1,10 0,025 0,43 0,60 0,75 0,90 0,030 0,33 0,47 0,62 0,75 0,035 0,24 0,38 0,52 0,65 0,0 0 0,17 0,31 0,44 0,55 0,045 0,12 0,25 0,37 0,47 0,050 0,07 0,20 0,30 0,42 0,055 0,06 0м6 0,26 0,36 0,060 0,03 0,12 0,22 0,32 0,065 «— 0,09 0,18 0,26 0,070 «_ 0,06 0,15 0,23 0,075 0,03 0,12 0,20 0,080 — 0,09 0,17 0,085 — — 0,07 0,14 0,090 0,05 0,12 0,095 — —- 0,03 0,10 0,100 — 0,08 0,105 — 0,06 0,110 — —— —- 0,05 0,115 — — — 0,03 Примечание. Прибавка Ct принимается только для труб с наружным диаметром 76 мм и более 222
Таблица 710 Предельные температуры наружной поверхности обогреваемых труб °C Марка стали Продукты сгорания высокосер н истых и сернистых мазутов ЭСТОНСКИХ сланцев остальных энергетичес- ких топлив 12Х1МФ 1 585 540 585 12Х2МФСР 585 540 585 12Х2МФБ (ЭИ531) 585 545 600 12Х11В2МФ (ЭИ756) 620 — 630 12Х18Н12Т 610 610 640 Минимальная толщина стенки $0 определяется по формуле . __ рРп '° 2(0] + р ‘ (7.29) Допустимое рабочее давление при поверочном расчете трубы опре- деляется по одной из следующих формул: 2(5 —С) [о] DH—(5 —С) или 2(5Ф-С2) [о] р sh-(S<d--Q * (7.30) (7.31) Прибавки Ci и С2 подсчитываются при этом по формулам (7.27) и (7.28). Пробное давление при гидравлическом испытании не должно превышать вычисленное по формулам (7.23) и (7.24). Приведенное напряжение от действия внутреннего давления в тру- бах котлов и трубопроводов определяется по формуле (7.18). 7.5. ОЦЕНКА ДОЛГОВЕЧНОСТИ ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛОВ ПРИ МАЛОЦИКЛОВОЙ УСТАЛОСТИ И ПОЛЗУЧЕСТИ Оценка долговечности при малоцикловой усталости и ползучести элементов котлов и паропроводов проводится в соответствии с расчет- ным нормативным методом (7.10). В формулах для расчетов долговечности приняты следующие услов- ные обозначения: оа — расчетная амплитуда напряжений, Па; [оа] —допустимая амплитуда напряжений, определенная по графи- кам долговечности, Па; [о*] —допустимая амплитуда напряжений, Па; О: — главные условно-упругие напряжения в расчетной точке эле- мента (i = 1, 2, 3), Па; 223
0aij — эквивалентные напряжения, (/, /«1, 2, 3), Па; Aad<j— размах эквивалентных напряжений, Па; [а]Мокс, [а]мин — допустимые напряжения по (7.3), соответствую- щие температуре, при которой достигаются максимальные и минималь- ные эквивалентные напряжения, Па; £макс» £мин—- модуль упругости, соответствующий температуре, при которой достигаются максимальные к минимальные эквивалентные на- пряжения, Па; Е* — модуль упругости, соответствующий максимальной темпера- туре цикла, Па; # — число циклов нагружения; Ni — число циклов нагружения данного типа; (WJ — допустимое число циклов; Ос — расчетное напряжение с учетом ползучести, Па; Од п — условный предел длительной прочности при растяжении, Па; [а] — номинальное допустимое напряжение при расчете элемента только на действие давления, Па; D —параметр, характеризующий допустимое повреждение от пол- зучести и усталости; иг — показатель степени в уравнении, описывающем зависимость длительной прочности от температуры и времени; п — количество различных типов циклов; I — количество различных номинальных режимов; ti — длительность работы элемента при данных номинальных пара- метрах нагружения, ч; т — суммарное расчетное время работы элемента, ч; а* — эквивалентное напряжение от весовых нагрузок и внутренне- го давления, Па; <т|'ск—эквивалентное напряжение от весовых нагрузок, самоком- пенсации и внутреннего давления, Па Расчет на малоцикловую усталость является поворотным и выпол- няется после выбора основных размеров элементов; его проводят с уче- том всех нагрузок для всех расчетных режимов работы оборудования. К таким нагрузкам относятся: изменение давления при пуске-останове котла, колебания рабочего давления при эксплуатации, дополнительные внешние нагрузки и их изменение при эксплуатации (нагрузки, наддув и т. п.), температурные перепады при пуске-останове котла, включая компенсационные нагрузки при тепловых расширениях трубопроводов, дополнительные перепады температуры, вызываемые колебаниями тем- пературы среды или теплового потока при эксплуатации. За цикл нагружений принимается повторяющееся изменение нагруз- ки от первоначальной до максимальной (минимальной) и возврат к пер- воначальной нагрузке. Тип цикла характеризуется расчетной амплиту- дой напряжения аа» числом нагружений и максимальной температурой. Расчет на усталость основывается на условно-упругих напряжени- ях, действующих в расчетной точке элемента. Для каждой такой точки определяют три главных нормальных условно-упругих напряжений (с учетом местных концентраторов напряжений), представляющих со- бой алгебраическую сумму действующих в одном направлении напря- жений от всех приложенных нагрузок <п, 02, 0$. Для цилиндрических элементов ах«аФ; аа = 0/, = (7.32) 224
при наличии крутящего момента <4 - 0,5 [<уф + ог + ]/'(аф_аг)2 + 4т2]; а2 = 0,5 [оф + аг —У(стф—®/ + 4тг]; а3 = аг. (7 33) По значениям главных условно-упругих напряжений определяют эквивалентные напряжения для расчетных точек элементов в заданные моменты времени как алгебраическую разность главных нормальных напряжений: аЭ12 а2> <*323 *= а2---а3» аЭ13 ~ ^3- (7.34) Для каждого цикла нагружения существуют режимы, при которых принимаются максимальные и минимальные значения аэг>макс t £ма кс РэЛ/мпн £мин В расчет вводится размах условно-упругих эквивалентных напря- жений Aouij, равный наибольшему значению алгебраической разности ^аЭ12 = £'( f аэ12макс ^макс аЭ12МИ!Г \ £мян / Д^Э23 = £'( ' аЭ2тмгакс к ^макс аЭ23МИН £мин ); = Е1( аэ1зма нс _ a3i амин ^макс £мин > (7.35) В качестве расчетной амплитуды напряжений принимается наиболь- шая из двух указанных величии: а 2 ’ Q ________________________________ 2 1,5 ([Самаке + Ммии) (7.36) Если элемент подвергается действию циклов разного типа, то рас- четная амплитуда оа определяется отдельно для каждого типа цикла. Для оценки допустимой амплитуды переменных напряжений [о*] при заданном числе циклов N или допустимого числа циклов [#] при заданной амплитуде напряжений оа используется принцип суммирова- ния повреждений от усталости и ползучести в виде (7.37) 15-109 225
Значения <ТдП принимаются в соответствии с (7.3). Допускается принимать для диапазона температур, определяющих учет поли сети, ОдП=1,5[о]. (7.38) Для хромомолнбденованадиевых и хромомолибденовых сталей фор- мулу (7.38) рекомендуется использовать при температурах не ниже 485 °C. Допустимая амплитуда переменных напряжений [<та] для задан- ного числа циклов # или допустимое число циклов [Af] для заданной амплитуды переменных напряжений оа определяется по кривым мало- цикловой усталости для углеродистых, хромомолнбденованадиевых и высоколегированных хромоникелевых сталей применительно к макси- мальной температуре цикла. Расчетное напряжение при ползучести ос представляет собой макси- мальное главное нормальное напряжение, определенное с учетом пла- стичности и ползучести материала. Расчет ас для колен трубопроводов проводится в соответствии с нормативным методом оценки их долговеч- ности по РТМ 108 034.112-80 [7.11]. Для камер naponepei рева гелей допускается принимать <ус наиболь- шим из значений, вычисленных по формулам ас = ^ск, где k = 1,4 при , •Д<Тэ?г 1----------; < 1 1 >5 ([о}макс 4- [о]мин) k = 1,5 при 1; > 1. 1([(т)макс + [°]мин) (7.39) Значения о® и <т®'ск следует определять, принимая коэффициент ослабления (р—1. ос Если 1,25 —-—1, то допускается не более 100 циклов пусков- ой ос остановов, если —-— <0,5, то повреждаемость от ползучести не учи- (Г д.п тывается. Если в расчетной точке элемента имеются сварные швы, то до- пустимое чиело циклов уменьшается в 2 раза по сравнению с получен- ными по расчетным кривым малоцикловой усталости для основного ме- талла. Если элемент подвергается циклам нагружения различного типа при неизменных значениях давления, температуры и внешних то для оценки долговечности следует использовать формулу п нагрузок, т <D. (7.40) Если в процессе работы номинальные значения давления, темпе- ратуры и внешних нагрузок изменяются, то для оценки долговечности 226
следует использовать формулу В том случае, если заданное число циклов данного типа менее 1000, то расчет производится на 1000 циклов 7.6. НАБЛЮДЕНИЕ ЗА МЕТАЛЛОМ В ПРОЦЕССЕ НАЛАДКИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ КОТЛОВ Для обеспечения эксплуатационной надежности котлов в процессе монтажа, наладки и эксплуатации проводятся систематический конт- роль и наблюдение за состоянием металла различных элементов4 трубо- проводов пара и горячей воды, труб поверхностей нагрева, барабанов и камер, запорной и регулирующей арматуры, литых деталей, крепежа и т. д. в соответствии с «Инструкцией по наблюдению за металлом котлов, турбин и трубопроводов» [7.5]. Инструкцией определяются ме- тоды, сроки и организационная структура наблюдений и контроля за состоянием металла. Контроль необходим для предотвращения повреждений оборудо- вания, которые могут быть вызваны процессами ползучести, окали иооб- разования, усталости, эрозии, коррозии, изменением структуры и ме- ханических свойств металла. Наблюдения и контроль за металлом проводятся в основном во время плановых остановов оборудования Трубопроводы и коллекторы котла подвергаются контролю за оста- точной деформацией из-за ползучести. Этот контроль осуществляется путем периодического измерения диаметров трубопроводов, для чего на них в двух взаимно перпендикулярных плоскостях устанавливаются реперы. Для определения остаточной деформации паропроводов и коллекто- ров из сталей 12X1 МФ и 15Х1М1Ф, работающих при температуре 450— 500 °C, и сталей 12МХ, 15МХ, работающих при температуре 450 °C и выше, измерения проводят до начала эксплуатации, после наработки 100 и 200 тыс. ч и далее через каждые 50 тыс. ч. Измерения на трубопроводах из сталей 12X1 МФ и 15Х1М1Ф, ра- ботающих при температуре 500 °C и выше, выполняют до начала экс- плуатации, после наработки 100 тыс. ч и далее через каждые 25 тыс. ч. Контроль остаточной деформации гибов этих трубопроводов произво- дится после 25, 50, 100 тыс. ч эксплуатации и далее через каждые 25 тыс. ч. Гибы всех паропроводов в пределах котла, работающих при тем- пературе 450 °C и выше и давлении 2,4 МПа и выше, подвергаются так- же осмотру и контролю средствами ультразвуковой и магнитопорошко- вой дефектоскопии в объеме 50 % через каждые 50 тыс. ч. Для наблюдения за металлом трубопроводов выделяются контроль- ные участки, из которых через каждые 100 тыс ч производят вырезку металла. Эти участки обычно выбирают таким образом, чтобы толщина стенки труб не превышала номинальной или даже имела минусовой Допуск. При исследовании металла контрольных участков определяют 15* 227
его химический состав, твердость, микроструктуру, механические свой- ства при комнатной и рабочей температуре. Все корпуса арматуры и другие литые детали трубопроводов £>у 100 мм и более в процессе эксплуатации через каждые 25 тыс. ч подвергаются визуальному контролю, причем 25 % радиусных перехо- дов на каждом литом элементе должны быть проверены методом маг- питопорошковой дефектоскопии. Элементы барабанов котлов из сталей 16ГНМ, 16ГНМА и 22 К в процессе эксплуатации контролируют с помощью визуального осмот- ра, магпитопорошковой и ультразвуковой дефектоскопии. Контроль ме- талла обечаек проводят через каждые 25 тыс. ч, сварных швов и днищ — через каждые 50 тыс. ч. При каждом ремонте и гидравлическом испытании производят тща- тельный осмотр труб поверхностей нагрева котла и их сварных соеди- нений для выявления труб, имеющих большую остаточную деформацию, коррозию, золовой износ, трещины в сварных соединениях, недопусти- мую овальность и другие дефекты. Остаточные деформации труб кон- тролируют специальными шаблонами (скобами). В зонах, где происходили повреждения труб, были выявлены де- фекты, ускоренная ползучесть, наружная или внутренняя коррозия, выборочно через каждые 25 тыс. ч производят вырезки металла. Рекомендуется для сравнения вырезать как трубы с повреждения- ми, так и трубы по внешнему виду, не имеющие повреждений. Выре- занные участки труб подвергаются металлографическому анализу, опре- деляются механические свойства металла при комнатной и рабочей тем- пературе, оценивается размер коррозионных потерь с наружной и внутренней сторон трубы. На пароперегревателях котлов могут выделяться контрольные уча- стки для периодического наблюдения за изменением структуры, свойств металла и коррозионными процессами. Эти участки обычно располагаются в обогреваемой зоне паропере- гревателя в двух-трех местах по ширине газохода на трубах с наиболее высокой температурой стенки. Для каждой из этих труб обычно уста- навливается постоянный контроль за температурой стенки во время работы котла с помощью термоэлектрических преобразователей, под- ключенных к регистрирующим потенциометрам. При известном температурном режиме эксплуатации металла труб поверхностей нагрева можно расчетным путем [7.6] оцепить коррози- онные потери сталей — уменьшение толщины стенки с наружной ASa и внутренней Д$в поверхностей трубы. В тех случаях, когда отклонения температуры металла труб паро- перегревателей от средней в процессе эксплуатации не превышают 20 °C, за расчетные значения принимают среднеарифметические за рассмат- риваемый период эксплуатации температуры на наружной и внутренней поверхностях труб. Затем по усредненным температурам и продолжи- тельности эксплуатации пароперегревателя с использованием формул, приведенных в табл. 7.11, находят глубину коррозии металла труб с на- ружной и внутренней сторон ASa и ASB. Эти глубины определяют для тех сред, воздействие которых испытывают соответственно наружная и внутренняя поверхности труб. Для учета возможного несоответствия условий коррозии металла труб во время эксплуатации пароперегревателей условиям в экспери- ментах, в результате которых были установлены зависимости, приве- денные в табл. 7.11, а также учета естественного разброса эксперимен- 228
Таблица 7 11. Уравнения для расчета глубины коррозии сталей для труб поверхностей нагрева и паропроводов котлов в зависимости от температуры и длительности эксплуатации Марка стали Среда Уравнение для расчета глубины коррозии AS, мм, в зависимости от температуры Г, К, и длительности эксплуатации т, ч Температурный интервал приме- нения формулы, °C 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х2МФСР 12Х2МФСР 12Х2МФСР 12Х2МФСР 12Х2МФСР 12Х2МФСР 12Х11В2МФ 12X11В2МФ 12ХПВ2МФ 12Х11В2МФ 12Х11В2МФ 12Х11В2МФ 12Х18Н12Т 12Х18Н12Т 12Х18Н12Т 12Х18Н12Т 12Х18Н12Т 12Х18Н12Т Водяной пар Антрацитовый штыб Назаровский уголь Экибастузский уголь Мазут Природный газ Водяной пар Антрацитовый штыб Назаровский уголь Экибастузский уголь Мазут Природный газ Водяной пар Антрацитовый штыб Назаровский уголь Экибастузский уголь Мазут Природный газ Водяной пар Антрацитовый штыб Назаровский уголь Экибастузский уголь Мазут Природный газ lg Д$=*4,60—6000 7-'+0,4 1g т 1g Д$= 6,22—7700 Т-'+ (0,50+0,186-10~4 7)lgT 1g Д$=4,46—60007-*+ (0,50-0,358- 10"47)lg т 1g Д5=5,10—71007-*+ (0,50+0,151 • 10~3 7)lg т 1g AS=4,30—6300 7’-'+(0,50+0,917-IO"4 7)lgr 1g Д5=6,66—7800 Т-‘+ (0,40+0,143- IO'4 7)lg т 1g Д5=4,78-6150 Т-*+0,3571g т 1g AS=0,77—2850 7-' + (-0,45+0,106-10~2 7)lgt 1g AS=2,57—4850 7-'+ (0,50+0,824-10"4 7)lgr 1g AS= 1,08—3450 7-*+ (-0,96+0,179-10~2 7) 1g -г 1g AS=2,24-4500 7-'+ (0,5 + 0,874-10-4 7) 1g т 1g AS=2,63—4300 7-'+(0,63+0,134- IO"3 7)lgt 1g AS= 3,19—5220 7-*+0,384 Igx 1g AS«=3,49—5050 7-'+(0,50—0,160-10“3 7)lgt Jg AS—2,83—4350 7-'+ (0,50—0,240-10”3 7)lg t 1g AS=3,92—5600 7-*+(0,50—0,956-10-4 7)lgT 1g AS= 1,82—4100 7-*+(0,40—0,118-10~3 7)lgr 1g AS=4,42—6700 7~*+ (0.50+0.102-10-4 7)lg т 1g Д$-5,43—3590 7-*+0,401g т 1g AS=3,47—7850 7-*+ (0,50+0,576-10~3 7)lg r lgAS-1,16—49507-'+(0,50+0,354-10-s7)lgr 1g AS=—1,37—4200 7-'+(0,50+0,765- IO"3 7)lg т 1g Д$=2,34—7450 7-' + (1,0 +0,234-10~3 7)lg т 1g AS=3,28—5850 7~*+ (0,5+0,167-10-3 7)lg x 500—620 500-620 500—620 500—620 500—620 500—620 500—620 500—620 500—620 500—620 500—620 500—620 550—700 550—700 550—700 550—700 550—700 550—700 550—700 550—700 550—700 550—700 500—630 550—700
тальных данных значение глубины коррозии металла AS, определенное из табл. 7.11, умножают на коэффициент запаса, равный 1, 3. При работе котлов с переменной нагрузкой, когда отклонения тем- пературы металла труб пароперегревателей от номинальной превышают 20 °C, следует определить эквивалентное время. Для этого режим работы металла труб представляется в виде сту- пеней температуры /], /2, ^з» •••> /л с продолжительностью пребывания на каждой ступени соответственно Гь тг, Тз, ..., т*. Подсчет эквивалентного времени производится по формуле т8 = 2 rz е,?/Л(,/Гр-1/Г«)> (7.42) /=1 где Тр — расчетная температура, К; т9 — эквивалентное время, ч; Q— энергия активации окисления, Дж/(кмоль»К) [7.6]; — время работы металла в каждом интервале температур, ч; Тг — средняя температура интервала, К; Я — универсальная газовая постоянная, Дж/(кмоль). В качестве расчетной температуры для определения эквивалентного времени принимается номинальная рабочая температура металла труб и близкая к ней. Уменьшение толщины стенки определяется по эквивалентному вре- мени таким же образом, как и при постоянной температуре, с исполь- зованием формул табл. 7.11. Определив суммарное уменьшение толщины стенки трубы как след- ствие коррозии с наружной и внутренней поверхностей, можно произ- вести оценку ресурса работоспособности рассматриваемой поверхности нагрева котла. В процессе эксплуатации котлов СКД в трубах экранных поверх- ностей нагрева, расположенных в зоне действия высоких тепловых потоков, формируется нарастающий во времени слой железоокисных образований, приводящих к постепенному росту температуры металла труб Для того чтобы эта температура не достигала опасного уровня, при котором происходит снижение длительной прочности металла и рез- ко возрастает скорость высокотемпературной коррозии, обычно про- водят регулярные локальные химические очистки (см. разд. 6). В настоящее время сроки проведения химической очистки экран- ных поверхностей нагрева либо определяют путем периодической вы- резки образцов труб, либо используют показания температурных вста- вок. Однако эти методы трудоемки и не всегда надежны. Для определения допустимой продолжителы ости работы котлов СКД между двумя последовательными химическими очистками (меж- дупромывочный период тм-л) и коррозионных потерь металла экранных труб из сталей 12X1 МФ, 12Х2МФ, ЭИ756 и 12Х18Н12Т эксперимен- тально обоснован [7.8] и разработан расчетный нормативный метод [7.9]. Метод регламентирует расчеты применительно к экранным поверх- ностям нагрева котлов, рхлаждаемых водной средой с энтальпией = 1200-*-2600 кДж/кг и Давлением р=24-^30 МПа, при гидразино-ам- миачном водном режиме (рН=9,1±0,1). Коррозионные потери учитываются как уменьшение толщины стен- ки труб экранов за расчетный срок их эксплуатации, определяемое раз- дельно для наружной и внутренней поверхностей трубы с учетом раз- личия температур на этих поверхностях и интенсивности коррозии ме- талла в продуктах сгорания топлива и водной среде СКД. 230
Определение тМп производят в предположении, что температура на наружной поверхности труб за указанный период повышается от своего начального значения /”ач до предельно допустимого Расчет рекомендуется выполнять для точки с наибольшей плотностью тепло- вого потока на лобовой части экранных труб, среда в которых имеет энтальпию /расч, превышающую па 100 кДж/кг энтальпию, соответст- вующую максимуму железоокисных образований, /М1КС В этой точке по мере накопления внутритрубных железоокисных образований быстрее всего достигается опасная температура мстатла на наружной поверхности трубы. Метод позволяет также произвести расчет длительности межпро- мывочиого периода и коррозионных потерь для экранной поверхности, работающей при энтальпии среды, отличающейся от /Расч. При расчете тм-п за предельно допустимую температуру /" прини- мают наименьшую из двух температур, которые определяются как пре- дельные исходя из характеристик жаропрочности металла (4})пр или коррозионной стойкости в среде продуктов сгорания топлива (/н)кор. Температуру (4J)KOp выбирают из табл. 7.11. Температуру ( /”)пр определяют по формуле 1 Q ( *н)пр ( *ст)пр + Р 1 ♦ (7-43) где qn — поверхностная плотность теплового потока на наружной по- верхности наиболее нагруженной трубы в точке ее максимального теп- ловосприятия, Вт/м2; 0 — отношение наружного диаметра трубы к вну- треннему; S — толщина стенки трубы, м; — коэффициент теплопро- водности металла трубы, Вт/(м*К); ц — коэффициент растечки теплоты в трубе в конце межпромывочного периода, принимается равным 0,85; ( *ст)пр“~ средняя по толщине температура металла стенки трубы, оп- ределяющая ее прочность, °C. Значение ( /£т)пр определяют в соответствии с (7.3), причем за допустимое напряжение принимают приведенное напряжение в трубе Опр, подсчитываемое по формуле (7.18). При расчете температурного режима температуру металла внут- ренней поверхности трубы, свободной от отложений (в начальный мо- мент работы поверхности нагрева, после предпусковой или эксплуата- ционной химической очистки), /{J*4 определяют по формуле C’='cp+4+₽WhT-' <7-44> «2 Температуру металла наружной поверхности трубы, свободной от образований, /^ч определяют из соотношения (О Q 1 \ нТТ+—)' (7Л5> В формулах (7.44) и (7.45): /ср —-средняя для рассчитываемого элемента экранной поверхности температура среды в расчетном сече- нии, °C; ц — коэффициент растечки теплоты в чистой трубе; а2 — коэф- фициент теплоотдачи от стенки к обогреваемой среде, Вт/(м2-К); Д/т — 231
превышение температуры среды в трубе над средней в участке, прини- мают равным нулю, так как в общем случае при определении продол- жительности межпромывочного периода расчет ведется для неразве- ренной трубы. Допустимое повышение температуры наружной поверхности трубы Д/в, вызванное формированием слоя внутритрубных образований, опре- деляют по формуле (7-46) Температуру внутренней поверхности трубы в конце межпромы- вочного периода эксплуатации подсчитывают по формуле ЖОН уП А/КОН *ВН —*н ;ст ’ (7.47) где —перепад температур по стенке трубы в конце межпромы- вочного периода, определяют по формуле о е <7'48) Когда температура наружной поверхности трубы возрастает до предельно допустимой /{J, требуется проведение химической очистки. Прирост температуры на внутренней' поверхности трубы Д/вв, вызван- ный формированием слоя внутритрубных образований, к этому момен- ту может быть подсчитан по формуле = (7.49) ВН ем ' / По значениям Д/вн и Хок рассчитываются предельно допустимая толщина слоя оксидов бок и соответствующее предельное количество внутритрубных образований Л12, формирующихся в результате выпа- дения оксидов железа из водной среды СКД и коррозии металла труб в этой среде. Затем, также по номограммам [7.9], определяется про- в этой среде. Затем, также по номограммам [7.9], * должительность межпромывочного периода тм п. По найденным значениям температуры металла ной и внутренней поверхностях в начале и конце периода определяют эквивалентные температуры, трубы на наруж- межпромывочного необходимые для расчета глубины коррозии с наружной и внутренней сторон труб. Эквивалентная температура на внутренней поверхности определя- Эквивалентная температура на внутренней ется по формуле унач > /кои 9 __ *вн *вн Zbh - 2 Соответственно эквивалентная температура пости подсчитывается по формуле jr+J н~ 2 Глубину коррозии металла экранных труб ДЗн определяют на основании рассчитанного % данными, приведенными в [7.6]. (7.50) на наружной поверх- (7.51) с наружной стороны значения температуры и расчетного срока службы экрана в соответствии со справочными 232
Полученные при этом значения Д$п следует умножить на коэффи- циент Ки, учитывающий особенности протекания коррозионных про- цессов в экранах котлов. При воспринятых локальных тепловых пото- ках ?н=500-600-103 Вт/м2 коэффициент Ки следует принимать равным 1,3. При значениях ?в<350*103 Вт/м2 Кй принимается равным 1. В ин- тервале значений от 350*103 до 500-103 Вт/м2 Ли определяется ме- тодом линейной интерполяции. Глубину коррозии металла экранных труб с внутренней стороны ДЗвн определяют исходя из рассчитанного значения температуры внут- ренней поверхности труб продолжительности межпромывочного периода эксплуатации тмп и заданного расчетного срока службы экра- на по номограммам. По значению /|н определяют глубину коррозии Д$вН в течение Тм п. Для всего расчетного срока эксплуатации экранных поверхностей тР по найденным значениям ДЗ^ и т«п глубину коррозии металла экранных труб с внутренней стороны рассчитывают по формуле Д5вп = Д^н—(7.52) вн м тм.п Расчетное утонение стенки экранных труб коррозии с наружной и с; утренней сторон Сз определяют по формуле С3 = /Сд Д«$н + Д»$вн* (7.53) Раздел восьмой ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛОВ В настоящем разделе излагаются расчетные методики, применяю- щиеся для оценки гидравлического сопротивления и гидравлической надежности работы отдельных элементов котлов. Материал излагается на основе нормативных методов теплового и гидравлического расчета паровых котлов [8.1, 8.2]. Использован так- же ряд работ по гидродинамике, опубликованный главным образом в отечественной печати. Известно, что при движении рабочей среды возникают гидравли- ческие сопротивления, на преодоление которых используется часть располагаемого полного давления, что вызвано необратимым переходом механической энергии в теплоту. Поэтому под гидравлическим сопро- тивлением участка, элемента подразумеваются потери полного давле- ния на данном участке, в элементе. Различают гидравлическое сопротивление трения ДрТр и местные сопротивления Дрм. Первые вызваны вязкостью рабочей среды и про- являются лишь при безотрывном течении вдоль твердой стенки. Мест- 233
ные сопротивления появляются в результате вихреобразования в ме- стах изменения сечения канала и преодоления препятствий. Если движение рабочей среды происходит в условиях теплообмена, то возникает дополнительная составляющая потерь давления ДрУск на ускорение потока из-за изменения его плотности, а следовательно, и скорости При неизотермическом движении среды должна также учи- тываться нивелирная составляющая Дрн, возникающая в результате действия подъемной силы нагретого потока жидкости Таким образом, полное гидравлическое сопротивление теплообмен- ного аппарата, котла или отдельных элементов тракта подачи тепло- носителя Дрп = 2ДрТр 4" 2Дрм 4" 2Друск + (8.1) Такой способ определения полного гидравлического сопротивления основан на допущении, что сумма сопротивлений последовательно включенных элементов равна полному сопротивлению агрегата или его части, состоящей из этих элементов. На самом деле сопротивление каж- дого элемента может зависеть также и от условий движения рабочей среды на предшествующих участках. В некоторых случаях отдельные составляющие полного гидравлического сопротивления могут отсутст- вовать Таким образом, точное расчетное определение полного гидрав- лического сопротивления представляет значительные трудности По- этому в ответственных случаях, там, где это возможно, расчет следует подтвердить экспериментом. 8Л. РАСЧЕТ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ СОПРОТИВЛЕНИИ НЕОБОГРЕВАЕМЫХ ЭЛЕМЕНТОВ Расчет гидравлических сопротивлений при движении среды в трубах и каналах Потери напора, Н/м2, при изотермическом движении среды в ка- нале любого постоянного сечения в общем случае рассчитываются по формуле (I \ QW* + Снач) Z * (8.2) где Z — полная длина канала (трубопровода), м; d3 — эквивалентный гидравлический диаметр, м; £Нач — коэффициент гидравлического со- противления начального участка; X — коэффициент гидравлического сопротивления трения — безразмерная величина, характеризующая со- отношение сил трения и инерционных сил потока; р и w — средние плотность и скорость потока рабочей среды в канале соответственно, кг/м3 и м/с. Для каналов некруглого сечения где f — площадь попе- речного сечения канала, м2; и — смоченный периметр, м. При наличии перед входом в канал успокоительного участка £Нач=0. При отсутствия успокоительного участка и равномерном распределении скоростей на входе максимальное значение коэффициент сопротивления £Пач имеет при совершенно острой кромке на входе в канал и удалении обреза канала от стенки, в которую он заделан; в этом случае £нач==1. Минимальное значение £нач, которое может быть достигнуто при утолщении входной кромки, равно 0,5. Такое же значение имеет £аа«г при заделке обреза канала заподлицо со стенкой. 234
Влияние стенки на коэффициент сопротивления входа практически не сказывается при 6/rf9>0,5, где b — расстояние от среза канала до стенки, в которой он укреплен В практических расчетах сопротивление грения, Н/м2, в трубах и каналах можно считать по формуле I рю2 Артр= '“'J X (8*3) иэ Z или ее модификации I (pw)2 Дртр = х —-^-У. (8.4) «э 2 Здесь pw=D/(3600/), где D — часовой расход рабочей среды, кг/ч; и — удельный объем среды, м3/кг; f — сечение канала, м2. Основная трудность точного определения потери напора заключа- ется в правильной оценке коэффициента гидравлического сопротивле- ния А. Для X установлена зависимость от двух основных факторов, а именно от режима движения жидкости и состояния (шероховатости) стенки трубопровода. Ниже приводятся расчетные формулы и реко- мендации для определения коэффициента гидравлического сопротивле- ния трения для различных труб. Различают ламинарный, переходный и турбулентный режимы тече- ния рабочей среды. При ламинарном режиме течение устойчивое, линии тока среды не перемешиваются, плавно обтекая местные сопротивления. Турбулентный режим характеризуется наличием масс среды, ин- тенсивно перемешивающихся между собой. Режимы движения характеризуются безразмерным комплексом — числом Рейнольдса Re = pwd9/^ = Значения чисел Re, при которых происходит переход от одного режима течения к другому, называются критическими. Для каждой конструкции канала, элемента существует свой диапазон кри- тических значений чисел Re, При ламинарном движении среды в прямых каналах (Re<2*103) коэффициент гидравлического сопротивления А подчиняется закону Гагена—Пуазейля, в соответствии с которым этот коэффициент явля- ется функцией критерия Re, а именно: А = Л/Re; (8.5) значения d3 и А приведены в табл. 8 1. При изотермическом турбулентном течении в гладких трубах для Re^ (4 ч-100) • 103 коэффициент гидравлического сопротивления опреде- ляется формулой Блазиуса Л= O,3164/Re0’28, (8.6) а при Re= 1 • 105ч-1 • 108— формулой Никурадзе % = 0,0032 4-0,221/Re01237. (8.7) Шероховатость стенки трубы влияет на гидравлическое сопротив- ление только при турбулентном течении жидкости. При ламинарном движении шероховатость не проявляет себя и коэффициент гидравли- ческого сопротивления трения А оказывается таким же, как и в гладких трубах. При достаточно больших числах Re коэффициент А зависит только от шероховатости б/r, где б — средняя высота отдельных вы- 235
Таблица 8.1. Эквивалентный диаметр d3 и коэффициент А для различных форм сечения каналов Форма сечения ^9 А Круг диаметром d d 64 Квадрат со стороной а а 57 Кольцо шириной а 2а 96 Прямоугольник со сторонами а и b а/Ь-+0 2а 96 a/b=Q,l 1,82а 85 a/h-^0,2 1,67а 76 al b=0,25 1,60а 73 <1/6=0,333 1,50а 69 alb =0,5 1,33а 62 Эллипс, « — малая и b — большая полуоси а/6=0,3 1,4а 73 а/6-0,5 1,3а 68 «/6-0,7 1,17а 65 Равносторонний треугольник со сто- 0,58 53 роной а ступов на поверхности и r=d/2— радиус трубы. При этом имеет место квадратичный закон сопротивления. В области квадратичного закона сопротивления в технических трубах коэффициент 1 определяется следующим соотношением: * = -,-------1----ДГ- <8-8) 1,74 -[-2,31g — \ А / где А — эквивалентная шероховатость трубы, т.е. высота выступов в трубе с равномерно зернистой шероховатостью, для которой коэф- фициент гидравлического сопротивления трения равен Л данной трубы. Для ориентировочных расчетов можно рекомендовать [8.4] более простую приближенную формулу / г \0,25 Х = 0,1/(—) . (8.9) Начало перехода к квадратичному закону сопротивления при этом определяется из соотношения Renep»100-~. (8.10) Средние значения А могут быть взяты из табл. 8.2. 236
Рис. 8.1. Приведенный коэффициент трения для котельных труб В некоторых случаях для практических расчетов по формуле (8.3) рекомендуется использовать приведенный коэффициент трения Хо—Х/а 1/м. Значение для шероховатостей 0,08 и 0,01 мм, характерных со- ответственно для углеродистых и аустенитных котельных труб в об- ласти автомодельности, приводятся на графике рис. 8.1. Расчет гидравлических сопротивлений при движении среды в криволинейных трубах В котлостроении применяются теплообменные устройства, выпол- ненные из труб, навитых в виде змеевиков различных радиусов гиба. В криволинейных трубах движения среды имеет сложный характер: поток, испытывая действие центробежных сил, отжимается к внешней стенке, а в поперечном направлении появляется дополнительная цир- куляция среды. Все это, с одной стороны, приводит к повышению со- 237
Таблица 8 2. Средние значения эквивалентной шероховатости [8.3, 8.5] Наименование трубопровода или канала Д, мм Стальные трубы Аустенитные трубы поверхностей нагрева 0,01 Углеродистые и легированные трубы поверхностей 0,08—0,1 Трубопроводы из новых труб, в том числе станци- онные паропроводы перегретого пара 0,06 Теплофикационные паропроводы перегретого пара и водяные теплопроводы при деаэрации и химической очистке подпиточной воды 0,1 Паропроводы насыщенного пара и водяные тепло- проводы при незначительных утечках воды (до 0,5 %) и деаэрации подпитки 0,2—0,3 Паропроводы, работающие периодически (с про- стоями) и кояденсатопроводы с открытой системой возврата конденсата 0,5 Трубы воздуховодов сжатого воздуха от поршне- вых и турбокомпрессоров Нестальные металлические трубы 0,8 Чистые цельнотянутые трубы из латуни, меди и свинца 0,0015-0,01 Новые чугунные трубы с залитыми и хорошо сгла- женными стыками 0,1—0,3 противления змеевиков, а с другой — затрудняет появление турбулент- ных пульсаций. Последнее обстоятельство, приводит к стабилизации потока, что выражается в повышении ReKp, характеризующего на- чало области окончательного перехода в режим турбулентного течения. При этом X для криволинейных труб изменяется плавно при изменении числа Re. На рис. 8.2 в качестве примера показаны [8.6] коэффициенты гид- равлического сопротивления в функции чисел Re для прямой и криво- линейных змеевиков трубок с различным относительным радиусом гиба Rldaa. Из рисунка видно, что коэффициент гидравлического сопротив- ления змеевиковых труб Хзм может превышать X прямых труб того же диаметра в 2—3 раза. Для определения относительного превышения коэффициента гид- равлического сопротивления змеевиковых труб над X прямых труб прй изотермическом течении воды в турбулентной области (Re>ReKP) можно рекомендовать [8.7] следующую формулу, полученную путем обработки данных различных авторов: *8м/*Пр = 0,962 + 0,109 [Re (4вн/О)210'й. (8.11) 238
змеевиков; внутренний диаметр трубки Рис. 8.3. Зависимость относи- тельного превышения коэффи- циента сопротивления змееви- ковых труб над к прямых труб от комплекса Re(d,B/£))2: D — диаметр змеевика; dBH—внут* ренний диаметр трубки 239
На рис. 8.3 в полулогарифмических координатах приведена гра- фическая интерпретация этой формулы. Значение Re*p можно рассчитать по формуле п f don ReKp = 15 000 (8.12) или определить из графика, приведенного на рис. 8.4. Приведенные выше рекомендации даны для змеевиковых труб с количеством змеевиков п>4. Расчет гидравлических сопротивлений при движении среды в трубах с внутренним продольным оребрением В котельной технике применяются трубы с внутренним продольным оребрением Для определения эффективности и целесообразности при- менения таких труб требуется рассчитать их гидравлическое сопротив- ление. Ниже приводятся экспериментальные данные по коэффициентам гидравлического сопротивления труб с внутренним продольным оребре- нием заводского изготовления [8.8]. Испытаниям подвергались трубы в состоянии поставки после хранения их в течение нескольких месяцев без специальной консервации. Коэффициент трення 10р трубы с внутренним продольным оребре- нием рассчитан по данным опытов с помощью формулы Хор = 2Мэ/(/8У2р), (ЗЛЗ) где Др— перепад давления по длине трубы, Н/м2: ш —скорость среды, м/с; a^—Af/u— эквивалентный диаметр трубы, м; f — площадь внут- реннего сечения трубы, м2; «— внутренний смоченный периметр ореб- ренной трубы, м; Z — длина трубы, м. Автомодельная область для таких труб наступает прн числах Rc>(35-5-50)403. В этой области коэффициенты гидравлического со- противления постоянны, а их значения можно определить, например, по формуле (8 8), заменив в ней значение г на d3/2, подсчитанный, как это указано выше. Значение А принимается по табл. 8.2. Гидравлическое сопротивление при течении среды через местные сопротивления Местные потери давления возникают при местном нарушении нор- мального течения, отрыве потока от стенок, вихреобразовании и ин- тенсивном турбулентном перемешивании потока в местах изменения конфигурации трубопровода или при встрече и обтекании препятствий. Расчет потерь давления, Н/м2, при течении среды через местные сопротивления в общем случае производят по формуле Ар» .(*(..И) Так как механизм потери энергии в этом случае связан в основном с действием» инерционных сил, то коэффициент местного сопротивления £ в формуле (8.14) зависит от геометрии данного узла. Зависимость же от вязкости проявляется лишь в области малых чисел Re. 240
Таблица 8.3. Средние коэффициенты сопротивления входа в трубу из коллектора Вид входа Коэффициент сопротивления входа в среднюю трубу ^кол*0’1 В обогреваемую трубу из раздающего коллектора с торцевым или боковым под- водом среды (рис 8.5, поз. а) 0,5 0,7 В обогреваемую трубу из раздающего коллектора с рассредоточенным подводом среды при числе поперечных рядов отводя- щих труб на одну подводящую, пС30 (рис. 8 5, поз. д) 0,5 0,7 То же при и>30 (рис. 8.5, поз. д) В отводящую трубу собирающего кол- лектора с торцевым или боковым отводом среды (рис. 8.5, поз. б, г) В опускную трубу из вертикального или наклонного коллектора В отводящую трубу собирающего коллек- тора с рассредоточенным радиальным отво- дом среды (в активной зоне) (рис. 8 5, поз. е) 0,6 0, 0, 0, 0,8 4 ,4 5 Примечание. Коэффициент сопротивления входа в среднюю отводящую трубу собирающего коллектора с рассредоточенным радиальным отводом, учиты- вающий потери в нестабилизированной зоне, не зависит от относительного сече- ния коллектора и отводящих труб (рис 8 5, поз. а), £вх—0,25 Ниже приводятся справочные данные по местным сопротивлениям, наиболее часто встречающимся в котельном и теплообменном оборудо- вании [8.1, 8.3, 8.5 и 8.9]. Вход потока в трубы и каналы и выход из них. Средние коэффи- циенты сопротивления входа в трубу, отнесенные к скорости в ней, принимаются по табл 8 3 (для входов из коллекторов). Средние коэф- фициенты сопротивления выхода из трубы, отнесенные к скорости в ней, принимаются по табл. 8.4. Расчетная схема коллекторов изображена на рис. 8.5. При расчетах гидравлических разверок или в других случаях, когда возникает необходимость определить коэффициент сопротивления входа в любую отводящую трубу или выхода из нее, следует исполь- зовать графики, приведенные на рис. 8.6 и рис. 8.7. Резкие изменения сечения. Коэффициенты местного сопротивления при резком изменении сечения проходного канала, отнесенные к мень- шему сечению, находятся по рис. 8 8. Дроссельные шайбы (диафрагмы). Коэффициенты сопротивления шайб £ш, отнесенные к скорости в трубе, находятся по рис. 8 9. При этом для расчета установленных в трубе шайб как с острыми, так и с утолщенными краями при относительной толщине краев <0,5 рекомендуется пользоваться кривой а, а для расчета этих же шайб при установке их на входе в трубу —кривой б. Дроссельные 16—109 241
Рис. 8.5. Схемы к расчету коэффициентов сопротивления входа и выхо- да труб: а — раздающий коллектор с подводом вне активной зоны; б — собирающий кол- лектор с торцевым отводом; в —собирающий коллектор с рассредоточенным от- водом в активной зоне; г — собирающий коллектор с радиальным отводом при п<30; д —раздающий коллектор с радиальным рассредоточенным подводом при п >30 шайбы с h/dra>0,5 встречаются в практике реже, и расчет их несколько сложнее. При необходимости расчета коэффициента сопротивления таких шайб можно рекомендовать специальную справочную литерату- РУ £8.5]. Следует иметь в виду, что при Rem= ~~® <0,25- 10е коэффи- циент сопротивления шайбы начинает зависеть от числа Rem. Однако Таблица 8.4. Средние коэффициенты выхода из трубы Вид выхода 1,0 0,8 1Д 1,3 В барабан В раздающий коллектор с торцевым подводом В раздающий коллектор с радиальным подводом сре- ды в активной зоне В раздающий коллектор с боковым подводом среды Примечание Коэффициент сопротивления выхода в раздающий ксллек* тор с радиальным подводом среды в середине активной зоны с учетом влияния потерь в нестабилизированной зоне зависит от относительного сечения коллектора и подводящих труб (рис 8 5, поз 5): при-2— ^поДв гвых-ь’+гб’З-^- \ ^гподв при---5— >1,5 ур ^гподв =1,1 1,3-----В— ’’ВЫХ I уг \ л/подв- 242
Рис. 8.6. Коэффициент сопротивления выхода из трубы в собирающий коллектор: г — номер трубы (от глухого торца) Рис. 8.7. Коэффициент сопротивления входа в трубу из раздающего коллектора с односторонним подводом: г— номер трубы (от глухого торца) 16* 243
Рис. 8.8. Коэффициенты сопротивле- ния при внезапном изменении сече* ния: меньшее сечение входа (выхода): Fg—«большее сечение входа (выхода) при установке таких шайб в парово- дяном тракте котла при ориентиро- вочных расчетах поправку на степень турбулентности можно не учитывать из-за ее незначительности. Коэффициенты сопротивления из- мерительных диафрагм принимаются [3.3] согласно РД 50-213-80. Повороты и гибы. Различают сварные составные колена, плавные и крутоизогнутые гибы (#/d<l,5). Коэффициенты сопротивления свар- ных колен принимают по рис. 8.10, а; плавных гибов — по рис. 8.10, б; кру- тоизогнутых гибов с одинаковыми радиусами закругления обеих кромок (Rbh«Rh) — по рис. 8.10, о. Для перлитных труб диаметром более 150 мм и аустенитных труб всех диаметров вводится поправочный коэффициент Сд на уменьшение относительной шероховатости d/Д в соответствии с графиком 810, г. При этом расчет коэффициента сопротивления ведется муле рис. по фор- (8.15) Для плавных гибов с радиусом гиба /?М>3,5 значения коэффи- циентов сопротивления можно принимать по табл. 8.5. Коэффициенты сопротивления резких поворотов приведены в табл. 8.6. Таблица 8.5. Коэффициенты сопротивления для плавных гибов с /?/а>з,5 Угол поворота 20° J 20-60° 60-140° 140е Коэффициент сопротивления 0 од 0,2 О.з Таблица 8.6. Коэффициенты сопротивления резких поворотов Угол поворота 30° 45° 60е 75° 90° Коэффициент сопротивления 0,25 0,5 0,8 1,2 1,75 244
Рис. 8.9. Расчетные значения коэффициентов сопротивления дроссельных шайб. а — шайба в трубе; б — шайба на входе в трубу Коэффициент сопротивления составных колен, сваренных из участ- ков труб с разворотом потока на угол 120—150°, принимается рав- ным ОД а для колен типа «Элеско» — 0,5. 245
tO о> Рис 8.10 Коэффициенты сопротивления поворотов и гибов: л сварные составные колена; б— плавные гибы, в — крутоизогнутые гибы, а — поправка на шероховатость меньше принятой; 1 — для колон, 2 — для крутоизо- гнутых гибов 3 —для плавных гибов
Рис. 8.11. Расчетная схема тройников: а — симметричный раздающий тройник; б — симметричный собирающий тройник; в — несимметричный раздающий тройник; г — несимметричный собирающий трой ник Тройники. Расчетная схема тройников приведена на рис 8.11. Раз- личают раздающие и собирающие, симметричные и несимметричные тройники. Коэффициент сопротивления тройников зависит главным образом от углов ответвления а и соотношения площадей проходных сечений канала основного (раздающего) потока /’п, собирающего канала Fe и каналов боковых ответвлений F^ а также расходов в них. Значения коэффициентов сопротивления симметричных тройников с равными площадями проходных сечений боковых ответвлений, отне- сенные к скорости в ответвлении, приведены в табл. 8.7. Таблица 8 7. Коэффициенты сопротивления симметричных тройников с равными площадями проходных сечений боковых ответвлений Тип тройника Угол ответвле- ния Отношение сечений каждого ответвления к раздающему (собирающему) 0,3 | 1 0,5 0,7 1,0 Симметричный раздаю- 30° 0,2 0,15 0,5 1,4 щий 45° 0,2 0,25 0,7 1,9 60° 0,2 0,4 1,0 2,3 90° 0,4 1,05 2,1 4,1 Симметричный собираю- 30° 0,1 0,3 0,3 0,3 щий 45° 0,5 0,5 0,5 0,5 60° 0,85 0,85 0,85 0,85 90° 1,4 2,1 3,0 5,2 247
Таблица 88 Коэффициенты сопротивления несимметричных раздающих тройников с одинаковыми сечениями основного канала до и после ответвления Угол бокового ответвления Отношение скоростей в ответвлении к скорости в раздающем (общем) канале тройника 0,4 | 0,5 0,7 | 1,0 | 1,5 2,0 Боковое ответвление 30° 45° 60° 90° 3,0 3,8 5,2 8,2 1,5 2,3 2,7 4,0 П( 0,5 0,9 1,4 2,3 >оход 0,2 0,5 0,9 1,3 0,25 0,45 0,70 0,75 0,35 0,50 0,65 0,55 При всех углах от- 0,9 0,3 0,1 0 0 0 ветвления Для несимметричных тройников наиболее характерным является со- отношение Fn+F6>FC при Коэффициенты сопротивления для раздающих несимметричных тройников такого типа (рис. 8.11, в), отне- сенные к скорости в ответвлении, принимаются в табл. 8.8. В табл. 8.9 приведены коэффициенты сопротивления несимметрич- ных собирающих тройников с одинаковыми сечениями основного кана- ла до и после ответвления (рис. 8.11, г), отнесенные (в отличие от других случаев) к скорости в сборном канале. В этой таблице в чис- лителе даны коэффициенты сопротивления для Fg/^c=0,5, а в знаме- нателе—для F^F^\. Для промежуточных значений Fe/^c Допускает- ся линейная интерполяция коэффициентов сопротивления. Все приведенные рекомендации по расчетным значениям коэффи- циентов сопротивления тройников относятся к тройникам обычной конструкции — с каналами постоянного сечения и с поворотами вокруг острой кромки. Установка диффузора (конфузора) на ответвлении всех раздающих и симметричных собирающих тройников, а также не- симметричных собирающих тройников снижает потери давления в обе- их ветвях. К уменьшению коэффициентов сопротивления тройников приводит также и закругление кромок ответвлений. Диффузоры (конфузоры) на ответвлениях должны выполняться с суммарными углами раскрытия 10—13° при длине не менее 1,5 эквивалентного диаметра ответвления. Закругление кромок ответвлений целесообразно выполнять только на раздающих тройниках, а также на собирающих с а=90°. Закругление кромок собирающих тройников с а<90° не снижает их коэффициента сопротивления. Закругления следует выполнять с радиусом, равным 0,1—0,2 эквивалентного диаметра ответвления. Коэффициент сопротивления тройников улучшенной формы подсчи- тывается по следующей формуле: = (8.16) где £ —коэффициент сопротивления тройника постоянного сечения с острыми кромками, отнесенный к скорости в ответвлении. 248
Таблица 8.9. Коэффициенты сопротивления несимметричных собирающих тройников типа Fn=Fc (отнесены к скорости в сборном канале) Угол бокового ответвления Отношение расхода в боковом ответвлении к расходу в сборном канале 0,2 | 0,4 | 0,6 | 0,8 | 0,9 Боковое ответвление -0,3 0,3 0,8 1,3 1,5 —0,4 0,1 0,3 0,4 0,3 45° —0,2 0,5 1,2 1,7 2,0 -0,4 0,1 0,4 0,5 0,5 60’ —0,2 0,6 1,4 2,2 2,5 -0,4 0,2 0,5 0,7 0,7 QAO —0,1 1,0 2,2 3,5 4,2 -0,3 0,3 0,7 М 1,3 Проход оло 0,2 0,1 -0,5 -1,3 —1,7 OV 0,3 0,4 —0,2 -0,2 -0,4 45° 0,2 0,2 -0,3 —1,0 —1,4 0,3 0,4 —0,3 0 —0,3 0,3 0,3 0,1 -0,3 —0,7 OU 0,3 0,4 0,3 0,2 0 0,4 0,6 0,8 0,9 1,0 Уи 0,4 0,5 0,6 0,6 0,6 Если коэффициент £ отнесен к скорости в сборном канале, то расчет £уЛ ведется по формуле / \2 \ / (8.17) где W6™ скорость в ответвлении, м/с. Значения приведены в табл. 8.10. Трубопроводная арматура. Гидравлика трубопроводной арматуры типа дроссельных, запорных и регулирующих устройств характеризу- ется наличием внезапных расширений и сужений, изменений направле- ния потока жидкости или газа. Коэффициент гидравлического сопротивления арматуры зависит от геометрии канала, вязкости, скорости потока и агрегатного состояния среды. 249
Таблица 8.10. Значения Д£ для тройников улучшенной формы Ът тройника Присоединительный участок ответвления Угол ответвления 15° I 30° 1 45° 1 i | 90° Раздающий Конический переход с углом 10—13° Закругление<кромки с г~ (0,14-0,2)d 0,1 0,1 0,2 0,15 0,3 0,2 0,5 0,4 Собирающий Конический переход с углом 10—13° Закругление кромки с (0Д4-0,2)с/ 0 0 ,3 0 0 1 0,4 1 ° 0,15 В ряде случаев при оценке £ новой арматуры можно пользоваться данными табл. 8.11, полученными на основании обобщения многочислен- ных опытных данных [8.20] При этом следует иметь в виду, что для арматуры обычно автомодельная область, в которой коэффициенты местного сопротивления практически [8.5] не зависят от числа Рей- нольдса, лежит выше Re= 1054-2* 105. Значение Re«P зависит от конст- Рис. 8.12. Конструктивная схема ре- гулирующей арматуры, рекомендуе- мой для использования при р< <10 МПа [8.21]: а и б — проходной игольчатый клапан: в — поворотно-золотниковый двухпоточный кла- пан БКЗ, г — поворотно-золотниковый од- нопоточный клапан ТКЗ. /, 2 —направле- ние движения потока среды Рис. 8.13. Конструктивная схема регулирующей арматуры, рекомендуе< мой для использования при р>20 МПа [8 21] * а — угловой игольчатый клапан; б — шиберный клапан рукции дроссельного устройства и степени сужения и устанавливается обычно экспериментально. В табл. 8.12 приведены экспериментально установленные ReKP для различных типов дроссельных клапанов. При значении Re<ReKP сле- дует учитывать изменение £. В табл. 8.13 приводятся основные типы регулирующего органа (РО) (арматуры), применяемые в теплоэнергетике, а на рис. 8.12 и 8.13 их схематическое изображение. 250
Таблица 8.11. Значения коэффициентов сопротивления £ для арматуры Тип армгтуры Эскиз Коэффициент Примечание Клапан запорный Клапан обратный ?' 5,7—9,0 7,0—9,0 С увеличением условного прохода £ роз- ко возрастает Клапан угловой Клапан обратный угловой 1 3,4—4,4 4,1—5,3 То же Клапан с улучшенной проточной частью 3,2—4,4 С увеличением условного прохода £ воз- растает Клапан прямоточный —1 2,6—3,5 С увеличением условного прохода £ ма- ло возрастает Клапан обратный сл 3,4-4,3 При полном открытии проходного сече- ни