Ю.Г.Назмеев
s
МАЗУТНЫЕ
ХОЗЯЙСТВА
Ю.Г. Назмеев
МАЗУТНЫЕ ХОЗЯЙСТВА
ТЭС
оцифровано 03.02.2012 року та викладено на www.janko .fron t. г и
Москва Издательство МЭИ 2002
УДК 665.75
ВВК 31.353
1119
Рецензент: лау|м;ат премии 11равительства РФ в области науки н техники П|км|). С. Г. Тиш пн (Московский энергетически ii институт (тех ппчсский уп11вс|>с11тет))
Назмсев Ю.Г.
Мазутные хозяйства ТЭС. — М.: Издательство МЭИ, 2002. — 612 с.: ил. ISBN 5-7046-0864-7
Приведены технологические схемы, консгрукцнн и характеристики оборудования мазутных хозяйств элект|кхта1щнй и крупных (районных) котельных. 11|>сдставле11ы методики расчета и выбора всего комплекса оборудования и режимов эксплуатации мазутных хозяйств, а также структурного, теплового и термодинамического анализов схем мазутных хозяйств различного тина. Дана общая методика н|м>ектн|>о-ванпя мазутных хозяйств элект|кятанций и крупных котельных.
Для иижснсрно-гохннческах работников элект|ммтаицпй, ii|M?;uipii-ятнй тепловых сетей и проектных организаций, научных сотрудников, асп и рангов и студентов.
Ил. 415. Библиогр.: 258 на.зв.
УДК 665.75
ББК 31.353
ISBN 5-7046-0864-7
© Назмеев Ю.Г., 2002
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие................................. 5
Глава 1. Назначение и классификация мазутных хозяйств.................................... 7
1.1.	Общие сведения о мазутах ....... 7
1.2.	Характеристики и свойства мазутов ... 10
1.3.	Назначение и роль систем хранения и подготовки жидкого топлива.......... 17
1.4.	Классификация схем мазутных хозяйств ........................... 18
1.5.	Основные требования к организации мазутного хозяйства..................27
1.6.	Основные требования к организации топливного хозяйства газотурбинных установок ...........................37
Глава 2. Горелки и форсунки котельных установок как определяющие факторы для нахождения основных характеристик мазутного хозяйства...................................39
2.1.	Общие положения.................39
2.2.	Назначение и классификация газомазутных горелок.................39
2.3.	Горелки котлов малой мощности ..44
2.4.	Горелки котлов средней мощности.51
2.5.	Горелки котлов большой мощности .... 53
2.6.	Назначение и классификация мазутных форсунок.............................60
2.7.	Механические форсунки ..........64
2.8.	Паровые форсунки ...............69
2.9.	Воздушные форсунки .............73
2.10.	Паромеханические форсунки......77
2.11.	Ротационные форсунки ..........79
2.12.	Вязкость, давление, температура и расход мазута для горелочных устройств и форсунок...........................81
2.13.	Вместимость мазутохранилищ электростанций и котельных...........85
2.14.	Методика и примеры расчета основных характеристик мазутного хозяйства ...........................90
Глава 3. Организация доставки и слива мазута .... 96
3.1.	Способы и оборудование для доставки мазута...............................96
3.2.	Слив мазута из цистерн..........105
3.3.	Определение основных характеристик железнодорожных эстакад и желобов для слива мазута.....................112
3.4.	Продолжительность и нормы времени слива мазута.........................114
3.5. Подогрел мазута в цистернах
при сливе...............................116
3.6.	Зачистка цистерн .................133
Глава 4. Оборудование для хранения мазута....136
4.1.	Классификация и основные характеристики резервуаров для хранения мазута .................136
4.2.	Подземные бесшахтпые, шахтные и траншейные резервуары ...............139
4.3.	Металлические резервуары .......142
4.4.	Железобетонные резервуары.......152
4.5.	Приемные и расходные баки ......159
4.6.	Резинотканевые резервуары.......161
4.7.	Оборудование резервуаров........161
4.8.	Очистка резервуаров от осадков мазута ..............................165
4.9.	Противопожарные мероприятия при хранении мазута......................168
Глава 5. Алгоритм и методика расчета процессов подогрева мазута в резервуарах .............171
5.1.	Способы подогрева мазута в резервуарах ...................... 171
5.2.	Методика расчета подогревателей и способов подогрева мазута в резервуарах ...................... 180
Глава 6. Оборудование мазутонасоспых станций 217 6.1. Насосы, применяемые в мазутных хозяйствах ТЭС и котельных..................217
6.2.	Выбор типа и числа насосов......244
6.3.	Основные правила пуска, остановки, ухода и эксплуатации насосов.........250
6.4.	Мазутные фильтры................251
6.5.	Типы мазутонасосных станций ....256
6.6.	Компоновка оборудования и требования к зданиям мазутонасосных .... 264 6.7. Оборудование и схемы обработки мазуга присадками....................267
Глава 7. Мазутопроводы и паровые спутники .... 273 7.1. Трубы для мазутопроводов и паровых спутников............................273
7.2.	Соединения труб..................280
7.3.	Арматура трубопроводов мазутного хозяйства. Классификация и общие требования ......................... 285
7.4.	Соединения арматуры............286
7.5.	Запорная арматура трубопроводов мазутного хозяйства .................288
3
7.6.	Регулирующая арматура трубопроводов мазутного хозяйства ..................303
7.7.	Предохранительная арматура трубопроводов мазутного хозяйства .........310
Глава 8. Алгоритм и методика расчета мазутопроводов и паровых спутников...........317
8.1.	Системы подогрева мазутопроводов и арматуры............................317
8.2.	Методика гидравлического расчета мазутопроводов с разветвленной структурой............................323
8.3.	Тепловая изоляция мазутопроводов и арматуры .............................337
8.4.	Методика теплового расчета мазутопроводов с паровыми спутниками . . 342
Глава 9. Стационарные подогреватели мазута .... 357 9.1. Назначение и классификация стационарных подогревателей мазута.....357
9.2.	Конструкции и характеристики серийных стационарных подогревателей мазута................................359
9.3.	Конструкции и характеристики секционных подогревателей.............367
9.4.	Эффективность серийных стационарных подогревателей мазута....378
Глава 10. Поверочные расчеты и выбор стационарных подогревателей мазута ..........380
10.1.	Основные положения теплового расчета подогревателей мазута.........380
10.2.	Алгоритм и примеры поверочных расчетов стационарных серийных подогревателей мазута ................387
10.3.	Алгоритм и примеры поверочных расчетов секционных теплообменных аппаратов для замены серийных стационарных подогревателей мазута....397
10.4.	Замена подогревателей мазута типа ПМ теплообменными аппаратами серии ТТ («труба в трубе»)............403
Глава 11. Структурный, тепловой и термодинамический анализ теплотехнологических схем мазутных хозяйств ......................406
11.1.	Методика структурного анализа теплотехнологических схем мазутных хозяйств..............................406
11.2.	Структурный анализ и идентификация теплотехнологических схем мазутных хозяйств различного типа .............409
11.3.	Методика теплового анализа теплотехнологических схем мазутных хозяйств..............................429
11.4.	Тепловой анализ теплотехнологических схем мазутных хозяйств различного типа..................................429
11.5.	Эксергетический метод термодинамического анализа теплотехнологических схем мазутных хозяйств...........471
11.6.	Термодинамический анализ теплотехнологических схем мазутных хозяйств различного типа.......................479
Глава 12. Интенсификация теплообмена в стационарных подогревателях мазута..............504
12.1.	Значение интенсификации теплообмена ........................504
12.2.	Физические основы и понятия интенсификации теплообмена .........505
12.3.	Эффективность методов интенсификации теплообмена и способы ее оценки . . 509 12.4. Основные результаты экспериментальных исследований и эффективность методов интенсификации теплообмена при ламинарном течении вязкой ньютоновской жидкости в каналах и трубах........517
12.5.	Интенсификация теплообмена при переходном и турбулентном течениях в каналах и трубах ................535
12.6.	Интенсификация теплообмена при конденсации пара на наружных поверхностях труб..................539
Глава 13. Моделирование, анализ и обоснование эффектов интенсификации теплообмена при ламинарном течении вязкой жидкости...................................542
13.1.	Общие положения ..............542
13.2.	Гидродинамика и теплообмен при ламинарном течении жидкости в каналах с винтовыми интенсификаторами теплообмена ...................... 543
13.3.	Результаты численных исследований и анализ возникающих эффектов в каналах с винтовыми интенсификаторами теплообмена ...................... 554
13.4.	Гидродинамика и теплообмен при ламинарном течении жидкости
в дискретно-шероховатых каналах.....567
13.5.	Результаты численных исследований и анализ возникающих эффектов в каналах с пристенными интенсификаторами теплообмена .......................572
13.6.	Теоретическое обоснование эффектов интенсификации при ламинарном течении капельных жидкостей........574
Глава 14. Модернизация серийных гладкотрубных подогревателей мазута.................580
14.1. Общие положения .............580
14.2. Алгоритм и методика уточненного теплогидравлического расчета подогревателей мазута с применением методов интенсификации теплообмена . . . 582 14.3. Результаты исследований и рекомендации по модернизации гладкотрубных подогревателей мазута типа ПМ......586
Глава 15. Методика проектирования мазутных хозяйств электростанций и котельных .. . 597 15.1. Общая концепция разработки теплотехнологических схем мазутных хозяйств . 597 15.2. Атгоритмы проектирования, расчета режимных параметров и выбора оборудования теплотехнологических схем мазутных хозяйств.........................599
Список литературы .........................605
4
ПРЕДИСЛОВИЕ
Свыше 30% добываемой нефти в процессе ее переработки переходит в топочный мазут, основным потребителем которого являются электростанции и котельные.
Согласно проектам энергетической стратегии России в XXI в. даже в случае самых жестких ограничений добыча нефти в 2010 г. будет на уровне 280—290 млн т, а в 2030 г. — на уровне 235—245 млн т.
Более мягкие сценарные варианты развития топливно-энергетического комплекса России предусматривают увеличение добычи нефти в стране в 2030 г. до 600 млн т/год. Прогноз структуры топливно-энергетического баланса России показывает, что нефть и газ останутся доминирующими энергоносителями, при сжигании которых в 2030 г. будет производиться 70% энергии. Разумеется, при этом будет происходить изменение структуры топливно-энергетического баланса с постоянным вытеснением нефти и газа и увеличением доли угля и ядерного топлива. И даже несмотря на значительные объемы экспорта нефти и нефтепродуктов, значительная часть электростанций и котельных России будет еще, как минимум, несколько десятилетий работать на жидком органическом топливе. При этом, разумеется, следует помнить, что большое число электростанций и крупных котельных используют мазут в качестве основного топлива, на всех электростанциях и котельных, работающих на газовом топливе, имеются резервные мазутные хозяйства, а электростанции и котельные, работающие на угле, часто используют мазут для растопки и подсвечивания факела.
Несмотря на эти в какой-то мере извест
ные и ранее прогнозы, к настоящему времени сложилась ситуация, когда в стране практически нет публикаций, посвященных разработкам в области методов расчета и проектирования мазутных хозяйств. Одной из главных причин является начавшееся с 70-х годов масштабное строительство электростанций и крупных котельных, работающих на газе. Одновременно шел не менее масштабный процесс перевода действующих электростанций и котельных на газовое топливо. Очевидной причиной этому является также сложившаяся в те годы практика планирования поставок топлива и регулирования цен на него. В настоящее время, когда цены на жидкое органическое топливо и газ достаточно высоки, вопросы повышения эффективности теплотехнологических схем мазутных хозяйств становятся снова актуальными.
Следует отметить, что автор во многом, особенно в части описания комплекса оборудования мазутных хозяйств, опирался на известные работы виднейших специалистов в этой области — З.И. Геллера, В.А. Адамова, Б.С. Белосельского, И.М. Ляидо, Н.М. Олене-ва, Б.М. Кривоногова, А.К. Сильницкого и др. Работы этих ученых и специалистов в 60—70-х годах заложили фундамент действующих и по сей день на электростанциях систем подготовки жидкого топлива.
Структура книги основана па принципе последовательности проектирования и расчета всей технологической схемы мазутного хозяйства, общий алгоритм которого описан в последней главе.
К сожалению, действующие по сегодняшний день отраслевые методики расчета и
5
проектирования мазутных хозяйств далеко не в полной мере отражают все особенности тепловых процессов, происходящих па всех стадиях подготовки мазута к сжиганию. Тем не менее именно эти методики проектирования, несмотря на все недостатки, обеспечили строительство и развитие всего энергетического комплекса страны.
Помимо описания всего комплекса оборудования, выпускаемого промышленностью для мазутных хозяйств электростанций и котельных, книга посвящена разработке обобщенных методик расчета всех тепловых процессов в мазутном хозяйстве, начиная от определения основных характеристик мазута и далее, двигаясь по тсплотехиологической схеме от оборудования сливных операций до его подогревателей. Разработанные методики носят обобщенный характер, позволяют рассчитывать оборудование, а затем осуществлять его выбор. С помощью предложенных методик можно также вычислять режимные параметры теплоносителей, производить расчет и выбор тепловой изоляции, определять длительность основных операций по подготовке мазута к сжиганию.
В книге предложена последовательность расчета и проектирования с оценкой доли затрат энергии на содержание мазутных хозяйств по видам оборудования и по сезонным периодам работ электростанций и котельных. Разработаны методы оценки эффектив
ности мазутных хозяйств в целом и отдельных видов оборудования.
Несколько глав посвящены описанию конструкций, методам расчета и модернизации теплообменников — подогревателей мазута как основному и наиболее энергоемкому виду оборудования.
В тоже время в книге не рассматриваются такие вопросы, как экологические последствия сжигания мазута, его качество и состав, режимная работа котельного оборудования па мазуте и др. Все это, по мнению автора,— отдельные проблемы, настолько важные в настоящее время, что должны являться тематикой специальных исследований.
Автор выражает глубокую благодарность рецензентам книги: профессору Московского энергетического института (технического университета) С.Г. Тишину и главному инженеру ПЭО «Татэнерго» Ю.В. Щелокову за ценные замечания, которые учтены при подготовке рукописи.
Особая признательность руководству ПЭО «Татэнерго» — главному инженеру Ю.В.Щсло-кову и заместителю главного инженера по теплотехнической части А.В.Чадаеву за поддержку научных разработок.
Замечания и отзывы просьба направлять по адресу: 111250, Москва, ул. Красноказар-меннная, 14, Издательство МЭИ.
Автор
НАЗНАЧЕНИЕ И КЛАССИФИКАЦИЯ МАЗУТНЫХ ХОЗЯЙСТВ
1.1. Общие сведения о мазутах
Мазут является основным видом жидкого топлива, которое применяется па электростанциях и в котельных. Это горючая жидкость с температурой самовоспламенения 350 °C, пределами воспламенения 91 — 155 °C, температурой вспышки 90 °C. Взрывоопасная концентрация паров мазута в смеси с воздухом составляет 1,4—8% [1]. По степени воздействия па организм человека мазут является малоопасным продуктом и относится к 4-му классу опасности.
Мазут" может быть получен па нефтеперерабатывающих заводах путем неглубокой переработки сырой нефти (называемой возгонкой) и высокотемпературного крекинг-процесса. При возгонке нефть разделяется па фракции по температурам их кипения без разрушения молекулярной структуры углеводородов. При крекинге нефти идет процесс образования новых соединений, как правило, расщепления на новые легкие фракции. Однако могут образовываться и тяжелые углеводороды — гудрон и полугудроп, а также твердые вещества.
В зависимости от способа переработки нефти различают прямогонный мазут и крекинг-мазут.
Прямогонный мазут представляет собой смесь тяжелых нефтяных остатков прямой перегонки нефти с ее маловязкими фракциями. Для поддержания вязкости в пределах требований стандарта к тяжелому остатку подмешивают полученный в результате разгонки нефти дистиллят.
Крекинг-мазут — это тяжелый высоковязкий остаток крекинг-процесса. В случае несо
ответствия характеристик крекинг-мазута требованиям стандарта его смешивают в необходимых пропорциях с прямогонным мазутом.
Согласно ГОСТ 10585--75 установлена следующая маркировка па мазут: флотский — марок Ф5 и Ф12, топочный — марок М40 и М100.
Н а отдел ы i ы х н е фте п е ре ра ба ты в а ю щ и х заводах выпускается мазут марки М200. Его подают по мазутопроводу в горячем виде на располагаемую вблизи завода ТЭЦ.
Флотские мазуты относятся к категории легких котельных топлив. Мазут Ф5 получают смешением продуктов перегонки сернистых нефтей: 60—70% мазута и 30—40% газойлевых фракций, а мазут Ф12 — смешением продуктов переработки малосерпистых нефтей: 60—70% мазута прямой перегонки, 10—12 % газойлевых фракций и 20—30% креки! н-остатка.
Топочный мазут марки М40 относится к категории средних, топочные мазуты марок М100 и М200 — к категории тяжелых топлив.
В зависимости от содержания серы топочные мазуты подразделяют на ряд сортов: низкосернистые (Sp < 0,5%), малосернистые (0,5% <SP< 1,0%), сернистые (1% <SP<2%) и высокосерпистые (2% < Sp < 3,5%). Как правило, на электростанции и в котельные поступают сернистые и высокосерпистые мазуты.
Топочные мазуты характеризуются в основном теми же показателями, что и нефти, из которых их получают. Мазуты — это сложные коллоидные системы, образующие в области температуры застывания псевдокрис-таллическую структуру, характеризующуюся пониженной текучестью (повышенной вяз-
7
Таблица 1.1. Средний элементный состав мазутов, %
Элемент	Флотский		Топочный					
			Малоссрппстый		Сернистый		Высикосернистый	
	Ф5	ФГ2	М40	М100	М40	Ml 00	М-10	М100
S‘„6	2,0	0,8	0,5	0.5	2,0	2,0	3.5	3,5
сс	-	—	81,05	84,65	83,8	83,8	83	83
IT	-	-	11.7	11,7	11,2	11,2	10,4	10,1
	-	-	0.6	1.0	0.8	1,0	0,8	1.0
костью) или высокой плотностью. Мазуты содержат значительное количество асфальтово-смолистых веществ, больше, чем исходные нефти, серы, ванадия и азота.
Элементный состав горючей части мазута близок к элементному составу нефти, а для малосерпистого мазута он практически не отличается от состава исходной нефти.
Преобладающими элементами являются углерод (85—87%) и водород (10—12%), остальная доля приходится па серу, кислород, азот и ванадий.
В составе высокоссрнистого крекипг-мазу-та содержание ванадия и азота выше, а углерода и водорода ниже, чем в нефти. Следствием этого является пониженная теплота сгорания крскинг-мазута. Однако колебание по теплоте сгорания безводных мазутов различных марок невелико и находится в пределе 40 000—42 000 кДж/кг, что практически не сказывается на эффективности работы котлов. Средний элементный состав для различных марок мазута приведен в табл. 1.1.
Углеводородные соединения в составе прямогонных мазутов составляют наиболее значительную долю. К ним относятся углеводороды ароматического и нефтспового ряда, циклические и полициклические (мпогокольча-тые) соединения. В некоторых случаях значительную долю в составе углеводородов занимают ациклические соединения предельного ряда (олефины). Крекинг-мазуты содержат в основном полициклические углеводороды, а также углеводороды непредельного ряда (олефины), продукты их полимеризации или конденсации. При хранении мазута они выпадают в осадок.
Асфссгътово-смолистые вещества — смолы и асфальтены являются наиболее термостойкой частью нефти и переходят в мазут в основном без изменения своей структуры. При крекинге прямогонного мазута большая их часть, разлагаясь, превращается в твердые продукты асфальтово-смолистого характера: карбены и карбоиды. Смолы относятся к высокомолекулярной части мазута. Их содержание в мазуте составляет 8—12%. Вследствие протекания окислительных процессов во время храпения мазута содержание в них асфальтово-смолистых веществ непрерывно возрастает. Содержание асфальтово-смолистых веществ является одним из основных показателей качества нефти: чем выше их содержание, тем хуже качество нефти. С увеличением содержания этих соединений плотность и вязкость мазута возрастают. Асфальтово-смолистые вещества имеют разную растворимость. В отличие от асфальтенов, растворимых во многих растворителях, и карбенов, растворимых в сероуглероде, карбоиды не растворяются. Концентрация карбои-дов в мазутах часто составляет около 2%. Наличие карбоидов повышает нестабильность мазутов, проявляющуюся в выпадении из них твердой фазы. С ростом температуры скорость осаждения карбоидов увеличивается. При увеличении концентрации карбоидов свыше 1% нестабильность резко возрастает, а это вызывает их осаждение в мазуто-проводах, на днищах резервуаров, па поверхностях нагрева, коксование форсунок.
В мазуте сера присутствует в основном в форме сероорганических соединений— меркаптанов, сульфидов, тиофанов, дисульфидов,
8
полисульфидов и, в меньшей мере, в виде сероводорода и серы элементарной. Все сернистые соединения хорошо растворимы в углеводородах.
Содержание серы в мазуте находится в прямой связи с сернистостью исходной нефти. Нефти содержат серу в количестве от долей процента до 7%. Общее содержание сернистых соединений в нефтях в ряде случаев в десятки раз превышает содержание самой серы и составляет более половины состава нефти. Большая часть сернистых соединений (70—90%) концентрируется в высококи-пящих фракциях нефти, являющихся основной частью мазута. Сернистые соединения нефти и нефтепродуктов классифицируют па основании определенного сходства в строении молекул или числа атомов серы и их структурного расположения в молекуле. Однако при этом значительная часть сернистых соединений остается неклассифицированной. При определении группового состава эту часть сернистых соединений относят к «неопределяемой» или «остаточной» сере. Содержание «остаточной» серы у многих сортов мазута достигает более половины содержания серы общей.
Для определения содержания серы в нефтепродуктах применяют методы, изложенные в [2, 3].
Соединения ванадия в мазуте представлены в основном группами металлоорганического характера, в структуру которых входят наряду’ с атомами ванадия V атомы железа Fe, никеля Ni и др. Содержание ванадия в мазуте обычно невелико и, как правило, не превышает 0,03%. При этом наблюдается рост содержания ванадия в мазуте с увеличением его сернистости. Методика определения содержания ванадия в нефтепродуктах приведена в [4].
Азот в жидком топливе входит в структуру так называемых гетероорганических соединений кольчатого вида, в том числе и ароматического типа. Массовая доля азота в мазутах колеблется от 0,1 до 1,5%.
Содержание воды в мазутах обычно составляет 0,5—5%, однако в отдельных случаях
оно может достигать 10—20% и более. Значительное обводнение мазутов происходит в основном при их разогреве в период слива свежим паром. В зависимости от температуры воздуха, температуры и вязкости мазута, а также параметров пара обводненность мазута при сливных операциях повышается до значений 4—10%, а при разогреве высоковязкого мазута до значений 10—12% в летнее время и до значений 15—20% в зимнее. Наличие влаги в мазутах нежелательно, поскольку она дополнительно отнимает теплоту на свое испарение, вызывает вспенивание топлива в открытых баках и пульсацию факела форсунки. У обводненных мазутов понижается низшая теплота сгорания, увеличивается коррозионная активность по отношению к мазутопроводам. При этом осложняется эксплуатация котлов и всего мазутного хозяйства. Методика определения влажности мазутов приведена в [5].
Минеральные примеси в мазутах представляют собой в основном соли щелочных металлов, растворенные в воде, извлеченной из пластов вместе с нефтью, а также продукты коррозии резервуаров.
Зольность топочных мазутов весьма невелика и обычно не превышает 0,2%. С повышением вязкости зольность мазута увеличивается, что связано с углублением отбора от нефти легких малозольных фракций. В состав золы мазутов входят оксиды кальция (0,01-0,03%), магния (0,001-0,008%), ванадия (0,01—0,03%), натрия (0,02—0,08%), железа (0,001-0,02%), кремния (0,001-0,008%) и др.
Механические примеси в мазуте обычно представляют собой в основном инертные включения, попавшие в нефть во время ее добычи. Содержание их колеблется от сотых долей до целых процентов. Сущность метода экспериментального определения механических примесей в нефтепродуктах изложена в [6, 7].
Коксуемость мазута характеризуется количеством твердого остатка, образующегося при коксовании навески мазута в строго определенных условиях, представляет собой
9
Таблица 1.2. Технические требования и нормы качества мазутов
Показатель	Марка							
	Ф5 (со знаком качества)	Ф5	Ф12 (со знаком качества)	Ф12	М40В (со знаком качества)	М40	М100В (со знаком качества)	Ml 00
Вязкость условная, °ВУ, нс более: при 50°С	4	5	12	12								
при 80°С	—	—	—	—	6	8	10	16
Кинематическая вязкость, м2/с. нс более: при 50°С	29	36,2	89	89	—						
при 80°С	-	-	-	-	43,8	59	73,9	118
Динамическая вязкость при 0°С,Пас, не более	2,7	2,7	—	—	—	—	—	—
Зольность мазута, %, не более	0,04	0,05	0,07	0,10	0,04	0,12	0,05	0,14
Массовая доля механических примесей, %	0,07	0,10	0,07	0,12	0,07	0,80	0,20	1,5
Массовая доля серы в мазутах, %, не более: малосернистых			0,5	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5
сернистых	1,5	2,0	—	—	2,0	2,0	2,0	2,0
высокосерпистых	—	—	—	-	—	3,5	—	3,5
Коксуемость,%, не более	6,0	6,0	6,0	6,0	-	-	-	-
Температура вспышки, °C, не более: в закрытом тигле	80	80	90	90	—	—	—	—
в открытом тигле	—	—	—	—	90	90	110	ПО
Температура застывания, °C, не более	-7	-5	-8	-8	+ 10	+ 10	+25	+25
То же для мазута из высокопарафинистых нефтей, °C, не более	—	—	—	—	+25	+25	+42	+42
Плотность, кг/м3, не более	910	955	930	960	965	965	1,015	1,015
массовую долю, выраженную в процентах. Коксуемость жидкого топлива является косвенным показателем содержания в нем высокомолекулярных смолистых и нестабильных соединений, при термическом разложении которых образуется основная масса кокса.
L2. Характеристики и свойства мазутов
Поскольку данная книга посвящена разработке методики проектирования, расчета и выбора оборудования мазутных хозяйств, то основной упор при рассмотрении характеристик и свойств мазутов будет сделан на теплофизические характеристики.
Такие характеристики, как вязкость, плотность, удельная теплоемкость и теплопроводность, используются во всех приведенных в книгах методиках и расчетах, поэтому именно они будут рассмотрены наиболее подробно.
Характеристики мазутов, вырабатывае
мых на нефтеперерабатывающих заводах, зависят от качества исходной нефти, режимов переработки и принятой схемы процесса. Для корректного экспериментального определения свойств мазутов необходимо придерживаться правил отбора проб из емкостей, изложенных в [8].
Показатели качества мазутов должны удовлетворять требованиям стандарта. Основные характеристики мазутов приведены в табл. 1.2 [1, 9].
Вязкость является одним из важнейших показателей качества мазута. Способы и длительность сливных и наливных операций, условия транспортировки топлива и эффективность работы форсунок определяются вязкостью. Она влияет на скорость осаждения механических примесей при хранении, транспортировке и подогреве мазута, а также на полноту отстаивания воды.
Таким образом, поскольку основу всех тех
10
нологических процессов в мазутном хозяйстве составляют гидродинамические процессы, то вязкость является основной характеристикой, влияющей па все качественные, а через них и количественные показатели мазутного хозяйства.
В общем случае вязкостью называют свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению ее слоев относительно друг друга. Как физическая величина вязкость может быть выражена в виде динамической или кинематической вязкости.
Согласно [10] динамическая вязкость нефтепродукта ц, Н-с/м2(Пас) — это мера внутреннего трения, равная отношению тангенциального напряжения к градиенту скорости сдвига при ламинарном течении ньютоновской жидкости.
Кинематическая вязкость V представляет собой динамическую вязкость, отнесенную к плотности [12, 13]:
v — Ц/р,	(1.1)
где v — кинематическая вязкость, м2/с; ц — динамическая вязкость, Н • с/м2(Па с); р — плотность топлива, кг/м3.
Мазут маркируется в соответствии со значениями (пределами) кинематической вязкости. Между тем на практике вязкость мазута обычно характеризуют в градусах условной вязкости, °ВУ.
Условная вязкость представляет собой отношение времени истечения из вискозиметра стандартных размеров определенного объема мазута (200 мл) при заданной температуре ко времени истечения такого же объема дистиллированной воды в вискозиметре [10, И]. Данный метод применяется для нефтепродуктов, дающих непрерывную струю в течение всего испытания.
Условная вязкость мазутов приблизительно в 14 700 раз больше динамической вязкости. Условную вязкость можно перевести в динамическую при помощи формулы [32]
g = pfo,O73nz-^\ (1.2)
I	)
где р — плотность топлива, т/м3, П/— условная вязкость при температуре I,
Связь между кинематической V и условной вязкостью F|z мазута описывается следующими соотношениями [26]:
для условной вязкости нс более 10 °ВУ
/	6,25
vz=10"" 7,2т],-——
I ’Ь )
(1-3)
для условной вязкости более 10 °ВУ
V,— 7,41102Т|г.	(1.4)
Из факторов, влияющих па вязкость мазутов, наиболее существенным является температура, поэтому все расчетные формулы включают температурную зависимость вязкости.
Для определения кинематической вязкости V, м2/с, используется формула Вальтера
lglg(vl0B+0,8) = a + f>lg7; (1.5)
которую можно представить в виде
v = [ехр1() exp1()[a + Z>lg(Z + 273)]-0,8]x хЮ-6,	(1.6)
где
Vi, v2 — экспериментальные значения кинематической вязкости при t = и t = t2.
Из (1.5) можно получить также формулу [29, 32]
V =1 Г107'17‘10"/('+2ТЧ)1'4’ -0,8]-1(Г6, (1.7)
где I ~ температура мазута, °C.
Формула (1.7) дает завышенные значения кинематической вязкости (особенно в области пониженных температур мазута), по тем не менее широко применяется в расчетах.
И
В данной книге формулы (1.5)—(1.7) используются для расчетов значений кинематической вязкости мазута Ml00 в виде
vM = [ехр10(ехр10[9,855 -3,745lg(/ + 273)]) -
-O.SJIO-6.	(1.8)
Зависимость (1.8) используется также в [29, 155].
В общем случае для расчета кинематической вязкости мазута в диапазоне температур 40—100 °C в [29] предлагается формула
v ={ехр(ехр[Яз+й3 ln(z+273)])-0,6}10'6, (1.9)
где значения коэффициентов и для мазута Ф12 равны соответственно 24,397353 и -3,96392, а для мазута М40 — 23,909705 и -3,83477.
Также находят применение формула П.А. Филонова [44]
v = v0|7-“'r)],	(1.10)
где v0 — вязкость при 0 °C, и формула Г.М. Панченкова
v = aeh/l.	(1.11)
Коэффициент u, 1 /°C, называется показателем крутизны вискограммы (номограммы вязкости). Аналитически данный коэффициент можно определить, пользуясь соотношением
1п^-
z2
(1.12)
где vp v2 — кинематические вязкости при температурах
При определении условной вязкости высоковязких мазутов марок Ml00 и особенно М200 возникает значительная погрешность, связанная с большой продолжительностью истечения продукта из капилляра и невозможностью поддержания строго постоянной температуры продукта в термостате прибора.
Как правило, для этих мазутов находят динамическую вязкость с помощью вискозиметров Теплера либо капиллярного или ротационного вискозиметра [12, 13]. Но чаще определение динамической вязкости мазутов, особенно марки Ml00, производят расчетным путем с помощью кинематической вязкости.
На вязкость мазута также оказывает влияние давление. С ростом его вязкость мазута, как и других углеводородных соединений, повышается. При этом чем сложнее молекулярное строение компонентов мазута, тем больше давление влияет на вязкость. При очень высоких давлениях наряду с физической деформацией молекул протекают и химические реакции конденсации и полимеризации углеводородов, что, в свою очередь, также приводит к повышению вязкости. Зависимость вязкости
от давления описывается выражением
Ир =Но<И-«*Р).	(I-13)
где Цо—динамические вязкости соответственно при давлении р и атмосферном давлении, Па-с; az — постоянная для данной температуры, Па-1; р — избыточное давление, Па-1.
Среднее значение az для интервала температур 100—150°С составляет 1,7-10~2 Па-1. Чем больше температура мазута, тем меньше изменяется вязкость с ростом давления.
Зависимость кинематической вязкости от давления также можно учесть, используя следующее соотношение [29]:
v = [Jexp(exp|a3 + 631п(/ + 273)]) -
(1.14)
где а3 и для мазута Ф12 равны соответственно 24,397353 и -3,96392, а для мазута М40 - 23,909705 и -3,83477; Кр = 0,00002 для v50<15-10"6 м2/с; Кр= 0,00003 для v50> > 15 10“6 м2/с; р — давление, кПа; п— показатель степени, значение которого зависит от v60.
Для мазутов, содержащих заметное количество парафинов, характерна аномалия вяз
12
кости, заключающаяся в понижении ее после термообработки или соответствующего механического воздействия. По истечении некоторого времени пространственная структура углеводородов восстанавливается, и вязкость повышается, достигая первоначального значения.
Необходимо также отметить, что по характеру течения мазуты относятся к нс ньютоновским жидкостям, отличительной особенностью которых является зависимость эффективной вязкости не только от температуры и давления, но и от скорости деформации сдвига и предыстории деформации. При температурах, при которых из мазутов выделяется твердый парафин, они переходят в состояние геля и становятся аномальными. При более низких температурах в мазутах образуется прочная структурная сетка парафина. Мазут приобретает свойства, способствующие сопротивлению сдвигающим усилиям, и начинает движение при давлениях, превышающих напряжение сдвига. Мазут, находящийся в пластическом состоянии, будучи подогретым, приобретает свойства неньютоновской жидкости, а при дальнейшем подогреве вновь становится ньютоновской жидкостью.
Из многочисленных источников [31, 35] известно, что при температурах свыше 50 °C, т.е. при температурах, при которых производятся все технологические операции в мазутном хозяйстве, мазуты ведут себя как ньютоновские вязкие жидкости.
Поэтому в дальнейшем (см. гл. 5, 8, 11—12) в качестве модели реологического состояния мазутов будет использоваться реологическое уравнение вязкой ньютоновской жидкости, а также соответствующие критериальные уравнения.
Относительная плотность мазутов различных марок колеблется в широких пределах. По сравнению с плотностью воды при температуре 4°С она колеблется от 0,95 для легких мазутов до 1,06 для тяжелых крекинг-остатков. При относительной плотности близкой к единице усложняется процесс от
стоя, а при ее значениях 0,98—1,01 отстой за сравнительно короткое время (100—200 ч) практически не возможен. При еще большей относительной плотности (около 1,05) мазут располагается в резервуарах ниже слоя воды, что полностью исключает возможность отстоя.
Для вычисления значений плотности, кг/м3, рекомендуется использовать одну из следующих зависимостей:
а)	формулу Менделеева
рм=—,	(Ы5)
1+рр«-20)
где рм20 — плотность мазута при t = 20°С, |Зр— средний коэффициент объемного расширения,
о __ Р.м20 ~ Рм .
₽ " рм(/-20)’
б)	линейную зависимость
Pm = Pm2O-U*~20),	(1.16)
где ^т— температурная поправка.
Значения |Зр и в зависимости от рм20 приведены в табл. 1.3 [156];
в)	для мазута Ml00 рекомендуется использовать формулу [29, 155]:
рм= [0,881 -0,003040-68)]• 1О3, (1.17)
которую можно представить в виде (5.96), при этом рм20 = 1027 кг/м3, = 0,00304 1 /К.
Ниже приведены значения плотности рм20 (при £=20 °C) для мазута различных марок [156].
Марка мазута.Ф5	Ф12	М40	М100	М200
рм20, кг/м3..872	867	979	990	1099
В [36] дано соотношение для определения относительной плотности мазутов в зависимости от температуры:
р, = 1000р5° -0,58(/ -20)р;" -
-[/ - 1200(р;° -0,68)/1000.	(1.18)
где р,— плотность мазута при данной температуре; t — рабочая температура, °C; Рд° — от-
13
Таблица 1.3. Средние значения температурной поправки и коэффициента объемного расширения
Плотность рм20. кг/м’	Температурная поправка ^т-103, 1/К	Коэффициент объемного расширения Эр. 1/К	Плотность Рм20- кг/м<	Температурная поправка £т105, 1/К	Коэффициент объемного расширения Эр. 1/К
700-709	0,000897	0,001263	890-899	0,000647	0,000722
710-719	0,000884	0,001227	900-909	0,000638	0,000699
720-729	0,000870	0,001193	910-919	0,000620	0,000677
730—739	0,000857	0,001160	920-929	0,000607	0,000656
740-749	0,000844	0,001128	930-939	0,000594	0,000635
750-759	0,000831	0,001098	940-949	0,000581	0,000615
760-769	0,000818	0,001068	950-959	0,000567	0,000594
770-779	0,000805	0,001039	960—969	0,000554	0,000574
780-789	0,000792	0,001010	970-979	0,000541	0,000555
790-799	0,000778	0,000981	980—989	0,000528	0,000536
800-809	0,000765	0,000952	990-999	0,000515	0,000518
810-819	0,000752	0,000924	1000-1009	0,000502	0,000499
820-829	0,000738	0,000896	1010-1019	0,000489	0,000482
830-839	0,000725	0,000868	1020-1029	0,000476	0,000464
840—849	0,000712	0,000841	1030-1039	0,000463	0,000447
850—859	0,000699	0,000818	1010-1049	0,000450	0,000431
860-869	0,000686	0,000793	1050-1059	0,000437	0,000414
870-879	0,000673	0,000769	1060-1069	0,000424	0,000398
880—889	0,000660	0,000746	1070-1079	0,000411	0,000382
носительная плотность мазута при 20 °C (по отношению к плотности воды при 4 °C).
Плотность мазута также можно приблизительно определить по известной плотности нефти рн и заданной средней температуре кипения фракции [36]:
— = а+|,	(1.19)
Рфр
где рфр — плотность при 20°С узкой фракции с абсолютной температурой кипения Ту К; а ир- константы, характерные для данной нефти, которые с некоторым приближением можно определить следующим образом:
ос = 2,1(1,22-рн )±0,03;
Р = 910(рн-0,598)±0,12.
Влияние давления на плотность значительно меньше, чем влияние температуры. С увеличением давления до 1 МПа плотность уменьшается лишь на 5—7%.
Согласно [14] для измерения плотности
применяются ареометры и пикнометры, которые используются для определения плотности нефти, жидких и твердых нефтепродуктов, а также гудронов, асфальтов, битумов, креозота и смеси этих продуктов с нефтепродуктами.
Погрешность расчета значений плотности мазута М40 при различных температурах по формуле (1.15) составляет в среднем 9,2%; по формуле (1.17) — 7,9; по формуле (1.16) — 4,8%. Для вычислений плотности мазута Ml00 рекомендуется формула (1.17).
Удельная теплоемкость. В общем случае теплоемкость жидкого топлива с увеличением температуры несколько повышается. В интервале температур 20—100 °C средняя теплоемкость мазутов составляет 1,85—2,0 кДж/(кг-К).
Для определения удельной теплоемкости мазута Дж/(кг К), можно воспользоваться следующими зависимостями:
формулой Крего [156], справедливой для диапазона температур 0—400 °C,
14
31 56
с ^=--=(1687,47 + 3,39/); (1.20) VPm2O
для мазута Ml00 рекомендуется использовать формулу [29, 155]
Срм =1736,4 + 2,51/,	(1.21)
или
=1736 + 2,5/.	(1.22)
Теплоемкость может быть определена по формуле, рекомендуемой ВТИ:
Срм =1738 + 2,5/.	(1.23)
Н.М. Михайлов [35] для расчета теплоемкости мазута любой марки предложил формулу
ct =2018 + 3,2(/-100).	(1.24)
Погрешность при определении теплоемкости крекинг-остатков с плотностью Рд° = 1,0 по формуле (L23) не превышает 3%, а для мазутов с Рд°= 0,9 составляет 6,5—7,5%. В интервале температур 0—400°С для нефтепродуктов с плотностью рд0 = 0,72^-0,95 расчет удельной теплоемкости рекомендуется проводить по (1.20) или по формуле
с =^=(1687 + 3,39<),	(1.25)
Значения удельной теплоемкости крекинг-остатков и мазутов, определенные по формуле Крего, отличаются от экспериментальных не более чем на 2,5—3,5%.
Для вычисления теплоемкости нефтепродуктов с плотностью р}| = 0,75-5-1 согласно [35] можно пользоваться эмпирической формулой Фортча—Уитмена:
сры =(1444 + 3,71/)(2,1-р}|),	(1.26)
где / — температура, °C; р}5 —относительная плотность мазута при 15 °C (по отношению к воде при 15 °C).
Формула Фортча-Уитмена дает погреш
ность при определении удельной теплоемкости в среднем 12,8%, формулы (1.21)—(1.22), (1.24)-2%.
Теплопроводность. Значения теплопроводности мазутов при стандартных условиях (атмосферном давлении и температуре 20 °C) находятся в пределе 0,16—0,12 Вт/(мК). С увеличением температуры теплопроводность жидкого топлива снижается обычно по линейному закону. При этом теплопроводность высоковязких крекинг-остатков выше, чем теплопроводность мазутов прямой перегонки и маловязких крекинг-мазутов.
Для всех видов крекинг-остатков теплопроводность в интервале температуры 20—135 °C в [34] рекомендуется вычислять по формуле
Г=Х*0-а(/-20),	(1.27)
где V и теплопроводности крекинг-остатков при различной температуре / и при / = 20°С; ^20= 0,158 Вт/(м - К); / — температура, °C; а — температурный коэффициент теплопроводности крекинг-остатков, равный 0,21 -10"3 Вт/(м-К2); для прямогонных мазутов и маловязких крекинг-остатков (т|50 < < 100 °ВУ) коэффициент а постоянен и равен 0,13-10’я Вт/(м-К2).
В [35] приведена формула Крего
117 2
Хм =----(1-0,00054/),	(1.28)
Р15
где Хм — теплопроводность мазута; р15 — плотность мазута при температуре 15°С; /— температура, °C.
По данным ASME, погрешность при расчете по (1.28) равна не более 10%, однако проверка, проведенная Д.Ф. Смитом для 26 нефтепродуктов, показала, что при температуре 30 °C средняя погрешность составляет 12,4, а максимальная — 39%. В связи с этим Смит предложил усовершенствованную формулу
%м =1^2(1-0,00054/).	(1.29)
Р15
При этом средняя погрешность уменьшилась до 6%, а максимальная — до 13%.
15
Теплопроводность мазутов может быть определена по формуле З.И. Геллера [35]:
Хм = 8,6 10"* В 9 10с/)	-0,012, (1.30)
где Ср — теплоемкость, Дж/(кг - К); р,— плотность мазута при температуре Z, кг/м3.
Для мазута Ml00 часто используют формулу [29, 155]
Хм = 0,158-0,0002093(^-20).	(1.31)
Известна также формула Крего-Смита [156], справедливая для диапазона температур 0-200 °C:
хм =^^(0,87169-0,000470-	(1.32)
Рм20
Погрешность расчета теплопроводности для мазутов М40 по формуле (1.27) составляет 27,2%; по формуле (1.28) — 1,7; по формуле (1.29) — 13,5; по формуле (1.31) — до 27%.
Температуры вспышки, воспламенения и самовоспламенения. Температура вспышки, как и температура воспламенения мазута, позволяет судить о составе и качестве жидкого топлива. Температурой вспышки принято называть такую температуру, при которой жидкое топливо, нагреваемое в строго определенных условиях, начинает выделять достаточное количество паров для того, чтобы смесь их с окружающим воздухом могла вспыхнуть при поднесении к ней пламени. При этом горение сразу же прекращается.
Метод определения температуры вспышки в закрытом тигле изложен в [15]. Сущность его заключается в определении самой низкой температуры горючего вещества, при которой в условиях испытания над его поверхностью образуется смесь паров и газов с воздухом, способная вспыхивать в воздухе при наличии источника зажигания, но скорость образования паров еще недостаточна для последующего горения.
Для этого применяют аппарат, служащий для нахождения температуры вспышки нефтепродуктов в закрытом тигле типа ТВЗ
(ТВ-1) или автоматический прибор типа АТВЗ (АТВ-1). В [16] описаны способы определения температуры вспышки и воспламенения в открытом тигле по методам Кливленда и Бренкена. В этих целях применяются аппараты для определения температуры вспышки и воспламенения в открытом тигле типа ТВО (ТВ-2) или полуавтоматические и автоматические приборы типа АТВО (АТВ-2).
В [39] приведена методика вычисления температуры вспышки нефтепродуктов:
(1.33)
где А, В, Со— постоянные коэффициенты; М{}— молекулярная масса продукта; А(), В{} — коэффициенты, определяемые в зависимости от М$, С— коэффициент, зависящий от температуры кипения продукта; ратм — давление насыщенных паров нефтепродукта, мм рт. ст.; Ар зависит от конструкции прибора, мм рт. ст.
В целях пожарной безопасности температура
нагрева мазута должна быть не менее чем на
10 °C ниже температуры его вспышки. Прямогонные мазуты, не содержащие парафинов, имеют температуру вспышки в пределе 135—234 °C, а содержащие парафины — около 60 °C. Температура вспышки высоковязких крекинг-остатков равна 185—243 °C. Нефтяные топлива с повышенной температурой вспышки не содержат легких фракций, поэтому для них характерна повышенная температура начала кипения. Для прямогонных мазутов она лежит в интервале 200— 320 °C, для крекинг-остатков — 240—335 °C.
Температура воспламенения жидкого топлива обычно незначительно превышает температуру вспышки. Для одного и того же нефтепродукта разность температур не более 70 °C.
Значительно выше температура самовоспламенения жидкого топлива, определяемая как температура, при которой топливо воспламеняется в отсутствии открытого пламени. Для мазута она находится в пределе 500—600°С.
16
В присутствии катализаторов и при обогащении воздуха кислородом температура самовоспламенения жидкого топлива снижается.
Температуры текучести и застывания. Мазут, как и любой нефтепродукт, не имеет строго фиксированной температуры застывания. При понижении температуры происходит постепенное его загустевание, связанное со снижением подвижности образующих его коллоидов. Согласно ГОСТ 8513—83 за максимальную температуру застывания принимают такую температуру нефтепродукта, при которой последний загустевает настолько, что при наклоне пробирки с продуктом под углом 45° уровень его остается неподвижным в течение 1 мин. Температурой текучести называется наиболее низкая температура, при которой наблюдается движение нефтепродуктов в условиях испытания. Сущность методов определения температур текучести и застывания согласно [17] заключается в предварительном нагревании образца испытываемого нефтепродукта с последующим охлаждением его с заданной скоростью.
Мазуты прямой перегонки и крекинг-ос-татки характеризуются высокой температурой застывания (25—34°С). Температура застывания мазутов повышается с ростом содержания асфальтенов и снижается при наличии в жидком топливе смолистых веществ, задерживающих кристаллизацию твердых углеводородов (парафинов).
Для крекинг-остатков температура застывания снижается при уменьшении плотности. С ростом вязкости жидкого топлива температура застывания возрастает. Взаимосвязь максимальной температуры застывания и вязкости мазута приведена [34] ниже:
Условная вязкость при 50"С, °ВУ ..5	12 40 100 200
Максимальная температура застывания, °C...........-5	-8 +10 +25 +36
Другие характеристики и свойства мазутов, не имеющие непосредственного отношения к теме данной книги, например поверхностное натяжение, кислотность и кис
лотное число, теплота сгорания и др., определяются методами, изложенными в [18, 45].
1.3. Назначение и роль систем хранения и подготовки жидкого топлива
Основное назначение мазутного хозяйства тепловой электрической станции или котельной — обеспечение бесперебойной подачи к котлам подогретого и отфильтрованного мазута в необходимом количестве и с соответствующими давлением и вязкостью.
Необходимое количество мазута определяется нагрузкой котлов. Давление в линиях подачи мазута и его вязкость определяются режимами работы форсунок. Методы нахождения основных характеристик мазутного хозяйства, и в частности расхода и давления мазута, будут описаны ниже (см. гл. 2).
Поскольку сами котельные установки должны удовлетворять требованиям надежности, экономичности и безопасности, в том числе санитарной и экологической, то, естественно, все эти требования справедливы и для мазутного хозяйства.
Но ряд требований для мазутных хозяйств ТЭС и котельных имеет свою специфику. Это прежде всего требование надежности системы подготовки и подачи топлива к котлам. Ойо заключается в создании таких условий, которые сделали бы невозможным даже кратковременное прекращение подачи топлива, что особенно важно для мазутных хозяйств тепловых электростанций, снабжающих технологическим паром крупные объекты химической и нефтехимической промышленности.
В последнее время возросла роль экономических требований к мазутным хозяйства^м ТЭС и котельных. Приведение цеп на топливо к реальным выдвинуло помимо традиционных требований экономичности сжигания и ряд новых. Это прежде всего уменьшение доли затрат на собственные нужды ТЭС и котельных, приходящихся на содержание мазутного хозяйства. Значительно ужесточились требования, связанные с экологическими последствиями сжигания жидкого топлива.
Поскольку мазутное хозяйство ТЭС и ко
17
оцифровано 03.02.2012 року та викладено на
www.janko.front, ru
тельных — это целый комплекс сооружений, аппаратов и трубопроводов, требующий значительных капиталовложений при строительстве и потребляющий значительную долю собственных нужд станции или котельной, то роль мазутного хозяйства как системы хранения и подготовки жидкого топлива очень велика. Хотя оборудование мазутных хозяйств традиционно относится к вспомогательному оборудованию электрических станций, но тем не менее с учетом всего вышеизложенного мазутное хозяйство ТЭС или котельной должно рассматриваться наравне с основными системами и оборудованием станций и котельных.
1.4. Классификация схем мазутных хозяйств
Мазутные хозяйства различаются: по способу доставки топлива (рис. 1.1), способу использования или своему назначению (рис. 1.2) и способу подвода топлива к котлам (рис. 1.3).
Способы доставки мазута более подробно будут рассмотрены в главе 3. Рассмотрены классификации по способам использования и подвода мазута к котельным установкам.
Основное мазутное хозяйство сооружается на тепловых станциях, для которых мазут является основным видом сжигаемого топли
ва, а газ сжигается как буферное топливо в период сезонных его избытков.
Резервное мазутное хозяйство создается на тепловых станциях, где основным топливом является газ, а мазут сжигается в периоды его отсутствия (как правило, в зимние месяцы).
Аварийное мазутное хозяйство предусматривается па станциях, для которых основной и единственный вид топлива — газ, а мазут используется только при аварийном прекращении его подачи.
Растопочное мазутное хозяйство имеется на всех электростанциях, использующих твердое топливо при камерном способе сжигания. Мазут служит для растопки и подсвечивания факела в топках котлов. В случае установки на таких электростанциях газомазутных пиковых водогрейных котлов их мазутное хозяйство объединяется с растопочным.
На тепловых электростанциях и в котельных применяются три схемы подвода жидкого топлива к форсункам: 'тупиковая, циркуляционная и комбинированная (тупиково-циркуляционная) (см. рис. 1.3).
Тупиковая схема применяется, как правило, для небольших котельных, работающих па маловязких мазутах марок М20 и М40 в качестве аварийного или растопочного топлива, а также для котельных, потребляющих
Рис. 1.1. Классификация схем мазутных хозяйств по способу доставки мазута
Рис. 1.2. Классификация мазузных хозяйств по назначению
18
Рис. 1.3. Классификация схем мазутных хозяйств по способу подвода топлива к котлам
Рис. 1.4. Тупиковая схема подачи жидкого топлива:
1 — фильтры тонкой очистки; 2, 6 — подогреватели паровые; 5— насосы; 4, 9— фильтры грубой очистки; 5 —емкость расходная; 7,11 — мазутомеры; 8 — участок циркуляционный; 10 — подача топлива из основной емкости; 12— клапан; МН, МЦ, МР — мазу-топроводы напорные, циркуляционые и рециркуляционные
жидкое топливо как основное, резервное или аварийное. Подогрев топлива до температуры 85—90 °C по такой схеме осуществляется в расходном баке. Высота от пола котельной до низшего уровня мазута в баке должна быть не менее 5 м. Это необходимо для того, чтобы давление мазута перед форсункой было не менее 0,03 МПа.
Рассмотрим типовую тупиковую схему мазутного хозяйства (рис. 1.4). Мазут из основной емкости 10 в «холодном» состоянии подается в расходную емкость 5. При этом топливо очищается в фильтрах грубой очистки 9. В расходной емкости мазут подогревается
змеевиковым подогревателем 6 до температуры 85—90°С. Расходные емкости запрещается устанавливать над котлами и экономайзерами, а рекомендуется размещать в котельной или вне ее. Затем мазут самотеком поступает через фильтры грубой очистки 4 к насосам 3, Насосы подают мазут в мазутные подогреватели 2. Излишки его подаются в расходную емкость 5, где он находится в подогретом состоянии. После подогревателей топливо поступает на сжигание в горелки. Перед сжиганием мазут проходит последнюю стадию очистки в фильтрах 1 тонкой очистки. Для поддержания постоянной температу
19
ры мазута в схеме предусмотрена циркуляция его по циркуляционному мазутопроводу 8 к расходной емкости. Давление в мазуто-проводе регулируется клапаном 12. Расход топлива определяется мазутомером 11, в качестве которого применяется счетчик ротационного типа или специальное сужающее устройство. При работе котлов клапаны на мазутопроводах за горелками закрыты. При останове котлов эти клапаны открываются и включаются в работу линии рециркуляции на расходную емкость.
Тупиковая схема недостаточно надежна в эксплуатации и имеет ряд недостатков, основными из которых являются:
колебание давления в линии подачи мазута из-за частого изменения расхода;
малые скорости движения топлива в магистрали при неполной загрузке котельной;
затруднения при подаче топлива из магистрали в форсунки после ремонта или длительного останова котлов;
неблагоприятные условия работы крайних тупиковых форсунок;
все мазутопроводы должны подогреваться с помощью паропроводов, заключенных в
кожух с общей изоляцией;
в самой низкой точке мазутопровода устраивается отвод с клапаном для спуска загрязненного топлива;
мазутопровод должен иметь устройство для продувки паром.
К преимуществу можно отнести то, что при тупиковой схеме учет расхода топлива наиболее прост, так как ведется по одному мазутоме-ру перед котлами.
Тупиковая схема топливоподачи в настоящее время используется редко.
Наиболее удобной в эксплуатации и широко применяемой в практике проектирования является циркуляционная схема.
Циркуляционная схема применяется при сжигании высоковязких мазутов, а также при работе котельной постоянно на мазуте и кратковременно на газе.
На рис. 1.5 приведена типовая циркуляционная схема мазутного хозяйства. Доставка мазута осуществляется по железной дороге. На эстакаде 2 проводится прием цистерн 1. Перед сливом необходим предварительный нагрев мазута в цистернах, который осуществляется свежим паром с давлением
Рис. 1.5. Циркуляционная схема подачи жидкого топлива:
7 —цистерна; 2—эстакада; 3, 9—мазутом е-ры; 4 — насосы перекачивающие; 3, 12 — фильтры грубой очистки; 6 — желоб сливной; 7— приемная емкость; 8— фильтр тонкой очистки; 10, 13 — подогреватели мазута; 77— насосы; 14 — емкость основная; 7^ — сливной клапан; МВ — мазутопровод всасывающий; остальные обозначения те же, что на рис. 1.4
20
0,8— 1,3 МПа и температурой 200—250 °C, подаваемым из котельной. Из цистерн мазут самотеком сливается в межрельсовый сливной желоб (лоток) 6, расположенный под эстакадой по всей ее длине. Так как сливные желоба имеют уклоны, то по ним мазут самотеком сливается в приемную емкость 7. Она снабжена трубчатыми паровыми подогревателями для поддержания необходимой температуры мазута. Пар в трубчатые паровые подогреватели поступает из котельной.
Конденсат пара поступает в сборник конденсата. Из приемной емкости 7 мазут, пройдя фильтры 5 грубой очистки, перекачивается насосами 4 в основную емкость (резервуар) 14. В приемной емкости 7 топливо подогревается местными секционными паровыми подогревателями 13. Из резервуара мазут насосами 11 перекачивается в мазутные подогреватели 10 (кожухотрубчатые или секционные), находящиеся в мазутонасосной. Перед подачей мазута в подогреватели он проходит первую ступень очистки от примесей и осадков в фильтрах 12 грубой очистки. При циркуляционной схеме обязательна линия рециркуляции мазута из котельной в основную емкость и на всас насосов. Мазутопровод рециркуляции меньше диаметром, чем прямой мазутопровод из мазутопасосной в котельную. Мазут на рециркуляцию подается в количестве около 15% общего его расхода. Давление в мазутопроводе котельной регулируется сливным клапаном 15. Паропровод, идущий на подогреватели, изолируется вместе с мазутопроводами прямой и обратной (циркуляционной) линий. Для полного учета расхода мазута устанавливаются мазутомеры 3, 9 как на прямой линии к котельной, так и на обратной.
Основной недостаток данной схемы — неизбежность слива обработанного и подогретого мазута в емкости при останове котлов, иначе может быть вызван перегрев топлива на всасе насоса.
К преимуществам циркуляционной схемы следует отнести:
наличие линии рециркуляции, позволяющей поддерживать мазут в резервуарах в «го
рячем» состоянии, что, в свою очередь, предотвращает расслоение его и влагоотстой;
при продолжительном хранении мазута в резервуарах предусматривается работа местных секционных паровых подогревателей, чтобы поддерживать температуру мазута не ниже температуры застывания;
предотвращается застывание топлива в трубопроводах.
Комбинированная (тупиково-циркуляционная) схема применяется при работе станции на переменных нагрузках, при частых переходах с газа на мазут, а также при работе со стабильными нагрузками на маловязких топливах. Эта схема наиболее приемлема для котлов, работающих на высоковязких мазутах.
На рис. 1.6 приведена типовая комбинированная схема мазутного хозяйства. Мазут на станцию поступает в железнодорожных цистернах. Вдоль железнодорожных путей сооружается эстакада 4 для обслуживания цистерн 1. Для слива мазута требуется предварительный разогрев его в цистернах до температуры 60—70 °C. При открытой разгрузке разогрев мазута осуществляется обычно свежим паром с давлением 0,8—1,3 МПа и температурой 200—250 °C, подаваемым из котельной. Слив мазута осуществляется через нижний сливной прибор самотеком в межрельсовый сливной желоб (лоток) 2, представляющий собой железобетонный короб. Сливные лотки делаются с уклоном 1—2%, что позволяет мазуту самотеком сливаться в приемную емкость 3. Они снабжены трубчатыми паровыми подогревателями для поддержания необходимой температуры мазута (не ниже 70 °C). Далее мазут проходит предварительную очистку в фильтрах 13 грубой очистки. После чего он подается в основную емкость (резервуар) 25, где может хранится как в «горячем», так и в «холодном» состоянии в зависимости от режима работы котлов.
После резервуара мазут перекачивается насосами 27в расходную емкость 27, пройдя при этом дополнительную очистку в фильтрах 26 грубой очистки. В расходной емкости также поддерживается необходимая темпе-
21
Рис. 1.6. Комбинированная схема подачи жидкого топлива:
1 — цистерна; 2 — желоб сливной; 5 — приемная емкость; 4 — эстакада; 5 — фильтр тонкой очистки; 6, 22 — мазуто-меры; 7, 20 — паровые подогреватели; 8— клапан сливной; 9, 27 —насосы; 10— подогреватель жидких присадок паровой; 11, 13, 26— фильтры грубой очистки; 12 — линия рециркуляции мазута на разогрев доставочной емкости; 14 — конденсатный бак; 15 — линия возврата мазута к насосам; 16 — клапан рециркуляции мазута помимо котлов; 17— насосы перекачивающие; 18— нас ос-дозатор; 19— бак жидких присадок; 21 — расходная емкость; 23 — клапан рециркуляции мазута; 24 — участок циркуляционный; 25 — основная емкость; остальные обозначения те же, что на рис. 1.5
ратура мазута паровыми подогревателями 20, расположенными внутри расходной емкости. Затем мазут, пройдя третью ступень фильтров И грубой очистки, насосами 9 подается на внешние мазутные подогреватели 7, где он подогревается до температуры, необходимой для полного сжигания в горелках. Перед подачей к котлам мазут проходит последнюю ступень очистки — фильтры 5 тонкой очистки. В случае останова котла открывается клапан 16 рециркуляции мазута, который пропускает мазут в расходную емкость.
Комбинированная схема может работать так же, как тупиковая схема, если закрыть клапаны на линии рециркуляции от котлов к основной емкости. Расход топлива определяется мазутомерами 6 как на прямой, так и на обратной линиях к котельной. Это необходимо для определения разности расходов мазута, потребляемого котлами.
Регулирование расхода или давления мазута производится с помощью регулировочного клапана с импульсом по нагрузке или давлению в котлах. Для защиты поверхностей нагрева котлов от коррозионных процессов предусмотрена установка для ввода жидких присадок.
Жидкие присадки смешиваются с мазутом после первой ступени фильтров 13 грубой очистки. Жидкие присадки подаются насосом-дозатором 7<Уиз бака 19. При этом обязателен их подогрев в паровом подогревателе 10 жидких присадок. Конденсат отработавшего пара скапливается в конденсатном баке 74, затем после очистки его возвращают в пароводяной тракт котла.
Преимущества комбинированной схемы включают в себя преимущества как тупиковой, так и циркуляционной схемы:
универсальность, которая позволяет работать как по тупиковой схеме с подогревом ма
22
зута в расходной емкости, так и по циркуляционной схеме с подогревом мазута в резервуаре (основной емкости);
наличие линии рециркуляции, которая позволяет поддерживать мазут в резервуарах в «горячем» состоянии, что, в свою очередь, предотвращает расслоение мазута и влагоотстой;
в резервуарах предусматриваются местные секционные паровые подогреватели, что позволяет увеличить сроки хранения мазута в них; при этом температура мазута не должна опускаться ниже температуры застывания;
предотвращается застывание топлива в трубопроводах.
Циркуляционная схема, в свою очередь, по способу подвода топлива к форсункам подразделяется на три:
а)	одноступенчатая (раздельная) схема (рис. 1.7). Это схема с разделением контуров подачи мазута к котлам, циркуляционного разогрева и перемешивания мазута в резервуарах. Отличием ее является отсутствие насосов первого подъема.
Мазут доставляется железнодорожным путем. Для его приема установлена обычно двухпутная эстакада. Далее разогретый свежим паром мазут сливается в сливной желоб, откуда самотеком вытекает в приемные емкости 7. В них поддерживается необходимая температура, а также сливается мазут рециркуляции из котельной. В резервуарах 3 происходит подогрев и хранение мазута в подогретом состоянии. Хранить мазут в резервуарах в «горячем» состоянии удается, используя циркуляционный контур, который представляет собой: резервуар — фильтры 8 грубой очистки — насосы 9 циркуляционные — коллектор холодной циркуляции КХЦ — подогреватели 10 циркуляционного контура — коллектор горячей циркуляции КГЦ — резервуар.
Другой контур предназначен для подготовки мазута непосредственно к сжиганию в горелках. Его, в свою очередь, можно представить в виде следующего набора оборудования: фильтры 4 грубой очистки — основные насосы 5 — подогреватели 6 мазута — фильт
ры 7 тонкой очистки — мазутопроводы в котельную.
Преимуществами такой схемы являются простота обслуживания и высокая надежность;
б)	двухступенчатая (раздельная) схема (рис. 1.8). Это схема с разделением контуров подачи мазута в котельную, циркуляционного разогрева и перемешивания мазута в резервуарах.
На рис. 1.8 приведена принципиальная типовая двухступенчатая схема мазутного хозяйства с доставкой мазута по железной дороге. После разогрева свежим паром в цистернах и слива его в сливные желоба мазут самотеком поступает в приемные емкости 7. Из приемных емкостей он откачивается вертикальными погружными насосами. Мазут хранится в резервуарах 3, оборудованных циркуляционным подогревом.
Циркуляционное перемешивание и разогрев его в резервуарах производится горячим мазутом, подаваемым насосами Sot подогревателей 9. Циркуляционный контур можно представить в таком виде: резервуар — фильтры грубой очистки — насосы циркуляционные — КХЦ — подогреватели циркуляционного контура — КГЦ — резервуар. Отличие второго контура, предназначенного для подготовки топлива к сжиганию, от контура одноступенчатой схемы заключается в использовании насосов 7 второго подъема. Излишки мазута из котельной по линии рециркуляции подаются частично в циркуляционный контур и контур подачи топлива к сжиганию.
Преимуществами схемы являются:
низконапорные насосы 4 первого подъема обеспечивают циркуляционный подогрев в резервуарах и подачу мазута к высоконапорным насосам второго подъема 7;
подогреватели мазута и фильтры находятся под давлением насосов первого подъема, что существенно упрощает их конструкцию;
сокращается суммарный расход электроэнергии на привод насосов, так как насосы второго подъема работают на маловязком подогретом мазуте;
23
Сливная эстакада
L----МЦ-------Ч----------МЦ
г
I-------------с\э---*—со-----1
В систему замазученного дренажа насосной
Рециркуляция из котельной
В котельную
Рис. 1.7. Одноступенчатая (раздельная) схема мазутного хозяйства:
МВ — мазутопроводы всасывающие; МН — мазутопроводы напорные; МЦ — мазутопроводы циркуляционные; МР — мазутопроводы рециркуляционные; -	---мазутопровод дренажный; КХЦ — коллектор холодной циркуляции; КГЦ — коллектор горячей циркуляции; 1 — приемные емкости; 2 — перекачива-
ющие насосы; 3~ резервуары; 4 — фильтры грубой очистки; 5 — основные насосы; 6 — подогреватели мазута; 7— фильтры тонкой очистки; 8 — фильтры грубой очистки циркуляционного контура; 9— насосы циркуляционные; 10 — подогреватели мазута циркуляционного контура
I Сливная эстакада
Рис. 1.8. Двухступенчатая (раздельная) схема мазутного хозяйства:
4 — насосы первого подъема; 5 — подогреватели мазута; 6— фильтры тонкой очистки; 7— насосы второго подъема; 8— циркуляционные насосы; 9 — подогреватели мазута циркуляционного контура; КХЦ, КГЦ — коллекторы холодной и горячей циркуляции; остальные обозначения те же, что на рис. 1.7
ю СП
Сливная эстакада
МН1
МН1
МН1
МН1
---МЦ
мц
МН1
МН1
МН1
МН1
В котельную
МНЗ
мнз
Рециркуляция из котельной
мц*ги
А—I—&-х-*1^3® ---------МР
МВ—1
Й-МВ-1
Рис. 1.9. Двухступенчатая (совмещенная) схема мазутного хозяйства:
4 — насосы первого подъема; 5 — подогреватели мазута; 6 — фильтры тонкой очистки; 7— насосы второго подъема; остальные обозначения те же, что на рис. 1.7
МЦ-
МВ — МВ —
МЦ
—МЦ МВ — МВ —
МЦ
МН1
МН1
-Й----МВ
МВ — МВ-&
МЦ -МВ -МВ МЦ-
мц
-МВ
-МВ мц
мц
КГЦ
МН2
X
в)	двухступенчатая (совмещенная) схема (рис. 1.9). Это схема с совмещением контуров подачи мазута в котельную, циркуляционного разогрева и перемешивания мазута в резервуарах. Здесь насосами первого подъема (первая ступень) осуществляется подача мазута к насосам второго подъема (вторая ступень), на циркуляционный разогрев и перемешивание мазута в резервуарах.
На рис 1.9 показана типовая двухступенчатая совмещенная схема мазутного хозяйства. Для приема цистерн с мазутом используется трехпутная сливная эстакада. Предварительно подогретый мазут из цистерн поступает в сливной межрельсовый желоб. Затем он самотеком сливается в приемные емкости 7, откуда с помощью перекачивающих насосов 2 подается в резервуары 3, которые располагаются в виде отдельных групп. Каждый резервуар оборудуется устройствами для приема, подогрева и выдачи мазута. Каждая группа резервуаров имеет следующие общие магистрали: напорную циркуляционную от насосов первого подъема 4 и подогревателей 5; всасывающую мазутную, по которой топливо поступает к мазутонасосной; рециркуляции мазута.
Рециркуляция мазута необходима для предотвращения его расслоения и циркуляционного подогрева в резервуарах 3. Мазут, поступающий на сжигание в котельную, перекачивается насосами 4 первого подъема в подогреватели 5. Далее, пройдя очистку в фильтрах 6 тонкой очистки, мазут насосами 7 второго подъема подается в котельную. Мазут из котельной по линии рециркуляции попадает в напорные циркуляционные мазутопроводы.
Преимуществами по сравнению с одноступенчатой схемой являются:
подогреватели мазута и фильтры, установленные между насосами первого и второго подъема, находятся под давлением низкопа-порных насосов первого подъема, что упрощает их эксплуатацию;
существенно сокращается также суммарный расход электроэнергии на привод насосов, так как насосы второго подъема работа
ют па подогретом мазуте с пониженной вязкостью.
Схема имеет следующие недостатки'.
из-за повышенного давления мазута перед форсунками схема сложнее и мепее надежна, чем одноступенчатая;
возможно обводнение мазута в подогревателях, так как в зависимости от его температуры давление пара может оказаться выше давления мазута.
В перечисленных схемах подогрев мазута, поступающего в котельную на циркуляционный разогрев и перемешивание в резервуарах, производится в выносных подогревателях мазута. Основное различие приведенных схем заключается в количестве устанавливаемого оборудования, его типах и марках.
1.5.	Основные требования к организации мазутного хозяйства
Основным документом, регламентирующим работу тепловой электрической станции или котельной, использующей жидкое органическое топливо, являются Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации (РД 34.20.501-95) [46].
Согласно этому руководящему документу основной задачей электростанций, котельных, электрических и тепловых сетей являются производство, преобразование, распределение и отпуск электрической энергии и теплоты потребителям.
В [46] в разделе, касающемся топливнотранспортного хозяйства, указано, что должна обеспечиваться бесперебойная подача подогретого и профильтрованного жидкого топлива в количестве, соответствующем нагрузке котлов и газотурбинных установок с давлением и вязкостью, необходимыми для нормальной работы форсунок.
В [46] в разделе о теплотехническом оборудовании электростанций и тепловых сетей сказано следующее:
«При эксплуатации топливно-транспортного хозяйства должны быть обеспечены:
бесперебойная работа железнодорожного транспорта энергообъекта и механизирован
27
ная разгрузка железнодорожных вагонов, цистерн, судов и других транспортных средств в установленные сроки;
приемка топлива от поставщиков и контроль его количества и качества;
механизированное складирование и хранение установленного запаса топлива при минимальных потерях;
своевременная и бесперебойная подготовка и подача топлива в котельную или приготовительное отделение;
предотвращение загрязнения окружающей территории брызгами нефтепродуктов».
Качество поставляемого на электростанции топлива должно соответствовать государственным стандартам и техническим условиям.
В договорах с поставщиками в зависимости от вида топлива должны быть оговорены марка, зольность, влажность, содержание серы, температура вспышки, низшая теплота сгорания, плотность, содержание ванадия и другие показатели.
Должен быть организован строгий учет всего топлива при поступлении на энерго-объект, расходовании на технологические нужды, а также хранении на складах в соответствии с [48].
При учете поступающего жидкого топлива должно быть обеспечено:
взвешивание всего поступающего топлива или его обмер;
инвентаризация жидкого топлива;
периодический, а при наличии приборов постоянный контроль его качества.
Прибывший состав с топливом должен быть осмотрен. При обнаружении поврежденных вагонов или цистерн, утратах топлива в пути или других обстоятельствах, предусмотренных Уставом железных дорог, должны быть составлены соответствующие акты и предъявлены претензии железной дороге.
Средства измерений, используемые для учета топлива, подлежащие государственному контролю и надзору, должны проверяться в сроки, установленные Госстандартом РФ. Средства измерений, используемые для учета топлива и не подлежащие проверке, под
лежат калибровке в соответствии с графиком, утверждаемым техническим руководителем энергообъекта.
Движение поездов, а также подача и уборка вагонов должны быть организованы в соответствии с Инструкцией о порядке обслуживания и организации движения па подъездном пути и Единым технологическим процессом работы подъездных путей электростанций и станции примыкания (ЕТП), составленными применительно к данной электростанции с учетом принятого в проекте порядка выгрузки вагонов и цистерн и в соответствии с указаниями Правил перевозок грузов МПС России.
Аппаратура контроля, автоматического и дистанционного управления, технологических защит, блокировки и сигнализации, пожаротушения, разгрузочных и размораживающих устройств, агрегатов и систем топли-воподачи хозяйств, использующих жидкое топливо, а также средства диспетчерского и технологического управления должны быть в исправности и периодически по графику проверяться.
Приведем основные требования к мазутному хозяйству [46].
Пар, используемый в мазутном хозяйстве, должен иметь следующие параметры: давление 0,8—1,3 МПа (8—13 кгс/см2), температура 200-250 °C.
При сливе мазута открытым способом общий расход пара на цистерну вместимостью 50—60 м3 должен быть не более 900 кг/ч.
На мазутосливе (в цистернах, лотках и приемных емкостях) топливо должно подогреваться до температуры, обеспечивающей нормальную работу7 перекачивающих насосов.
Температура мазута в приемных емкостях и резервуарах не должна быть выше 90 °C.
Внутренний осмотр резервуаров и приемных емкостей с устранением замеченных недостатков должен проводиться по графику не реже 1 раза в 5 лет. При необходимости они должны очищаться от донных отл о жени й.
На все приемные емкости и резервуары для храпения жидкого топлива должны быть
28
составлены градуировочные таблицы, которые утверждаются техническим руководителем энергообъекта.
По утвержденному графику наружный осмотр мазутопроводов и арматуры должен проводиться не реже 1 раза в год, в пределах котельного отделения — 1 раз в квартал и выборочная ревизия арматуры — не реже 1 раза в 4 года.
Вязкость мазута, подаваемого в котельную, не должна превышать: для механических и паромеханических форсунок 2,5 °ВУ (16 мм2/с), для паровых и ротационных форсунок 6 °ВУ (44 мм2/с).
Фильтры топлива должны очищаться (паровой продувкой, вручную или химическим способом) при повышении их сопротивления на 50% по сравнению с начальным (в чистом состоянии) при расчетной нагрузке.
Обжиг фильтрующей сетки при очистке запрещается.
Мазутоподогреватели должны очищаться при снижении их тепловой мощности па 30% номинальной.
Резервные насосы, подогреватели и фильтры должны быть исправными и в постоянной готовности к пуску.
Проверка включения и плановый переход с работающего насоса па резервный должны производиться по графику, но не реже 1 раза в месяц. Проверка срабатывания устройств автоматического ввода резерва (АВР) должна производиться не реже 1 раза в квартал по программе и графику, утвержденным техническим руководителем.
При выводе в ремонт топливопроводов или оборудования они должны быть надежно отключены от работающего оборудования, сдренированы и при необходимости производства внутренних работ пропарены.
На отключенных участках топливопроводов паровые или другие спутники должны быть отключены.
Перед включением резервуара с мазутом в работу после длительного хранения в нем топлива из придонного слоя (до 0,5 м) должна быть отобрана проба мазута для анализа на влажность и приняты меры для предот
вращения попадания отстоявшейся воды и мазута большей обводненности в котельную.
По утвержденному графику, но не реже 1 раза в неделю должны проверяться действие сигнализации предельного повышения и понижения температуры, понижения давления топлива, подаваемого в котельную на сжигание, правильность показаний выведенных на щит управления дистанционных уровнемеров и приборов для измерения температуры топлива в резервуарах и приемных емкостях.
Прием, хранение и подготовка к сжиганию других видов жидкого топлива должны осуществляться в соответствии с п.1.4 Сборника распорядительных документов по эксплуатации энергосистем (теплотехническая часть) [49].
Одним из основных документов, регламентирующих эксплуатацию мазутных хозяйств, является Типовая инструкция по эксплуатации мазутных хозяйств тепловых электростанций [47], которая определяет требования и технологическую последовательность выполнения основных операций при эксплуатации основных, резервных, растопочных и аварийных мазутных хозяйств, схемы которых предусматривают доставку мазута железнодорожным транспортом.
Согласно [47] обязанности по эксплуатации мазутного хозяйства возлагаются на подразделение электростанции в соответствии с действующими типовыми организационными структурами электростанций и с учетом местных условий.
На подразделение, осуществляющее эксплуатацию мазутного хозяйства, возлагаются следующие обязанности:
—	обеспечение бесперебойного снабжения профильтрованным и подогретым до требуемой вязкости мазутом;
—	обеспечение безопасной и падежной работы оборудования мазутного хозяйства;
—	ведение технической документации по техническому обслуживанию и ремонту (ведение технической документации по ремонту оборудования и трубопроводов может возлагаться на ремонтное подразделение);
29
—	составление планов и графиков осмотров технического обслуживания, ремонта и контроля за сроком их выполнения;
—	обеспечение постоянного контроля за техническим состоянием технологического оборудования и трубопроводов;
—	своевременное выявление дефектов и неисправностей и контроль за их устранением;
—	проверка на месте качества выполненных работ по ремонту оборудования и трубопроводов;
—	приемка мазута от поставщика, контроль за его качеством и количеством;
—	разработка программ и планов мероприятий по замене и модернизации устаревшего оборудования, внедрение малоэнергоемкой технологии, снижение прямых потерь жидкого топлива;
—	технический надзор и приемка систем мазутного хозяйства после ремонта или реконструкции;
—	ведение оперативного журнала и суточной ведомости работы мазутного хозяйства в соответствии с разделом 5 в [47];
—	ведение журналов дефектов оборудования, технических распоряжений, инструктажа, учета проработки руководящих документов, проверки знаний ПТЭ и ПТБ, регистрации нарядов — допусков на проведение газоопасных работ;
—	организация технической учебы, изучение ПТЭ и ПТБ, руководящих документов, проведение инструктажа и противоаварий-ных тренировок;
—	организация рабочих мест;
—	разработка планов организационно-технических мероприятий по повышению использования топливно-энергетических ресурсов, обеспечивающих выполнение установленных задач по экономии топлива и энергии.
При приемке систем мазутного хозяйства в эксплуатацию должна быть передана следующая документация:
1)	после монтажа:
—	проектно-сметная документация на оборудование;
—	комплект рабочих чертежей, разработанных проектными организациями, с надписями о соответствии выполненных работ этим чертежам или внесенным в них изменениям;
—	сертификаты, технические паспорта зданий, сооружений, технологических узлов и оборудования или другие документы, удостоверяющие качество материалов, конструкций и деталей, примененных при производстве строительно-монтажных работ;
—	акты освидетельствования скрытых работ, исполнительные схемы этих работ и акты промежуточной приемки узлов и конструкций;
—	акты индивидуального испытания смонтированного оборудования, испытания технологических трубопроводов, внутренних систем холодного и горячего водоснабжения, канализации, отопления, вентиляции, наружных систем водоснабжения, теплоснабжения и дренажных устройств;
—	документы о согласовании отступлений от проекта при строительстве и монтаже;
—	акты испытания устройств, обеспечивающих взрыво-, пожаробезопасность и молниезащиту, включая защиту от статического электричества;
—	акты испытания устройств сигнализации и автоматизации;
—	акты приемки оборудования или систем в эксплуатацию;
—	разрешения соответствующих органов на эксплуатацию железнодорожных путей, водоводов, канализационных трубопроводов, очистных сооружений;
2)	после ремонта:
—	акты индивидуального испытания оборудования и технологических трубопроводов, в том числе акты гидравлических испытаний на прочность и плотность;
—	ведомость объема выполненных работ;
—	формуляр и протокол приемки оборудования (после капитального ремонта).
30
Для организации эксплуатации мазутного ха зяйства необходимо иметь следующую техническую документацию:
—	оформленные и зарегистрированные в установленном порядке журналы и паспорта на оборудование, аппараты и сосуды, работающие под давлением, подъемно-транспортное и другое оборудование, подлежащее регистрации в органах Госгортехнадзора;
—	паспорта на оборудование, подведомственное Госгортехнадзору, но не регистрируемое;
—	паспорта на мазутопроводы, паропроводы и паровые спутники мазутопроводов;
—	паспорта на резервуары;
—	комплект должностных инструкций и инструкций по эксплуатации оборудования, в том числе инструкцию по эксплуатации системы автоматического обнаружения и тушения пожаров па объектах мазутного хозяйства;
—	альбом технологических схем;
—	градуировочные таблицы резервуаров, приемных емкостей и сливных лотков;
—	режимную карту работы оборудования;
—	технологические карты на резервуары;
—	заводские инструкции и паспорта на оборудование и механизмы;
—	графики планово-предупредительных ремонтов оборудования;
—	графики осмотров оборудования, трубопроводов, средств пожаротушения;
—	журнал настройки и испытаний предохранительных клапанов;
—	нормы расхода материалов (горючесмазочных, обтирочных набивочных и др.), запасных частей оборудования и инструмента;
—	журнал учета расхода материалов;
—	перечень газоопасных работ, выполняемых по нарядам, и работ, выполняемых по распоряжениям;
—	список лиц, имеющих право выдачи нарядов и распоряжений, ответственных руководителей и производителей работ по мазутному хозяйству;
—	перечень мест, опасных в отношении загазованности;
—	программы проведения работ.
В зависимости от назначения мазутного
хозяйства оборудование мазутопасосной должно эксплуатироваться в следующих режимах;
—	рабочем — при работе котлов па мазуте (на всех типах мазутных хозяйств);
—	горячем резерве — при работе котлов на газе (на резервных и аварийных мазутных хозяйствах);
—	холодном резерве — при останове оборудования (на основных или резервных мазутных хозяйствах — при работе котельной на газе и наличии двух и более мазутопасосных; на растопочных мазутных хозяйствах — при использовании газа в качестве резервного топлива на ТЭС, работающей на твердом топливе).
Перевод мазутного хозяйства из одного режима на другой осуществляется по указанию начальника смены электростанции оперативным персоналом под руководством начальника смены, в ведении которого находится мазутное хозяйство, или другого лица, назначенного начальником смены электростанции.
Все операции, связанные с пуском, остановом, нарушениями в работе оборудования и систем, изменениями технологической схемы мазутного хозяйства, проведением осмотров и проверок действия сигнализации и блокировок, должны быть отражены в оперативном журнале мазутного хозяйства с указанием точного времени выполнения операций.
В рабочем режиме постоянно должны находиться:
— не менее двух расходных резервуаров, при этом всасывающие мазутопроводы от резервных резервуаров, а также от резервуаров, находящихся в режиме «холодного» хранения, в горячем состоянии, т.е. прогреты протоком мазута от контура циркуляционного разогрева по перемычкам, соединяющим всасывающие мазутопроводы с напорными трубопроводами контура циркуляционного разогрева мазута в резервуарах.
—	один или два насоса первого подъема в зависимости от нагрузки котельной;
—	один или два насоса второго подъема в
31
зависимости от нагрузки котельной (для двухступенчатой схемы );
—	подогреватели мазута в количестве, определяемом нагрузкой электростанции;
—	не менее двух фильтров тонкой очистки;
—	один или два фильтра грубой очистки в зависимости от количества работающих насосов первого подъема;
—	система приточно-вытяжной вентиляции;
—	оба магистральных паропровода и система сбора и откачки конденсата от мазутного хозяйства;
—	один или два главных напорных мазуто-провода и мазутопровод рециркуляции;
—	система циркуляционного разогрева с установленными насосами и подогревателями мазута циркуляционного контура (для раздельной схемы);
—	приборы и устройства контроля, автоматики, блокировки и сигнализации;
—	электрические схемы электродвигателей насосов первого и второго подъемов: дренажных и конденсатных, погружных и замазученных вод, электрифицированных задвижек и устройств КИП и А, вентиляторов и пожарных насосов, системы обнаружения пожаров, которые собраны в рабочем положении и на которые подано оперативное напряжение;
—	регулирующие клапаны, которые находятся в автоматическом режиме регулирования и обеспечивают требуемые параметры;
—	оборудование приемно-сливного устройства (ПСУ).
В готовности к пуску на АВР находятся по одному насосу первого и второго подъемов.
В рабочем режиме осуществляются прием и слив мазута по мере поступления на ТЭС и перекачка его из железнодорожных цистерн в резервуары, а также постоянное перемешивание мазута в расходных резервуарах и подготовка в резервуарах мазутного склада для подачи его в выделенные расходные резервуары или в котельную на сжигание ( в зависимости от принятой технологии подготовки мазута на ТЭС ).
В режиме горячего резерва мазутопроводы
заполнены и осуществляется постоянный проток мазута, подогретого до температуры 75—80 °C, по главным напорным мазутопро-водам, мазутному кольцу котельного отделения, трубопроводу рециркуляции, коллектору рециркуляции в расходный резервуар (в зависимости от протяженности трассы мазутопроводов для уменьшения гидравлических потерь температура мазута может быть повышена до 100 °C).
При раздельной схеме мазутного хозяйства периодически включается в работу система циркуляционного разогрева для поддержания температуры мазута в резервуарах ма-зутосклада в заданных пределах.
При этом в работе постоянно находятся:
—	один расходный резервуар, в котором поддерживается температура мазута в пределе 70-80 °C;
—	один насос первого подъема, насос АВР для основного или резервного мазутного хозяйства;
—	один дополнительный насос первого подъема, специально предусмотренный проектом для аварийного мазутного хозяйства;
—	один фильтр грубой очистки, два фильтра тонкой очистки;
—	один основной подогреватель мазута, который подключен по пару;
—	главные мазутопроводы (два напорных, один рециркуляции) с паровыми спутниками;
—	один магистральный паропровод (другой находится в холодном состоянии);
—	регулятор клапана по пару на включенном в работу подогревателе мазута, который находится в автоматическом режиме и поддерживает температуру в пределах 75—80 °C;
—	система приточно-вытяжной вентиляции;
—	система сбора и откачки конденсата мазутного хозяйства;
—	электрические схемы электродвигателей насосов первого подъема, дренажных, погружных, конденсатных и замазученных вод, вентиляторов и пожарных насосов, электроприводов всех электрифицированных задвижек, которые собраны в рабочее положение, должно быть подано оперативное на
32
пряжение на устройства автоматики и системы обнаружения пожаров;
—	оборудование приемно-сливного устройства для резервного мазутного хозяйства.
В режиме холодного резерва в зависимости от продолжительности останова постоянно или периодически включается в работу система циркуляционного разогрева для поддержания температуры мазута в резервуарах мазутного склада в заданных пределах.
Из условий надежной работы центробежных насосов температура мазута М100, переданного на холодное хранение, должна быть не менее 30°С.
При подаче на сжигание температуру мазута необходимо повысить в подогревателе от 60 до 130-150 °C.
При этом режиме оборудование мазутного хозяйства отключено, трубопроводы и оборудование (насосы, фильтры, подогреватели) сдренированы, спутники мазутопроводов отключены.
Ток подается на погружные, пожарные и дренажные насосы, электрифицированные задвижки приемно-сливного устройства; устройства сигнализации уровня и температуры в резервуарах, приемных и дренажных емкостях; систему обнаружения пожаров. В работе находятся:
—	один магистральный паропровод;
—	оборудование приемно-сливного устройства с паропроводами и мазутопроводами со спутниками.
Одновременно на электростанциях и котельных согласно [46, 47] должны быть составлены местные инструкции по эксплуатации мазутных хозяйств.
Согласно [47] местные инструкции по эксплуатации должны составляться на оборудование, прошедшее пусконаладочные работы и принятое в эксплуатацию.
Для вновь пускаемых мазутных хозяйств должны быть подготовлены временные инструкции, подлежащие пересмотру после окончания периода освоения оборудования с учетом результатов наладки и испытаний.
В местных инструкциях по эксплуатации мазутного хозяйства должны быть указаны
конкретные параметры работы оборудования; значения характеристик для настройки технологической сигнализации, блокировок и предохранительных устройств, предусмотренных на мазутном хозяйстве; сроки проведения технического обслуживания и ремонта оборудования и арматуры (табл. 1.4); определена технологическая последовательность выполнения различных видов работ, в том числе порядок ввода оборудования в эксплуатацию после ремонта и принимаемые при этом меры безопасности, методы и средства проверки качества работ; приведены краткое техническое описание установленного оборудования, технологической схемы, систем автоматики, блокировок защит и сигнализации, основные неисправности в работе оборудования и систем, указания по их ликвидации, а также основные требования техники безопасности и пожарной безопасности при эксплуатации мазутных хозяйств.
К местным инструкциям должны прилагаться технологические схемы паромазуто-проводов с указанием мест установки технологического оборудования, запорной и регулирующей арматуры, средств измерений, предохранительных устройств и мест присоединения трубопроводов паровой продувки, дренажей и воздушников.
Нумерация запорной арматуры оборудования, средств измерений, регулирующих и предохранительных устройств в местных инструкциях и технологических схемах должна строго соответствовать нумерации, обозначенной на оборудовании и арматуре.
Местные инструкции должны пересматриваться не реже 1 раза в 3 года.
В случае изменения состояния устройств или условий эксплуатации оборудования соответствующие дополнения должны быть внесены в инструкцию и доведены до сведения работников, для которых обязательно знание ее, о чем должна быть сделана запись в журнале распоряжений.
Все изменения технологической схемы и характеристик оборудования, выполненные в процессе эксплуатации, должны вноситься в схемы и чертежи немедленно за подписью
33
Таблица 1.4. Периодичность проведения осмотров и ремонтов оборудования мазутного хозяйства
Оборудование	Наружный осмотр	Внутренний осмотр	Ремонт (очистка)	Капитальный ремонт	Эксплуатационные испытания для определения гидравлических характеристик	Ультразвуковой контроль
Насосы	Ежедневно	0,5 года	1,5 года	3 года	Отсутствует	Отсутствует
Подогреватели	То же	4 года1	1 год	По мере необходимости	8 лет2	То же
Фильтры	»	4 года1	По мере необходимости	То же	То же	»
Арматура паропроводов	1 раз в квартал	Отсутствует	То же	2 года3	Совместно с трубопроводами	»
Арматура мазуто-проводов	То же	То же	»	4 года3	То же	
Мазутопроводы в пределах мазутного хозяйства	I раз в год	»	Отсутствует	По мере необходимости	После капитального ремонта	»
Мазутопроводы котельной и магистральные с спутниками	Ежегодно	»	По мере необходимости	То же	8 лед4	8 лет5
Мазутопроводы котлов	1 раз в квартал	»	То же	»	8 лет4	8 лет5
Резервуары	Ежедневно	5 лег	По мере необходимости, определяемой надежной эксплуатацией резервуара и оборудования, условиями сохранения качества мазута	»	После капитального ремонта	Отсутствует
1 Ответственным по надзору.
2 Инспектором Госгортехнадзора.
3 Выборочно по указанию главного инженера.
4 Через 15 лет эксплуатации.
5 При отрицательных результатах гидравлических испытаний.
ответственного лица с указанием его должности и даты внесения изменения.
Информация об изменениях в схемах должна доводиться до сведения всех работников (с записью в журнале распоряжений), для которых обязательно знание этих схем.
При разработке местных инструкций рекомендуется пользоваться документами, приведенными в табл. 1.5.
Кроме местной инструкции персонал, обслуживающий оборудование мазутного хозяйства, в своей работе должен руководствоваться:
—	местной инструкцией по предупреждению пожаров и загораний в котлотурбинном цехе (топливно-транспортном цехе);
—	должностными инструкциями;
—	приказами и распоряжениями руководства ТЭС;
—	правилами внутреннего трудового распорядка;
—	перечнем основных работ по мазутному хозяйству, на которые выписываются наряды;
—	Правилами техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций [50];
34
Таблица 1.5. Перечень нормативно-технических документов, справочной и другой литературы, рекомендуемой для использования при разработке местных инструкций по эксплуатации мазутного хозяйства
Номер
1
2
3
4
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
Документ, издательство, год издания
Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. М.: Энергоатомиздат, 1989
Правила технической безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей. М.: Энергоатомиздат, 1984
Правила учета топлива на электростанциях: РД 34.09.105—88. М.: СПО «Союзтехэнерго», 1988
Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением, утвержденные Гос-проматомнадзором СССР (Госгортехнадзором СССР). М.: Металлургия, 1989
Правила устройства электроустановок. М.: Энергоатомиздат, 1985
Инструкции о мерах пожарной безопасности при проведении огневых работ па энергетических объектах
Минэнерго СССР. М.: ХОЗУ Минэнерго СССР, 1985
Правила организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей: РДПр 34-38-030—84. М.: СПО «Союзтехэнерго», 1985
Типовая инструкция по эксплуатации металлических резервуаров для хранения жидкого топлива и воды.
М.: СПО Союзтехэнерго, 1981
Правила пожарной безопасности для энергетических предприятий: РД 34.03.301-87. М.: Энергоатомиздат, 1988
Правила пожарной безопасности для энергопредприятий: РД 34.03.301-87, ППБ-139-87. М.: Энергоатомиздат, 1987
Инструкция по эксплуатации установок пожаротушения с применением воздушно-механической пены. М.: СПО «Союзтехэнерго», 1987
Правила перевозок грузов при прямом смешанном железнодорожно-водном сообщении. М.: Транспорт, 1985
Правила перевозок грузов. М.: Транспорт, 1985
Нормы и требования по технике безопасности и промсанитарин для руководства при составлении проек-
тов электрических станций. М.: Информэнерго, 1972. Т. 1: Тепловые электростанции
Сборник распорядительных документов по эксплуатации энергосистем (теплотехническая часть). М.: СПО ОРГРЭС, 1991
Инструкция по проектированию противопожарной защиты энергетических предприятий: РД 34.49.101—87.
М.: Информэнерго, 1987
Правила организации работы с персоналом на предприятиях и в учреждениях энергетического производства: РД 34.12.102—89. М.: СПО «Союзтехэнерго», 1990
Инструкции по организации противопожарных тренировок па энергетических предприятиях и в организациях Минэнерго СССР: И 34.00.-012—84. М.: СПО «Союзтехэнерго», 1984
Правила проведения противопожарных тренировок персонала электрических станций и сетей Минэнерго СССР: РД 34.12.201—88. М.: СПО «Союзтехэнерго», 1989
Рекомендации по ведению претензионной работы по топливу. М.: СПО «Союзтехэнерго», 1989
Инструктивные указания по технике безопасности при эксплуатации внутренних железнодорожных путей Минэнерго СССР. М.: Информэнерго, 1982
—	Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей [46];
—	Типовой инструкцией по содержанию и применению первичных средств пожаротушения на предприятиях Минэнерго СССР: ТИ 34-00-063-87 [51];
—	Правилами учета топлива на электростанциях [52];
—	Правилами пожарной безопасности для
энергопредприятий [53].
Таким образом, все вопросы эксплуатации мазутных хозяйств ТЭС и котельных регламентируются и определяются иерархической структурой нормативно-технических и руководящих документов.
На первом уровне это Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации [46], на втором Типо-
35
Таблица 1.6. Перечень принятых сокращений
Сокращение	Понятие
ГК	Главный корпус
НС	Начальник смены
НСС	Начальник смены станции
ТЭС	Тепловая электростанция
ПТЭ	Правила технической эксплуатации
ПТБ	Правила техники безопасности
ПСУ	Приемно-сливное устройство
МН	Мазутонасосная
МП	Мазутоподогреватель
ФГО	Фильтр грубой очистки
ФТО	Фильтр тонкой очистки
MX	Мазутное хозяйство
КИПиА	Контрольно-измерительные приборы и
	автоматика
АВР	Автоматический ввод резерва
ТАИ	Тепловая автоматика и измерения
пдк	Предельно допустимая концентрация
мэо	Исполнительный механизм электрический
	однооборотный
РЗ	Ручной задатчик
экм	Электроконтактный манометр
ЩУМ	Щит управления мазутопасоспой
цщу	Центральный щит управления
дпд	Добровольная пожарная дружина
опч	Оперативная пожарная часть
D	Диаметр условного прохода
р	Условное давление
КТЦ	Котлотурбинный цех
ццр	Цех централизованного ремонта
эц	Электроцех
вая инструкция по эксплуатации мазутных хозяйств тепловых электростанций [47] и равноценные документы из перечня, приведенного в табл. 1.5; на третьем — местные инструкции, разрабатываемые для конкретных условий каждой ТЭС и котельной; на четвертом — должностные инструкции персонала, обслуживающего мазутное хозяйство.
В нормативно-технических и руководящих документах, касающихся мазутных хозяйств, принята соответствующая терминология, которая будет использоваться в последующих главах. В этих же документах дан ряд основополагающих понятий, которые наряду с терминами и сокращениями приведены в табл. 1.6 и 1.7.
Таблица 1.7. Перечень принятых понятий
Термин	Понятие
Основное	В котельной сжигается мазут как основ-
мазутное	ное топливо
хозяйство Резервное	В котельной сжигается газ как основное
мазутное	топливо, мазут является резервным
хозяйство	топливом
Аварийное	В котельной сжигается газ как основной и
мазутное	единственный вид топлива; сжигание хма-
хозяйство	зута предусматривается только при ава-
Растопочное	рийном прекращении подачи газа В котельной сжигается твердое топливо;
мазутное	мазут используется при растопочных опе-
хозяйство	рациях, а также при неустойчивых режи-
Рециркуля-	мах горения (подсветка) Возврат мазута из котельной (мазутопро-
ция	вод рециркуляции — трубопровод возвра-
Циркуляция	та мазута из котельной) Возврат мазута от насосов первого подъ-
Нормальная	ема (циркуляционных) в резервуары (круговорот мазута по схеме: резервуар — насосы первого подъема циркуляционные — резервуар) Поддержание заданных значений пара-
работа обо-	метров, при которых оборудование нахо-
рудования	дится в наиболее экономичном режиме
(насосов,	работы
подогревателей) Резервуар	Емкость для хранения мазута
мазутного склада Расходный	Специально выделенная емкость, из кото-
резервуар	рой мазут подается на сжигание в котель-
Резервный	ную Емкость мазутного склада, в которой ма-
резервуар	зут подготовлен для подачи на сжигание
Холодное	в котельную Метод хранения мазута в резервуарах ма-
храпение	зутного склада без подогрева мазута
Придонный	Нижний слой мазута в емкости (по высоте
слой	до 1 м от днища), влажность которого
Высотный	превышает влажность мазута в середине емкости более чем на 5,5% Расстояние по вертикали от днища резер-
трафарет	вуара до верхнего края люка для измере-
Оборудова-	ний. Наносится масляной краской на видном месте вблизи люка резервуаров Совокупность механизмов, устройств,
ние	приборов, необходимых для обеспечения
Паровой	работы Впугрирезервуарный подогреватель
регистр	мазута
Горячее	Состояние резервного насоса, когда через
состояние	него постоянно циркулирует
насоса	мазут от рабочего насоса
36
1.6.	Основные требования к организации топливного хозяйства газотурбинных установок
К качеству жидкого топлива, используемого в газотурбинных установках, предъявляются более высокие требования, чем к качеству жидкого топлива котлов. Это предопределяет особенности в приемке, хранении, подаче на сжигание и контроле газотурбинного топлива.
Приведем основные требования [46], касающиеся особенностей приемки, хранения и подготовки к сжиганию жидкого топлива газотурбинных установок (ГТУ).
При сливе, хранении и подаче на сжигание жидкого топлива не должно быть допущено его обводнение. При необходимости пропарки цистерн после слива обводненные продукты пропарки должны быть поданы в специальные емкости мазутосклада.
Слив топлива должен быть организован закрытым способом. Сливные устройства, антикоррозионные покрытия, паровые спутники, арматура и другое оборудование должны быть в исправном состоянии, чтобы не допускать загрязнения топлива и его застывания.
Минимальная и максимальная температуры жидкого топлива в резервуарах должны быть указаны в местных инструкциях.
Топливо из резервуаров для подачи в ГТУ должно отбираться плавающим заборным устройством с верхних слоев. Пробы топлива из придонных слоев резервуаров должны отбираться при инвентаризации и перед включением резервуара в работу. При обнаружении обводненности в придонном слое более 0,5% должны быть приняты меры к предотвращению попадания обводненного топлива на сжигание. При высоте обводненного слоя выше уровня «мертвого» осадка увлажненный слой должен быть сдреиирован в специальные емкости мазутосклада.
Внутренний осмотр резервуаров с циркуляционным способом разогрева должен проводиться не реже 1 раза в 5 лет, резервуаров с паровым обогревом — ежегодно с обязательными гидравлическими испытаниями
плотности внутри резервуарных подогревателей и устранением повреждений антикоррозионного покрытия. Резервуары по мере необходимости должны очищаться от донных отложений.
После монтажа или ремонта трубопроводы жидкого топлива должны продуваться паром или сжатым воздухом и подвергаться химической промывке и пассивации с последующей промывкой газотурбинным топливом в количестве, соответствующем трехкратной вместимости системы.
Вязкость подаваемого па ГТУ топлива должна быть не более: при применении механических форсунок — 2 °ВУ (12 мм2/с), при использовании воздушных (паровых) форсунок — 3 °ВУ (20 мм2/с).
Жидкое топливо должно быть очищено от механических примесей в соответствии с требованиями заводов — изготовителей ГТУ.
В местных инструкциях должно быть указано допустимое значение перепада давления на входе в фильтры и выходе из них, при превышении которого они должны выводиться на очистку.
При сжигании в ГТУ жидких топлив, содержащих коррозионно-агрессивные элементы (ванадий, щелочные металлы и др.) в количестве, большем, чем допускается действующими государственными стандартами и техническими условиями, оно должно быть обработано на электростанции в соответствии с местными инструкциями (промывка от солей натрия и калия или добавление антикоррозионной присадки).
Все эти особые требования к жидкому газотурбинному топливу вызваны рядом причин. Попавшая в топливо вода заполняет поры фильтров тонкой очистки, способствует разложению топлива и размножению в нем микроорганизмов, усиливает коррозию элементов оборудования. Это устраняется комплексом мер, из которых еще раз следует выделить:
—	для подогрева топлива необходимо использовать только уплотненные (герметизированные) подогреватели;
37
—	использовать схему циркуляционного подогрева топлива;
—	слив топлива производить только закрытым способом;
—	отбор топлива осуществлять плавающим заборным устройством из верхних слоев резервуара;
—	не допускать попадание в топливо атмосферной пыли и продуктов коррозии.
Резервуары в топливном хозяйстве ГТУ выполняют и роль первой ступени очистки, являясь одновременно и отстойниками. Слив и рециркуляция топлива организовываются так, чтобы придонные слои не перемешивались с верхними. Дно резервуаров выполняется с уклоном. Причиной всех дополнительных мероприятий является то, что сжигание обводненного топлива в ГТУ не допускается.
ГОРЕЛКИ И ФОРСУНКИ КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК КАК ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ФАКТОРЫ ДЛЯ НАХОЖДЕНИЯ ОСНОВНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК МАЗУТНОГО ХОЗЯЙСТВА
2.1. Общие положения
При проектировании мазутного хозяйства прежде всего необходимо определить несколько основных его характеристик.
Так как конечной целью всей системы ма-зутоснабжения является бесперебойная подача очищенного и подогретого до нужной температуры мазута к горелкам и форсункам котлов, то к основным характеристикам мазутного хозяйства можно отнести следующие:
производительность по мазуту каждой горелки и форсунки, а также суммарная производительность каждого установленного или спроектированного котла и суммарная производительность электростанции или котельной;
вязкость, необходимая температура и давление мазута перед горелкой или форсункой;
вместимость и число резервуаров для хранения мазута с учетом норм запаса.
Зная эти основные характеристики мазутного хозяйства, можно произвести дальнейшие расчеты по всей технологической цепочке системы мазутоснабжения, осуществить выбор конкретных марок и типоразмеров необходимого оборудования (насосов, фильтров, подогревателей, резервуаров систем хранения и циркуляции мазута), определить затраты электроэнергии и пара на содержание мазутного хозяйства.
Выбор алгоритма нахождения основных характеристик мазутного хозяйства заключается в определении числа и типоразмера горелок и форсунок для конкретных котлов, их основных технических параметров.
С этой целью приведем классификацию и технические характеристики основных кон
струкций горелочных устройств и форсунок, серийно выпускаемых промышленностью нашей страны и стран ближнего зарубежья.
2.2. Назначение и классификация газомазутных горелок
Под горелкой понимается устройство для организованной подачи в топку воздуха и топлива с целью его сжигания.
Для улучшения смесеобразования топлива с воздухом, а также с целью создания наиболее благоприятных условий для выгорания топлива применяют закрутку подаваемого потока воздуха. При закрутке воздушного потока улучшаются условия обтекания воздухом капель топлива. Интенсивность закрутки воздушного потока считается основным параметром горелочного устройства.
В зависимости от способа подачи воздуха газомазутные горелки классифицируются на горелки с улиточным и тангенциально-лопаточным подводами воздуха (рис. 2.1).
У горелок с улиточным подводом воздуха воздухозакручивающий аппарат выполнен в виде улитки. Регулирование расхода подаваемого воздуха производится шибером, установленным на подводящем патрубке.
У горелок с тангенциально-лопаточным подводом воздуха внутри корпуса по касательной к образующей проточной части размещены лопатки, закручивающие поток воздуха. Регулирование расхода воздуха производится цилиндрической заслонкой или шибером.
Для изменения интенсивности закрутки потока горелки могут быть выполнены с поворотным лопаточным аппаратом, а также реверсивными, т.е. с изменением направле-
39
Газом азугные горелки
Рис. 2.1. Классификация газомазутных горелок по способу подачи воздуха
Рис. 2.2. Классификация газомазутных горелок по производительности

Рис. 2.3. Типы газомазутных котлов малой мощности и применяемые в них газомазутные горелки
Рис.2.4. Типы газомазутных котлов средней мощности и применяемые в них газомазутные горелки
w>
Рис. 2.5. Типы газомазутных котлов большой мощности и применяемые в них газомазутные горелки
[ия вращения с целью регулирования фор* 1Ы, размеров и угла расположения факела-
Газомазутные горелки классифицируются га горелки малой, средней и большой [роизводительности (рис. 2.2).
В зависимости от типа и теплопроизводи-ельности газомазутных котлов применяют-:я следующие горелки:
для паровых и водогрейных котлов малой фоизводительности (до 30 МВт) (рис. 2.3) — орелки конструкций ЦКТИ завода «Ильма-)ине»: ГМ-2,5, ГМ-4,5, ГМ-7, ГМ-10, ГМП-16, "МГ-1,5М, ГМГ-2М, ГМГ-4М, ГМГ-5М, ГМГБ-5,6, РГМГ-10, РГМГ-20; завода «Терас»: Р-1-150;
для паровых и водогрейных котлов средней производительности (30—150 МВт) (рис. 2.4) — горелки конструкции ЦКТИ завода «Ильмирине»: РГМГ-20, РГМГ-30, БКЗ и ВТИ-ДКЗ;
для паровых и водогрейных котлов большой производительности (более 150 МВт) (рис. 2.5) — горелки конструкции ЦКТИ завода «Ильмарине»: ГМУ, РГМГ-30, БКЗ, ТКЗ; ВТИ-ТКЗ; ХФ ЦКБ Главэнергоремонта совместно с ВТИ-ТКЗ, ВТИ-ДКЗ.
Основные требования, предъявляемые к горелочным устройствам [60]:
1)	аэродинамическое сопротивление горелки не должно превышать располагаемого уровня давления газа и воздуха;
2)	длина горящего факела не должна быть выше значения, определяемого габаритами топочного пространства. Коэффициент избытка воздуха следует выбирать таким образом, чтобы потери теплоты от химической неполноты сгорания газа или мазута не превышали 0,5 %;
3)	горелки должны обеспечивать нужный температурный режим;
4)	концентрационные, температурные и скоростные поля в зоне горения должны обеспечивать отсутствие локальных перегревов экранных поверхностей нагрева. Не допускаются удары факела об экраны и ограждения топочной камеры;
5)	отклонения основных показателей от оптимальных значений при изменении нагрузки в диапазоне 50—100 % должны быть минимальными;
6)	горелки должны обеспечивать бесшумную работу;
7)	горелки должны допускать возможность максимальной автоматизации процесса горения.
2.3.	Горелки котлов малой мощности
Горелки ГМГ-м относятся к классу комбинированных — газомазутные, короткофакельные. Предназначены они в основном для котлов ДКВР. Типоразмерный ряд состоит из четырех горелок мощностью 1,74; 2,32; 4,64; 5,80 МВт.
Корпус 1 горелки, в котором установлена форсунка 2, крепится к горелочной плите 5, к которой, в свою очередь, крепится запально-защитное устройство 6 (рис. 2.6.).
В горелках используется двухзонная система подачи воздуха с распределением его па первичный и вторичный (основной). На выходе из горелки вторичный воздух закручивается аксиальным завихрителем Зс 12 прямыми лопатками, расположенными под углом 45° к оси горелки. Первичный воздух закручивается аксиалыю-тангенцильным завихрителем 4, состоящим из 16 наклонных лопаток.
При работе на мазуте шиберы первичного воздуха всегда открыты полностью. Первичный воздух подается к корню факела — к головке форсунки и используется для поджигания топливо-воздушной смеси.
Доля первичного воздуха составляет 15—20% общего количества воздуха. Расход вторичного воздуха регулируется в зависимости от давления топлива шиберами вторичного воздуха.
Форсунки этих горелок паромеханические. Распылитель форсунок 2 состоит из парового и топливного завихрителей и распределительной шайбы. Пар с давлением 0,15—0,2 МПа для вторичного дробления капель топлива подается в форсунки при давлении топлива не более 1 МПа, в противном случае форсунки работают в режиме механического распиливания.
Преимуществом горелок являются сравнительно низкое сопротивление по воздуху, устойчивое горение топлива в широком интер-
44
Рис. 2.6. Газомазутная горелка ГМГ-м:
1 — корпус горелки; 2 — форсунка; Д 4 — завихрители основного (вторичного) и первичного воздуха; 5 — горелочная плита; 6 — запально-защитное устройство (место установки)
П2 отв. 018
л । отв. 018
| Вторичный воздух
Первичный воздух
л3 отв. 018
Таблица 2.1. Геометрические и присоединительные размеры газомазутных горелок типа ГМГ-м
Горелка	о,	Д	д		d5	д.	д	L	ц		Ал	А	А,	Л1	А	Число отверстий		
																		
ГМГ-1,5м	244	160	108	276	141	170	310	980	267	240	312	520	34	180	250	4	4	6
ГМГ-2м	267	161	108	276	141	170	310	980	267	240	312	520	34	180	250	4	4	6
ГМГ-4м	365	240	159	375	205	225	410	1217	378	318	431	600	50	235	360	8	8	8
ГМГ-5м	365	240	159	375	205	225	410	1217	378	318	431	600	50	235	360	8	8	8
вале нагрузок с обеспечением сравнительно низких избытков воздуха на низких нагрузках. Горелки разработаны ЦКТИ, изготовляются заводом «Ильмаринс».
Основные геометрические и присоединительные размеры горелок ГМГ-м приведены в табл. 2.1, а технические характеристики — в табл. 2.2.
Горелка ГМГБ-5,6. Короткофакельная горелка ГМГБ-5,6 (рис. 2.7) имеет однозонный подвод воздуха через тангенциально-лопаточный завихритель 4 с профилированными лопатками. В горелках устанавливают паромеханические форсунки 6 с четырехканальными топливными завихрителями, диаметр сопел составляет 3,5 мм. На выходе из форсунки установлен стабилизатор пламени 5.
При работе на газе используются трубопроводы 2 с газовым коллектором 1. Воздушный поток поступает через короб 3.
Рис. 2.7. Газомазутная горелка ГМГБ-5,6:
1 — газовый коллектор; 2 — трубопровод; 3 - воздушный короб; 4— тангенциально-лопаточный завихритель воздуха; 5 — стабилизатор пламени; 6 — форсунка
45
Таблица 2.2. Технические характеристики газомазутных горелок типа ГМГ-м
Показатель	ГМГ-1,5м	ГМГ-2м	ГМГ-4м	ГМГ-5м
Номинальная тепловая мощность, МВт (Гкал/ч)	1.74(1,5)	2,32(2)	4,65(4)	5,81(5)
Диапазон регулирования,%: от номинальной мощности	20-100	20-100	20-100	20-100
на мазуте при коэффициенте избытка воздуха 1,2	50-100	40-100	40-100	40-100
Давление, МПа: мазута перед форсункой	1,6	2,0	2,0	2,0
пара на распыление	0,1-0,2	0,1—0,2	0,1-0,2	0,1-0,2
Давление газа перед горелкой, кПа	5	3,6	3,8	3,8
Вязкость мазута перед форсункой, °ВУ, не более	3	3	3	3
Расход пара на распыление, кг/ч	4,4	6,5	13	16
Коэффициент избытка воздуха при работе: на мазуте	1,15	1,15	1,15	1,15
газе	1,05	1,05	1,05	1,05
Сопротивление горелки по воздуху, кПа	1,2	1,2	1,2	1,2
Общий расход воздуха (первичного и вторичного), м3/ч	1700	2700	5400	6500
Номинальный расход мазута, кг/ч	160	210	420	520
Поминальный расход газа, м3/ч	180	235	470	590
Угол раскрытия факела, град.	65-75	65—75	65-75	65-75
Габаритные размеры, мм: длина	969	971	1207	1185
высота	520	520	600	600
ширина	312	312	431	600
Масса горелки, кг	83	83	140	143
Марка котла, для которого предназначена горелка	ДЕ-2,5;	ДЕ-4;	ДЕ-6,5;	ДЕ-10;
	ДКВР-2,5-13	ДКВР-4-13	ДКВР-6,5-13	ДКВР-1013
Примечание. Значения даны для следующих условии: мазут с теплотой сгорания (2 {J= 38500 кДж/кг, р = 1,0 г/см3; газ с теплотой сгорания Q)xx = 36 550 кДж/м3 при = 20 °C, р = 0,7 кг/м3.
Поворотные лопатки завихрителя воздуха позволяют изменять коэффициент закрутки воздушного потока. При закрытом лопаточном аппарате подача воздуха на горелку полностью прекращается, что дает возможность осуществлять количественное регулирование в связи с изменением числа работающих горелок.
Горелки монтируются либо в общем воздушном коробе 3, либо за обшивкой котла. Для удобства их обслуживания имеется откидная дверца, на которой и смонтирован завихритель воздуха. Герметичность этих горелок позволяет использовать их на котлах под наддувом [32].
46
В диапазоне нагрузок 70—100 % форсунки горелок работают как механические, без подачи пара на распиливание. При нагрузках ниже 70 % подача пара для распиливания обязательна.
Горелка разработана ЦКТИ, изготовляется заводом «Ильмарине».
Технические характеристики газомазутной горелки ГМГБ -5,6 приведены в табл. 2.3.
Горелка ГМП-16. Комбинированная газомазутная горелка ГМП-16 предназначена для котлов ДЕ-25-14-ГМ. Мощность горелки 18,5 МВт.
Технические характеристики горелки ГМП-16 приведены в табл. 2.4, а конструкция представлена на рис. 2.8.
Процесс сжигания жидкого топлива сво-
Таблица 2.3. Технические характеристики газомазутной горелки ГМГБ -5,6
Показатель	Значение
Теплопроизводительность при номинальной нагрузке, МВт (ГДж/ч)	6,5(23,5)
Давление:	
мазута перед форсункой, МПа	2
газа на выходе в газовую часть, кПа	5
пара перед форсункой, МПа	0,1-0,2
Расход пара на дополнительный распыл, кг/ч	< 18
Диапазон регулирования^	10-100
Сопротивление воздухонаправляющего устройства при 20°С, кПа	1,2
Коэффициент избытка воздуха при номинальной нагрузке при работе:	
на мазуте	1.1
газе	1,05
Сопротивление по воздуху, кПа	1,2
Общий расход воздуха (первичного и вторичного), м3/ч	7000
Вязкость мазута перед форсункой, °ВУ	3-2
Длина мазутного факела, м	2
Угол раскрытия воздушного потока и факела форсунки, град Габаритные размеры, мм:	65±5*
длина	Около 850
высота	889
ширина	907
Масса, кг	205
* Для сжигания жидких топлив (топочных мазутов М40 и М100, флотских мазутов Ф5 и Ф12) и горючего газа с теплотой сгорания 35,61± 3,56 МДж/м3.
дится к однофазному, минуя предварительные стадии подготовки топлива (подогрев и испарение). Эти предварительные стадии осуществляются в камере газификации 3 за счет теплоты, выделяющейся при сжигании капель топлива.
Подвод жидкого топлива производится по трубопроводам 7, подвод газа по трубопроводам 6. В аэродинамическое сопротивление горелки входит сопротивление камеры двухступенчатого сжатия. Горелка 2 имеет амбразуру конического типа с углом раскрытия 35° на сторону.
Для горелок этого типа характерны высокая скорость реакции горения, низкое саже-образование и широкий диапазон регулирования.
Горелки разработаны ЦКТИ, изготовляются заводом «Ильмарине».
Горелки ГМ (рис. 2.9.) имеют однозонное
Таблица 2.4.Технические характеристики газомазутной горелки ГМП -16
Показатель	Значение
Номинальная тепловая мощность, МВт	18,6
Коэффициент рабочего регулирования по тепловой мощности, не менее	5
Давление мазута перед форсункой, МПа	2,0
Давление газа перед горелкой, кПа	25
Аэродинамическое сопротивление горелки, кПа	3,5
Вязкость мазута перед форсункой, °ВУ Коэффициент избытка воздуха:	3
на мазуте	1,1
газе	1,05
Давление пара на распиливание, МПа	0,3-0,5
Удельный расход пара на распыливание, кг/кг, не более	0,05
Номинальный расход мазута, кг/ч	1600
Длина факела, м Габаритные размеры, мм:	6.5
длина	990
ширина	885
высота	885
Масса горелки, кг	150
Марка котла, для которого предназначена горелка	ДЕ-25-14ГМ
47
A—A
2110
Рис. 2.8. Газомазутная горелка ГМП-16:
1 — подвод мазута; 2 — горелка; 3 — камера газификации мазута; 4 — форсунка; 5 — воздушный короб; 6 — подвод газа; 7 — опора горелки
аксиальное воздухонаправляющее устройство (завихритель) 2 с профильными лопатками и паромеханические форсунки 5.
Они оборудованы стабилизаторами пламени 3 и имеют место для установки резервной форсунки 6.
Серия горелок ГМ состоит из четырех типоразмеров. Они предназначены для работы с котлами типа ДЕ (ДЕ-4-14ГМ, ДЕ-6,5-14ГМ, ДЕ-10-14ГМ, ДЕ-16-14ГМ).
Горелки ГМ (как и ГМП-16) конструктивно
отличаются от горелок ГМГ-м наличием кольцевой диафрагмы для равномерного распределения газа по отверстиям, имеют также осевой завихритель воздуха и конусный стабилизатор.
Технические характеристики горелок типа ГМ приведены в табл. 2.5.
Горелки разработаны ЦКТИ, изготавливаются заводом «Ильмарине».
Горелки с ротационной форсункой Р-1-150.
Вращение вала 6 форсунки (рис. 2.10) с за-
990
Рис. 2.9. Газомазутная горелка ГМ-7:
1 — воздушный короб; 2 — завихритель воздуха; 3 — стабилизатор; 4 — место установки фотодатчика; 5 — форсунка; 6 — место установки резервной форсунки
48
Таблица 2.5. Технические характеристики газомазутных горелок типа ГМ
Показатель	ГМ-2,5	ГМ-4,5	ГМ-7	ГМ-10
Номинальная тепловая мощность, МВт	2,9	5,26	8,15	11,63
Коэффициент рабочего регулирования по тепловой мощности, не менее	5	5	5	5
Давление мазута перед форсункой, МПа	2,0	2,0	2,0	2,0
Давление газа перед горелкой, кПа	25	25	25	25
Аэродинамическое сопротивление горелки, кПа	0,8	0,9	1,1	2
Вязкость мазута перед форсункой, °ВУ	3	3	3	3
Коэффициент избытка воздуха: на мазуте	1,1	1,1	1,1	1,1
газе	1,05	1,05	1,05	1,05
Давление пара на распиливание, МПа	0,3-0,5	0,3-0,5	0,3-0,5	0,3-0,5
Удельный расход пара на распиливание, кг/кг, не более	0,05	0,05	0,05	0,05
Номинальный расход мазута, кг/ч	290	470	730	1040
Длина факела, м	—	-	4,0	5,5
Габаритные размеры, мм: длина	953	962	980	1030
ширина	685	770	885 '	885
высота	685	770	885	885
Масса горелки, кг	105	130	150	150
Марка котла, для которого предназначена горелка	ДЕ-4-14ГМ	ДЕ-6,5-14ГМ	ДЕ-10-14ГМ	ДЕ-16-14ГМ
Рис. 2.10. Горелка с ротационной форсункой Р-1-150:
1 — электродвигатель; 2— корпус форсунки; 3 — вентилятор; 4 — дверца топки; 5 — плита; 6 — вал форсунки; 7— распиливающий стакан; 8 — воздушный конус; 9— ось вывертывания форсунки; 10— заслонка для регулирования расхода воздуха на распиливание; 11 — маховик клапана; 12 — пробка для очистки клапана; 13 — винт установки сопла; 14— клиноременная передача; 15— кожух ременной передачи
49
Таблица 2.6. Технические характеристики горелки с форсункой Р-1-150 [32]
Показатель	Значение
Расход распыленного мазута, кг/ч	150
Избыточное давление топлива, МПа	0,05-0,1
Условная вязкость топлива, °ВУ	5-6
Диапазон регулирования горелки,%	10-115
Подача вентилятора форсунки, м3/ч	До 170
Расчетное количество воздуха на распы-ливание,%	10
Давление воздуха, кПа	1,5-4
Тип электродвигателя	АОЛ2-22-2
Мощность электродвигателя, кВт	2,2
Частота вращения вала электродвигателя, мин-1	2880
Напряжение на обмотках статора, В	220/380
Частота вращения вала форсунки, мин’1	4600
Окружная скорость распиливающего стакана, м/с	Около 18
Габаритные размеры агрегата, м: длина	730
ширина	650
высота	660
Масса агрегата, кг	145
крепленным на нем распиливающим стаканом 7 осуществляется электродвигателем I через клиноременную передачу 14. Для подачи распиливающего воздуха на валу форсунки между распиливающим стаканом 7 и воздушным конусом 8 закреплен вентилятор 3. Распиливающий воздух регулируется заслонкой 10. Вторичный воздух подается к форсунке снаружи воздушного конуса 8 через зазор между кожухом вентилятора 3 и дверцей топки 4. На внутреннюю поверхность распиливающего стакана /топливо поступает из сопла топливопровода, находящегося внутри вала 6 форсунки.
Топливо в форсунку поступает самотеком и расход его регулируется клапаном 11. установленным перед горелкой. Технические характеристики горелки с ротационной форсункой Р-1-150 приведены в табл. 2.6.
Горелки изготовляются на заводе «Терас»
Таблица 2.7. Технические характеристики газомазутных горелок Белгородского котлостроительного завода
Показатель	БК	Горелки для котлов производительностью 25—75 т/ч			БГ-35М
Расход мазута, кг/ч	800	250	800	800	800
Расход газа, м3/ч	530-1280	300	750	750	800
Давление мазута перед форсункой, МПа	2	2	2	2	2
Давление газа перед горелкой, кПа	3-30	15-16	15-16	15-16	15-16
Давление воздуха перед горелкой, кПа	1-1,8	-0,95	-0,4	-	0,4
Коэффициент избытка воздуха при работе: на мазуте	1,1	1,1	1,1	1,1	1,1
газе	1,05	1,05	1,05	1,05	1,05
Размеры сечения на входе воздуха в улитку, мм	600x300	-	-	620x230	600x300
Габаритные размеры, .мм: длина и ширина плиты	1000x1000	700x700	1000x1000	970x970	1000x1000
длина	1170	—	—	955	1300
Диаметр обечайки улитки, мм: для газа	462-562	—		—	—
воздуха	400-500	—	—	—	—
Масса горелки (без форсунки), кг	348—354	—	—	—	—
50
(Таллин) и предназначены для водогрейных котлов малой мощности.
2.4.	Горелки котлов средней мощности
Газомазутные горелки БКЗ. Газомазутные горелки Белгородского котлостроительного завода (табл. 2.7) являются вихревыми, двухпоточными с улиточными завихрителями воздуха, периферийной подачей газа и механическими мазутными форсунками. Диапазон регулирования их зависит от скорости воздуха в пережиме амбразуры. Минимальная допустимая скорость в пережиме 20 м/с. Уменьшение нагрузки котлов осуществляется за счет отключения части горелок [32].
Ротационные газомазутные горелки типа РГМГ. Газомазутные ротационные горелки типа РГМГ, разработанные совместно ЦКТИ, БКЗ и заводом «Ильмарине», предназначены для работы с ротационными форсунками для раздельного сжигания газа и мазута в водогрейных котлах типа Е и КВ-ГМ мощностью до 116 МВт. В соответствии с номенклатурой водогрейных котлов КВТМ горелки выпускаются следующих типоразмеров: РГМГ-10 (11,6 МВт), РГМГ-20 (23,2 МВт) и РГМГ-30 (34,8 МВт). На котлах КВ-ГМ-10, КВТМ-20, КВТМ-30 устанавливают по одной горелке на котел; на котлах КВТМ-50 — по две горелки РГМГ-20, на котлах КВ-ГМ-100 — по три горелки РГМГ-30.
Горелки РГМГ-10, РГМГ-20 и РГМГ-30 имеют автономный вентилятор первичного воздуха.
Горелки РГМГ-1 предназначены для котлов Е-Г9ГМ, горелки РГМГ-2 — для котлов Е-2,5-9М. Они унифицированы с горелкой АР-90 и состоят из следующих узлов: ротационной форсунки, устройства для подачи газа и воздушного короба. Первичный воздух подается вентилятором в отдельный канал с завихрителями осевого типа. При работе только на газе горелки не имеют ротационных форсунок.
Горелки РГМГ-4 предназначены для работы на котлах КВТМ-4-150; горелки РГМГ-7
Первичный	Вторичный
воздух	воздух
Рис. 2.11. Ротационная газомазутная горелка типа РГМГ:
1 — ротационная форсунка; 2 — запальник с фотодатчиком; 3 — плита форсунки; 4 — завихритель воздуха; 5 — газовый коллектор; 6— плита горелки; 7 — воздушный короб; 8— обмуровка; 9 — распределитель вторичного воздуха; 10 — воздуховод первичного воздуха
(РГМГ-6,5) — на котлах КВ-ГМ-6,5-150, АВ-1, АПВ-1. Они отличаются наличием системы регулирования подачи топлива и воздуха с отсечным электромагнитным клапаном.
Технические характеристики горелок типа РГМГ приведены в табл. 2.8.
Принципиальная конструкция ротационных газомазутных горелок типа РГМГ представлена на рис. 2.11.
Горелки оснащены ротационными форсунками 1, запальником 2 с фотодатчиком, закрепленным на плите 3. Горелки имеют завихрители 4 воздуха аксиального типа, на который поступает вторичный воздух из воздушного короба 7.
Первичный и вторичный воздух подается раздельными вентиляторами. Вторичный воздух поступает через распределитель 9, первичный — по воздуховоду 10.
Вся конструкция крепится к плите 6. Конструкция ротационной форсунки представлена ниже (см. § 2.11). Доля первичного воздуха составляет 10% общего количества воз-
51
Таблица 2.8. Технические характеристики газомазутных горелок типа РГМГ
Показатель	РГМГ-1	РГМГ-2	РГМГ-4	РГМГ-7 (РГМГ-6,5)	РГМГ-10	РГМГ-20	РГМГ-30
Номинальная тепловая мощность, МВт Коэффициент рабочего регулирования	1,163	2,326	4,652	6,5 (7,56)	11,63	23,26	34,80
по тепловой мощности Давление мазута перед форсункой,	3	3	3	7	7	7	7
МПа, не более	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2
Давление газа перед горелкой, кПа Давление первичного воздуха перед	5	5	13-25	13-25	19	34	41
завихрителем первичного воздуха, кПа Аэродинамическое сопротивление	4	4	5,3	5,3	7	7	9
горелки по вторичному воздуху, кПа Вязкость мазута перед форсункой,	0,5	1,5	1,8	2,0	0,9	1,5	2,5
°ВУ, не более го Коэффициент избытка воздуха за топкой:	8	8	8	8	8	8	8
на мазуте	1,1	1,1	1,05-1,1	1,05-1,1	1,05-1,1	1,05-1.1	1,05-1,1
газе	1,05	1,05	1,05	1,05	1,05	1,06	1,06
Номинальный расход мазута, кг/ч	100	200	460	740	1200	ш 2250	3370
Мощность электродвигателя, кВт Габаритные размеры, мм:	1,5	1,5	3	4	1,5	2,2	3
длина	930	930	940	1040	1137	1410	1422
ширина	690	690	1510	1510	480	1322	1300
высота	760	730	1405	1405	1193	1750	1750
Масса горелки, кг Марка котла, для которого	150	150	575	616	496	635	788
предназначена горелка	Е4-9ГМ	Е-2.5-9М	КВТМ-4-150	КВ-ГМ-6,5-150; АВ-1, АПВ-1	КВ-ГМ-10	КВТМ-20; КВ-ГМ-50	КВТМ-30; КВ-ГМ-100
Таблица 2.9. Технические характеристики горелок ДКЗ
Показатель	Для котлов ПТВМ-30, ПТВМ-50	Для котлов ПТВМ-100
Номинальная мощность, МВт	4,9-5,8	7,0
Давление мазута перед форсункой, МПа	1,6-4,0	1,6-4,0
Давление газа перед горелкой, кПа	7-25	7-25
Вязкость топлива перед горелками, °ВУ	3-6	3-6
Минимальный коэффициент избытка воздуха при работе: на мазуте	1,10	1,10
газе	1,05	1,05
Площадь живого сечения для прохода, м2: воздуха	0,0918	0,0918
газа	0,0019	0,0024
Расход газа, м3/ч	660	900
Расход мазута, кг/ч	620	800
Масса, кг	115	119
Рис. 2.12. Газомазутная горелка ДКЗ:
1 - форсунка; 2 - воздуховод; 3 — завихритель воздуха;
4 — коробка
духа, поступающего на горение. На нагрузках ниже 30% во избежание срыва факела давление первичного воздуха понижается.
При переводе котла на газ мазутная форсунка вынимается из воздушного короба, а на ее место устанавливается заглушка.
Горелки ДКЗ. Эти горелки разработаны ВТИ (рис. 2.12) и изготовляются Дорогобужским котельным заводом. Горелки ДКЗ ис
пользуются на водогрейных котлах ПТВМ-ЗОМ, ПТВМ-50, ПТВМ-100.
По конструкции они вихревые, однопоточные с аксиальным завихрителем 3 воздуха. Механические форсунки 1 в горелках используются для подачи мазута. Подача воздуха происходит по воздуховоду 2. Для охлаждения форсунок предусматривается вода. Технические характеристики горелок приведены в табл. 2.9.
2.5.	Горелки котлов большой мощности
Горелки ТКЗ. Все горелки, выпускаемые Таганрогским котельным заводом для своих котлов, являются комбинированными, газомазутными, вихревого типа. В них используется принцип как тангенциальной, так и аксиальной закрутки воздуха. Горелки ТКЗ имеют в настоящее время двухпоточные схемы с внутренним и периферийным подводами воздуха.
Преимуществами двухпоточных горелок являются: более длительный срок службы; лучшее качество смешения топлива с воздухом. Горелками ТКЗ оснащаются котлы большой мощности и все котлы ТКЗ сверхкритического давления.
Во всех горелках ТКЗ используются паромеханические форсунки, сопротивление горелок по воздуху составляет 1,6—2,0 кПа. Они обеспечивают работу котлов в диапазо-
53
12^	4	5	6	7	8	9
Рис. 2.13. Газомазутная горелка котла ТГМП-204 с пропускной способностью 5,14 т/ч мазута:
1 — импульсная линия для контроля за давлением воздуха; 2 и 4 — подача воздуха соответственно в центральный и периферийный кольцевые каналы; _?и 6 — тангенциально-лопаточные аппараты центрального и периферийного воздуха; 5 — газовый коллектор; 7 — ввод газов рециркуляции; 5— линзовый компенсатор; 9— амбразура горелки; 10 — газовый запальник; 11— форсунка; 12— пневмозатвор
не нагрузок 100—35% с избытком воздуха за пароперегревателем 1,01—1,03 [32].
На котле ТГМП-204 паропроизводитель-ностью 2650 т/ч устанавливют 36 горелок с пропускной способностью по мазуту 5,2 т/ч, размещенных в три яруса на фронтовой и задней стенках топочной камеры. Из-за большого числа горелок и затруднительного индивидуального регулирования воздух на горелки подается из общего короба. На входе воздуха в общий короб установлены регулирующие устройства для ряда горелок. На рис. 2.13 показана конструкция горелок котла ТГМП-204. Общий короб разделен на три отсека для раздельной подачи воздуха в центральные 2 и периферийные 4 каналы горелок, а также для ввода рециркулируемых дымовых газов 7. Аппараты завихрения имеют цетральный 3 и периферийный 6 воздушные каналы тангенциального типа. С целью регулирования температуры перегретого пара и снижения дымовых газов в зоне горения (для уменьшения содержания NOX и снижения интенсивности газовой коррозии) вводятся дымовые газы, которые подаются через канал снаружи периферийного воздушного канала [32].
Для улучшения процесса горения при предельно малых избытках воздуха ВТИ предло-
Рис. 2.14. Горелка встречноударного действия ВТИ-ТКЗ:
1 — периферийный канал; 2— наружный отключаемый канал; 3 — форсунка; 4 — завихритель; 5 — газовый патрубок; 6— центральный канал
жены прямоточные горелки встречноударного действия [32]. Они устанавливаются на фронтовой и задней стенках топочной камеры и имеют скорость выхода воздуха из горелок 60 м/с. Отличие от других горелок заключается в улучшении процесса горения за счет вторичного перемешивания в результате соударения струй. Горелки предназначены для котлов мощностью 300 и 800 МВт и ряда котлов высокого давления.
Горелка встречноударного действия ВТИ-ТКЗ с пропускной способностью по мазуту 6 т/ч для котлов ТГМП-114 показана на рис. 2.14. Эти горелки имеют высокую надежность и устойчивость работы с предельно малыми избытками воздуха.
Перемешивание топлива производится за счет использования эффекта соударяющихся струй, что дает более эффективные показатели по сравнению с вихревыми горелками. Отключением наружного воздушного канала 2 производится снижение нагрузки котла до 45% номинальной без отключения горелок. Форсунка 3 и завихритель 4 установлены в периферийном (по отношению к центральному каналу 6) канале 1.
Для котлов большой мощности завод изго-
54
Рис. 2.15. Многоканальная гаэомазутная подовая горелка мощностью 41—104 МВт:
1 — тангенциальный лопаточный завихритель центрального воздушного потока с неподвижными лопатками; 2~ аксиальный завихритель приосевого воздушного потока с неподвижными лопатками; 3 — периферийное устройство подачи газа; 4~ центральное устройство подачи газа; 5 — форсунка; 6— реверсивный аксиальный завихритель периферийного потока
товляет многоканальные газомазутные подовые горелки мощностью 41—104 МВт, разработанные ХФ ЦКБ Главэпергоремонта с участием ВТИ и ТКЗ. Горелки (рис. 2.15) по конструкции трехпоточные с тангенциальным лопаточным завихрителем 1 центрального воздушного потока с неподвижными лопатками, аксиальным 2 приосевого воздушного потока и реверсивным завихрителем6 воздуха периферийного потока [32].
Горелки имеют два устройства для подачи газа: периферийное 3 и центральное 4. В центре размещена паромеханическая форсунка 5.
Эти горелки обеспечивают работу котлов в диапазоне нагрузок 40—100% с избытком воздуха за пароперегревателем 1—3% [32].
Газомазутные горелки ЦКТИ-ТКЗ отли-
Рис. 2.16. Схема горелки конструкции ЦКТИ-ТКЗ до (а) и после (б) реконструкции
чаются высокой производительностью (5000 кг/ч по мазуту и 5300 м3/ч по газу).
Используются с 1971 г. на котлах ТГМ-84Б Сумгаитской ТЭЦ-2 [54].
Горелки (рис. 2.16) имеют аксиально-лопаточные регистры, расположенные по фронту котла, треугольником с вершиной в верхней части топки.
Газораздающая часть горелочного устройства представляет собой кольцевой коллектор, размещенный по периметру выходного отверстия горелки, с 50 отверстиями диаметром 17 мм, оси которых перпендикулярны оси горелки. Скорость выхода газовых струй при
55
номинальной нагрузке достигает 130 м/с.
С учетом опыта эксплуатации горелки были реконструированы. Опыт сжигания газа показал, что центральный ввод газа в амбразуру более прост конструктивно, легко взаимозаменяем и надежен в длительной эксплуатации.
При работе котлов ТГМ-84Б на мазуте в связи с ограничениями по давлению в мазу-топроводах были разработаны и установлены форсунки с круглыми тангенциальными каналами типа ЦКТИ — Башкирэнерго производительностью 5000 кг/ч при давлении мазута 2 МПа (20 кгс/см2).
Газомазутные горелки ЦКТИ (рис. 2.17) относятся к крупным турбулентным горелкам и выполнены с закруткой воздуха и периферийной подачей газа при размещении мазут ной форсунки по оси амбразуры. В качестве аппарата для закрутки воздуха используется регистр осевого типа с пластинчатыми плав-
Рис. 2.17. Газомазутная горелка ЦКТИ
но изогнутыми направляющими лопатками. Угол поворота лопаток регистра для всех типоразмеров составляет 50° (относительно оси горелки), высота лопаток у обода (ширина у обода регистра) равна 1 /4 диаметра обода.
Таблица 2.10. Технические характеристики газомазутных горелок ЦКТИ
Тип котла
Показатель		СУ-20	нзл	НЗЛ	Джон-Томпсон	Бюттнер	БКЗ-16-100ГМ	ТКМ-84
Паропроизводительность РА, т/ч		30	по	115	ПО	120	160	420
Объемная плотность теплового потока 7vl02, Вт/м		189,2	141	146,2	121	188,3	217	165,1
Компоновка горелок		Ф	Ф	Ф	Ф	Ф	Ф	Ф
Число горелок т		4	2	2	2	4	12	18
Число ярусов горелок п		2	1	1	1	1	3	3
Теплота сгорания	мазута, кДж/кг	26377	39774	39774	39774	38519	39774	39774
	газа, кДж/м3	32657	41031	—	32657	29726	30145	35588
Номинальная производительность	по мазуту, Ям-т/ч	0,5	4,0	4,5	4,0	2,15	1,45	1,7
горелки	по газу Д., м/ч	600	3900	—	4850	2800	1700	2850
Диаметр, мм:						780		
обода регистра dx		400	1100	1100	1100		750	880
амбразуры с пережимом Dn		350	1050	1050	1050	750	640	800
устья амбразуры Da		700	1400	1200	1400	770	750	1250
центральной секции d?		—	750	750	750	430	-	-
56
Окончание табл. 2. К)
Показатель		Тип котла						
		СУ-20	нзл	нзл	Джон-Томпсон	Бюттнер	БКЗ-16-100ГМ	ТКМ-84
Ширина обода регистра Zp, мм		НО	280	280	280	200	190	220
Число лопаток регистра z Диаметр газовых отверстий		18	18	18	18	18	18	18
мм		6	11/8	8	8	10	6/12	7
Число газовых отверстий п Скорость, м/с:		90	41/82	164	164	86	54/30	180
воздуха в регистре <ои		25	22	22	22	24,7	17	25
газа в отверстиях сог Давление перед горелкой, Па:		60	120	—	150	120	ПО	120
воздуха ра		687	491	392,4	491	883	638	785
газа рг Температура горячего воздуха		3999	23994	—	29326	12664	8665	15996
(„.°C Располагаемое давление мазута		165	230	180	230	250	220	250
pH'кпа		—	1955,4	1564,3	—	440	3422,1	1955,4
Тип форсунки Диаметр сопла форсунки		—	ПМ	М	—	П	МС	М
^ф ,мм		—	9,5	9,5	—	5	4,2	61
Коэффициент	по воздуху	-	3,5	3,6	-	-	5,2	3,8
сопротивления £	газу	2,75	3,23	-	3,2	2,14	2,14	2,75
Присосы воздуха в	топку Да	-	0,14	0,07	0,28	0,07	0,05	0,05
Избыток воздуха за пароперегре-	на мазуте	1,10	1,03	1,05	-	1,04	1,05	1,10
вателем а	газе	1,06	1,05		1,05	1,03	1,02	1,03
Длина факела на мазуте /ф, м Неполнота сгорания в топке		3,8	18,0	18,0	Меньше 0	14,0 ,2	11,5	7,0
Примечание. Обозначение компоновки горелок и типов форсунок: Ф — однофронтовая; ПМ — паромеханическая; П — паровая; М — механическая; МС — механическая со сливом.
Для настройки оптимального режима горения применительно к обоим видам топлива регистр горелки разделен на два концентрических отсека с возможностью отдельного регулирования расхода воздуха по каждому из них.
Горелочные устройства системы ЦКТИ имеют производительность 0,5^1 т/ч (в пересчете на мазут).
Основные технические характеристики исследованных газомазутных горелок ЦКТИ, а также некоторые результаты их испытаний приведены в табл. 2.10.
Мазутные вихревые горелки БелЭНИН. Белорусским филиалом ЭНИН разработаны и внедрены на котле ПК-38 Березовской ГРЭС горелочные устройства с подачей газов рециркуляции между' потоками первичного (центрального) и вторичного (периферийного) воздуха; производительность каждой из четырех установленных горелок по мазуту 5,2 т/ч. Компоновка горелок встречная — по две горелки на боковых степах котла с небольшим смещением осей противоположных горелок по вертикали.
57
Рис. 2.18. Принципиальная схема вихревой горелки БелЭНИН:
1 — канал первичного воздуха; 2 — канал вторичного воздуха; 3 — канал газов рециркуляции; 4 — улитка; 5 — тангенциально-лопаточный аппарат; 6 и 7 — аксиальные закручивающие аппараты; 8— торкрет; 9— мазутная форсунка; 10 и 11 — шиберы на воздуховодах вторичного и первичного воздуха; 72 и 13 — лючки для наблюдения за факелами и разжигания горелки
Рис. 2.19. Газомазутная горелка ГМУ завода «Ильмарине»:
1 — тангенциально-лопаточный завихритель периферийного воздуха; 2 — аксиальный завихритель центрального воздуха; 3 — газовый коллектор центральной раздачи газа; 4 — корпус; 5 — труба установки мазутной форсунки; 6—запально-защитное устройство; 7—пневмозатвор; 8— ионизационный датчик пламени
Принципиальная схема горелки показана на рис. 2.18. Каналы первичного и вторичного воздуха рассчитаны на пропуск соответственно 35 и 65% воздуха при номинальной нагрузке. В процессе регулирования при снижении нагрузки доля первичного воздуха может быть уменьшена до 20% прикрытием шибера 11 [55].
Ранее такую же компоновку имели горелки ХФ ЦКБ, в которых весь воздух подавался центральным потоком, а газы рециркуляции — по периферии воздушного потока. Воздух закручивался улиткой и тангенциально-лопаточным аппаратом, а газы рециркуляции подавались прямотоком. Площади сечения амбразуры, каналов для воздуха и газов рециркуляции в горелках БелЭНИН выбраны такими же, как и в горелках ХФ ЦКБ-ВТИ, но вследствие установки закручивающих аксиальных аппаратов расход газов рециркуляции снизился на 25%.
Как и горелки ХФ ЦКБ-ВТИ, горелки БелЭНИН обеспечивают поступление умеренных тепловых потоков на экранные поверхности нагрева, низкое гидравлическое сопротивление проточной части, удовлетворительную стойкость выходного участка к обгоранию, качественное смешение топлива с
воздухом, допускающее работу топки с низкими избытками воздуха [55].
Газомазутные горелки типа ГМУ. Унифицированные газомазутные горелки, изготовляемые заводом «Ильмарине», предназначены для паровых котлов с призматическими топками с настенной компоновкой горелок. Типоразмерный ряд включает две горелки: ГМУ-30-11 иГМУ-45-11.
Горелки типа ГМУ рассчитаны на раздельное сжигание мазута и природного или попутного газа, одновременно они допускают кратковременное совместное сжигание мазута и газа в период перехода с одного вида топлива на другой [32]. Допускается установка их на котлах как с рециркуляцией газа, так и без нее.
Основные параметры горелок и условия их применения соответствуют ОСТ 108.836.05 — 82 и приведены в табл. 2.11.
Унифицированная газомазутная горелка ГМУ (рис. 2.19) выполнена двухпоточной и состоит из воздушного короба с перегородкой, делящей воздух на два потока, воздухонаправляющего устройства внутреннего канала с осевым (аксиальным) завихрителем 2, воздухонаправляющего устройства периферийного капала с тангенциальным лопаточ-
58
Таблица 2.11. Технические характеристики горелок ГМУ
Показатель	ГМУ-30-11	ГМУ-45-11
Номинальная тепловая мощность, МВт	30	45
Номинальное давление перед горелкой, МПа: мазута газа	3,5 0,03-0,08	3,5 0,03-0,08
Номинальное давление воздуха перед горелкой при уравновешенной тяге, Па, не более	2200	2200
Температура воздуха перед горелкой, °C	150-350	150-350
Вязкость мазута, °ВУ, не более	2,5	2,5
Номинальное давление распиливающего пара, МПа	0,4	0,4
Относительный расход распиливающего пара при номинальной мощности, кг/кг, не более	0,02	0,02
Давление газов рециркуляции при их подаче в смеси с воздухом, кПа, не более	10	10
Температура газов рециркуляции,°C	300-450	300-450
Коэффициент рабочего регулирования, не менее	3,3	3,3
Потеря давления воздуха в горелке при номинальной мощности, Па, не более	2500	2500
Минимальный коэффициент избытка воздуха в диапазоне регулирования тепловой мощности 50—100%:		
при сжигании газа	1,05	1,05
сжигании мазута для котлов паропроизво-дительностью 320 т/ч и менее	1,03	1,03
то же, для котлов паропроизводительноегью более 320 т/ч	1,02	1,02
Масса горелки без комплектующих изделий, кг	1350	2000
ным завихрителем 1. газоразделяющего узла с центральной раздачей газа 3, запально-защитного устройства 6 и датчика 8, трубы 5 установки форсунки, узла пневмозатвора 7 с устройством для визуального контроля факела. Завихрители 1 и 2 закручивают воздух в одну сторону [32].
Через периферийный канал поступает 60% воздуха, через внутренний — 40%, в том числе около 5% через перепускные окна в газоразделяющем узле в центральный канал для охлаждения форсунки и газораздающей насадки.
Для распыливания жидкого топлива в ГМУ используются паромеханические форсунки. При условиях эксплуатации, не требующих снижения тепловой мощности горелок ниже 60%, допустимо применение механических форсунок.
Газомазутная горелка фирмы «Пиллард».
Горелка (рис. 2.20) предназначена для котлов средней и большой мощности. Ес производительность достигает 5 т/ч, она обеспечивает сжигание топлива с избытком воздуха на выходе из топки, равным 1,01—1,015 [32].
Горелка имеет трехзонную подачу воздуха: через центральный завихритель — диск с узкими щелями под углом 40° к оси, через аксиальный лопаточный завихритель факельной коробки 1 и через тангенциально-лопаточный завихритель 7, расположенный между гиперболоидной трубой 2 и коническим дефлектором 4. Воздух, поступающий в факельную коробку, регулируется сегментным шибером 9, а поступающий в тангенциально-лопаточный аппарат, — кольцевым шибером 6. Аксиальный завихритель состоит из 24 лопаток, установленных под углом 25° к оси горелки. Основная часть воздуха поступает че-
59
Рис. 2.20. Горелка фирмы «Пиллард» [32]:
1 — факельная коробка; 2 — гиперболоидная труба; 5 — форсунка; 4 — дефлектор; 5— газовый насадок; 6 — кольцевой шибер; 7 — тангенциально-лопаточный завихритель; 8 — перфорированная обечайка; 9 — сегментный шибер
Рис. 2.21. Газомазутная горелка фирмы «Бабкок-Виль-кокс» [32]:
1 — кольцевой коллектор; 2 — газовое сопло; 3 — завихритель; -/—внутреннее сопло Вентури; 5— наружное сопло Вентури; 6 — барабанный шибер; 7 — коллектор центральной подачи газа; 8 — ствол форсунки; 9 — патрубок подачи центрального газа
рез тангенциально-лопаточный завихритель, около 6% его — из центрального завихрителя к головке форсунки и 24% — через аксиально-лопаточный завихритель [32].
Угол установки лопаток завихрителя меняется с помощью кольцевого шибера (от 16 до 60°). Скорость воздуха на выходе из горелки составляет 60 м/с, сопротивление горелки — 1,5—2 кПа, диапазон регулирования мощности — 25—100%. В горелке используется центробежная форсунка со сливом. Давление топ
лива перед форсункой равно 3,5 МПа, вязкость мазута (2—2,5 °ВУ) регулируется с помощью вискозиметра.
Газомазутная горелка фирмы «Бабкок-Вилькокс» (рис. 2.21) предназначена для котлов большой мощности с паропроизводи-тельностыо 1500—2000 т/ч и расходами мазута 5, 6 и 7 т/ч.
Воздух на горение поступает через два коаксиальных сопла Вентури 4 и 5. Скорость воздуха на выходе составляет 60—70 м/с. Для распыла мазута с давлением 1,2—2,1 МПа используется гамма-форсунка. Газ подается через патрубок 9 и кольцевой коллектор 7. На конец трубы для стабилизации пламени насажен осевой лопаточный завихритель 3. Угол разворота лопаток к оси равен 45°. Через завихритель подается 20—25% воздуха. При понижении нагрузки подача воздуха через сопло 5 перекрывается барабанным шибером 6 [32].
Расход воздуха, поступающего на горелки, фиксируется по перепаду давлений между импульсными точками, расположенными в воздушном коробе и в узком сечении сопла Вентури [32].
2.6.	Назначение и классификация мазутных форсунок
Форсункой называется устройство для распыления жидкого топлива и организации его подачи в топку. Форсунка служит также для регулирования подачи топлива, смешения его с воздухом и создания заданного по форме, длине и направлению факела [59].
Для эффективного сжигания жидкого топлива в топочной камере необходимо тонкое его распыливание, быстрое и качественное смешение с воздухом. Чем меньше размер фракций топлива, тем больше площадь его суммарной свободной поверхности. Так, при распыливании капли объемом I см3 суммарная площадь поверхности распыла, содержащего фракции от 0,5 до 500 мкм, составляет в среднем около 1200 см2, т.е. происходит увеличение по сравнению с первоначальной площадью поверхности в 250 раз. Благоприятные условия дробления пленки вязкого
60
топлива и получения качественного распиливания создаются за счет уменьшения вязкости топлива в результате подогрева его до необходимой температуры.
В зависимости от природы движущих сил форсунки для жидкого топлива можно подразделить на три основных типа:
—	форсунки, в которых распыление жидкого топлива происходит за счет кинетической энергии струи пара или сжатого воздуха (паровые и воздушные форсунки);
—	форсунки, в которых для распыления жидкого топлива используется кинетическая энергия потока самого топлива, проходящего через узкое отверстие (механические форсунки) или попадающего на вращающуюся поверхность (центробежные форсунки);
—	форсунки, в которых используются кинетические энергии потоков распиливающего агента и потока жидкого топлива (комбинированные форсунки).
В дальнейшем будем придерживаться классификации, которая для основных серийно выпускаемых промышленностью конструкций форсунок приведена па рис. 2.22.
Степень совершенства любой форсунки оценивается по средней тонкости и однородности распыления. Тонкость распиливания зависит от скорости истечения топлива из сопла. Механическое распиливание улучшается за счет повышения давления топлива перед форсункой, паровое и воздушное — за счет повышения скорости истечения струи рапыливающего агента.
Также качество распиливания зависит от вязкости, плотности и поверхностного натяжения топлива и от плотности среды, в которую производится распиливание. Поэтому, как уже говорилось, для улучшения распиливания топливо предварительно подогревают.
Количество топлива, пропускаемого через форсунку, может регулироваться: изменением его давления, площади проходного сечения распылителя, возвратом (рециркуляцией) части топлива во всасывающую линию насоса из камеры форсунки.
Снижение давления мазута перед форсункой ведет к резкому ухудшению качества рас
пиливания и, как следствие, приводит к неполноте сгорания.
Изменение площади проходного сечения ведет к усложнению сечения распиливающей головки по сравнению с форсункой обычного типа. Поэтому этот способ регулирования количества топлива применяется крайне редко.
Третий способ более рационален, так как скорость истечения мазута из распылителя сохраняется близкой к оптимальному значению.
Чаще всего применяются форсунки с нерегулируемой площадью проходного сечения распылителей. В этом случае регулирование нагрузки котла осуществляется за счет изменения давления мазута и включением в работу определенного количества форсунок. Число и тип форсунок выбираются в зависимости от мощности котла.
Для котлов производительностью свыше 2,5 т/ч устанавливается не менее двух форсунок; при меньшей производительности допускается установка одной форсунки. Для достижения достаточно гибкой регулировки в топке устанавливают несколько однотипных форсунок, рассчитанных на суммарный расход мазута, равный 110—120%-ной поминальной производительности котла. Наличие резервной форсунки дает возможность для работы котла сверх номинальной производительности и обеспечения номинальной нагрузки при вынужденных отключениях одной форсунки.
К форсункам предъявляют следующие требования [33]:
1)	тонкое и равномерное распыление топлива;
2)	хорошее смесеобразование топлива с воздухом в самой форсунке или непосредственно за нею;
3)	легкое регулирование расхода топлива с сохранением заданных пропорций в системе топливо—воздух;
4)	устойчивый факел заданной формы и длины;
5)	прочность и простота конструкции;
6)	надежность и удобство эксплуатации;
61
о
ND
Рис. 2.22. Классификация мазутных форсунок
Таблица 2.12. Технические характеристики механических форсунок завода «Ильмарине» (нормали НО 1015—66 и 1034—66)
	Обозначение *	Производительность, кг/ч, при давлении мазута, МПа		Угол раскрытия факела, град				Диаметр отверстия для подвода мазута, мм	Длина, мм		Ширина, мм	Высота, мм	Масса,** кг
				80±5		65±5			установочной части ствола	общая			
		2	3,5	Диаметр		), мм							
				сопла	камеры завихрения	сопла	камеры завихрения						
	ФМ-80(65)-300	220	300	2,4	6,8	2,1	6,5	20	300	477	85	120	5,16/5,42
	ФМ-80(65)-400	300	400	2,8	7,5	2,3	7,4	20	400	577	85	120	5,16/5,40
	ФМ-80(65)-500	380	500	3,1	8,5	2,7	8,0	20	500	677	85	120	5,13/5,13
О	ФМ-80(65)-750	570	750	3,8	9,0	3,2	8,0	20	750	927	85	120	5,13/5,13
ио	ФМ-80(65)-1000	750	1000	4,1	9,0	3,6	8,7	20	1000	1177	85	120	5,13/5,13
	ФМ-80(65)-1250	950	1250	4,2	9,5	4,1	9,2	20	1250	1427	85	120	5,86/5,87
	ФМ-80(65)-1500	1100	1500	5,2	10,0	4,4	9,4	20	1500	1677	85	120	5,86/5,87
	ФМ-80(65)-2000	1400	2000	6,1	10,7	5,1	10,5	20	2000	2177	85	120	5,86/5,87
	ФМ-80(65)-2500	1900	2500	6,7	12,0	5,8	11,5	28	2500	2716	100	148	8,88/8,88
	ФМ-80(65)-3000	2200	3000	7,5	12,0	6,3	12,0	28	3000	3216	100	148	8,88/8,88
	ФМ-80(65)-3500	2600	3500	8,3	13,5	6,7	13,0	36	3500	3726	100	162	9,91/9,91
	ФМ-80(65)-4000	3000	4000	8,7	14,6	-	-	36	4000	4226	100	162	9,33
* В скобках при угле раскрытия факела 65±5°.
** Масса подсчитана при длине трубы ствола, равной 1000 мм. В числителе приведены значения для форсунок с углом раскрытия факела 80+5°, в знаменателе — для форсунок с углом раскрытия факела 65±5°.
Рис, 2.23. Головки механических форсунок (OCT 108.836.03-80):
а, б — различные конструкции головок механических форсунок; 1 и 5 — накидные гайки; 2 и 6 — распределительные шайбы, 5 — завихритель; 4 — ствол; 7 — диск камеры завихрения; 8— сопловой диск
7)	отсутствие подтеков и пезасоряемость;
8)	удобство управления и регулирования;
9)	легкость и удобство ремонтов, осмотров и чисток.
2.7. Механические форсунки
В настоящее время в котлах средней и большой мощности наиболее широко применяются механические центробежные форсунки, использующие кинетическую энергию вращающегося потока жидкого топлива.
Принцип действия механической форсунки основан на использовании центробежных сил при закрученном движении жидкости. Закрученный поток жидкости выходит из форсунки через центральное отверстие в виде расширяющегося полого конуса, образованного тонкой пленкой. Толщина пленки по мере удаления от форсунки постепенно уменьшается. На некотором расстоянии от нес в пленке образуются разрывы, а затем под действием сил поверхностного натяжения и сопротивления вязкой газовой сре
ды — отдельные капли. Для придания жидкости в камере форсунки вращательного движения и для обеспечения необходимого распиливания мазут насосом подается в форсунку под давлением около 2—3,5 МПа.
Механические форсунки применяются в основном в котлах, в которых требуется их большая производительность по топливу.
Механические форсунки имеют ряд преимуществ: экономичность, бесшумная работа, компактность, низкое давление воздуха перед форсункой.
К недостаткам относятся: малый диапазон регулирования расхода топлива; повышенные требования к очистке топлива от механических примесей; сложность конструкции; необходимость установки дополнительного оборудования (фильтров для очистки топлива).
Имеется большое число различных типов механических форсунок, разработанных ЦКТИ, ВТИ, ОРГРЭС и КБ Башкирэнерго. Наибольшее распространение получили меха-
Таблица 2.13. Технические характеристики механических форсунок ТКЗ
Производи-тельность, кг/ч	Размеры сопла, мм			Размеры завихрителя, мм				Диаметр отверстий распределителя, мм	Геометрическая характеристика Л	Гидравлические параметры	
	(1	d2	R	D	D,	(1	а			К	осг, рад
250	2,3	16	16	9	29,7	2,3	2	2,3	0,70	0,52	0,92
500	3,3	25	25	11	28,7	3,3	2	3,3	1,29	0,38	1,22
750	3,9	25	35	11	28,7	3,9	2	3,9	1,53	0,34	1,29
1000	4,5	25	35	12	27,5	4,5	2	4,5	1,96	0,29	1,43
1250	5,1	25	45	13	26,9	5,1	3	5,1	1,49	0,35	1,27
1500	5,5	25	45	13	26,5	5,5	3	5,5	1,60	0,33	1,31
1750	6,0	25	55	14	26,0	6,0	3	6,0	1,92	0,30	1,41
64
Рис. 2.24. Распиливающая головка форсунки:
1 — сопло; 2а — завихритель для форсунок OH-521-Ol — ОН-521-05; 26— завихритель для форсунок ОН-521-06 — ОН-521-10 и OH-547-Ol — ОН-547-06; За — распределитель для форсунок OH-521-Ol — ОН-521-10 и ОН-547-01 — ОН-547-ОЗ; 36— распределитель для форсунок ОН-547-04 —ОН-547-06; 4 — гайка; 5 — наконечник
б)
Рис. 2.25. Схемы механических форсунок с перепуском топлива с центральным (а) и периферийным (б) отводами топлива
нические форсунки завода «Ильмарине», выпускаемые по ОСТ 108.836.03—80 (рис. 2.23 [32], табл. 2.12 [56]).
Аналогичная конструкция форсунки используется в проектах ТКЗ (табл. 2.13) [35].
С целью унификации типов и типоразмеров форсунок, обеспечения полной взаимозаменяемости их проектные организации ЦКТИ, ВТИ и завод «Ильмарине» разработали нормали на механические форсунки стационарных паровых котлов.
Нормалями предусмотрен выпуск механических форсунок групп малой производительности ОН-521 (табл. 2.14) [35] и средней производительности ОН-547 (табл. 2.15) [35].
Переход от одного типоразмера к другому в каждой группе осуществляется путем замены распыливающих элементов головки форсунки (рис. 2.24) [35].
Для плавного регулирования производительности в широком диапазоне нагрузок без существенного ухудшения качества распыления применяются механические форсунки с перепуском топлива.
На рис. 2.25 [35] представлены схемы форсунок с центральным и периферийным отводами топлива из камер закручивания. Достоинством применения таких форсунок является более упрощенное регулирование мощности котла, что позволяет расширить диа-
65
Таблица 2.14. Технические характеристики механических форсунок малой производительности ОН-521
Показатель	Типоразмер									
	OH-521-Ol	ОН-521-02	ОН-521-ОЗ	ОН-521-04	ОН-521-05	ОН-521-06	ОН-521-07	ОН-521-08	ОН-521 -09	ОН-521-10
Диаметр сопла* d}, мм	1,5	2,0	2,5	3,0	3,5	1,5	2,0	2,5	3,0	3,5
Геометрические характеристики: А	2,06	2,75	3,44	4,12	4,82	0,49	0,65	0,82	0,98	1Д5
В	5,37	5,37	5,37	5,37	5,37	2,71	2,71	2,71	2,71	2,71
D	0,77	1,02	1,28	1,53	1,79	0,54	0,72	0,90	1,08	1,26
Производительность, кг/ч: при Ар = 1,96 МПа	80	120	160	210	250	180	280	400	520	660
Ар - 3,43 МПа	110	160	220	270	330	230	360	520	690	860
О Приведенная геометрическая характеристика А : при Ар = 1,96 МПа	3,04	3,65	4,29	4,98	5,69	1,46	1,58	1,68	1,83	1,90
Д/>=3,43 МПа	3,01	3,61	4,27	4,94	5,67	1,43	1,53	1,62	1,73	1,89
Действительное значение коэффициента расхода, |1д при Ар = 1,96 МПа	0,29	0,24	0,21	0,19	0,17	0,36	0,34	0,33	0,31	0,30
Ар = 3,43 МПа	0,28	0,24	0,21	0,19	0,17	0,37	0,35	0,34	0,32	0,30
Действительное значение угла раскрытия факела, ад, рад: при Ар= 1,96 МПа	1,06	1,10	1,12	1,12	1,12	0,98	1,00	1,03	1,05	1,05
Ар = 3,43 МПа	1,06	1,10	1,12	1,12	1,12	0,98	1,00	1,01	1,03	1,05
Окончание табл. 2.14
Показатель	Типоразмер									
	ОН-521-01	ОН-521-02	ОН-521-ОЗ	ОН-521-04	ОН-521-05	ОН-521-06	ОН-521-07	ОН-521-08	ОН-521-09	ОН-521-10
Действительная производительность, кг/ч: при Др = 1,96 МПа	ПО	164	224	282	340	138	230	347	470	624
Др = 3,43 МПа	144	218	294	375	456	184	311	470	640	830
Толщина пелены, мкм: при Др = 1,96 МПа	114	128	135	144	154	150	188	222	250	284
Др = 3,43 МПа	112	127	135	145	154	152	191	230	261	285
Медианный диаметр капель, мкм: при Др = 1,96 МПа	177	186	187	190	196	199	218	233	243	255
Др = 3,43 МПа	148	154	159	162	165	169	185	201	209	217
Характерный диаметр капель, мкм: при Др= 1,96 МПа	265	278	280	285	293	298	327	350	364	382
Др = 3,43 МПа	222	231	238	243	247	253	277	301	313	325
* (L2 = 19 мм, d^ = 30 мм, Л = 6 мм. Для форсунок ОН-521-01 — ОН-521-05 размеры завихрителя приведены на рис. 2.24; для форсунок ОН-521-06 — ОН-521-10 размеры завихрителя (см. рис. 2.24) в мм: d} = 20,5; d2 = 30; d$ = 9,5;	= 4; a = 2, h = 3; для всех форсунок малой производительности размеры распределите-
ля (см. рис. 2.24) в мм: d} = 16,5; d2 = 20,5; d^ = 24,5; d4= 4;	30.
Таблица 2.15. Технические характеристики механических форсунок средней производительности ОН-547
Показатель	Типоразмер					
	OH-547-Ol	ОН-547-02	ОН-547-ОЗ	ОН-547-04	ОН-547-05	ОН-547-06
Размеры сопла*, мм: 4	2,5	3,5	4,5	5,0	6,0	7,0
н	6,0	6,0	6,0	6,0	5,0	5,0
Размеры завихрителя**, мм: 4	27,5	27,5	27,5	27,0	27,0	27,0
	9,0	п,о	12,0	13,0	13,0	13,0
^4	4,5	4,5	4,5	5,0	5,0	5,0
а	2,0	2,0	2,0	3,0	3,0	3,0
h	3,0	з.о	3,0	3,0	3,2	3,4
Геометрические характеристики: А	0,76	1,37	1,96	1,45	1,64	1,80
В	2,53	3,25	3,62	2,95	2,86	2,78
D	0,90	1,26	1,63	1,47	1,72	1,94
Гидравлические параметры: Нт	0,50	0,37	0,29	0,35	0,33	0,31
От» рад	0,96	1,25	1,43	1,27	1,34	1,38
Производительность, кг/ч: при Ар = 1,96 МПа	400	600	800	1200	1600	2010
Д/> = 3,43 МПа	500	800	1000	1500	2010	2600
Приведенная геометрическая характеристика Ацр: при Ар = 1,96 МПа	1,64	2,05	2,52	2,15	2,42	2,69
Ар- 3,43 МПа	1,58	2,02	2,55	2,22	2,56	2,92
Действительное значение коэффициента расхода Цд: при Ар = 1,96 МПа	0,33	0,29	0,26	0,28	0,25	0,24
Ар= 3,43 МПа	0,34	0,30	0,25	0,27	0,25	0,22
Действительное значение угла раскрытия факела ад, рад: при Ар = 1,96 МПа	1,01	1,06	1,08	1,08	1,08	1,10
Ар - 3,43 МПа	1,01	1,06	1,08	1,08	1,08	1,10
Действительная производительность, кг/ч: при Ар = 1,96 МПа	351	605	875	1178	1537	1930
Д/^3,43 МПа	472	815	1150	1520	1968	2410
Толщина пелены, мкм: при Ар = 1,96 МПа	225	274	306	370	402	426
Д/> = 3,43 МПа	231	278	301	362	384	399
Медианный диаметр капель, мкм: при Ар - 1,96 МПа	233	252	264	282	295	300
Ар = 3,43 МПа	200	212	221	239	242	245
Характерный диаметр капель, мкм: при Ар = 1,96 МПа	349	377	395	422	442	450
Ар- 3,43 МПа	300	318	331	358	362	367
* <Z2= 25 мм; 4,= 38 мм (см. рис. 2.24).
**	38 мм (см. рис. 2.24).
Примечание. Для форсунок OH-547-Ol - ОН-547*03 размеры распределителя (см. рис. 2.24) в мм: = 23; d.^ 27,5; d^ = 32; d^ = 4,5; dr,= 38. Для форсунок OH-547-04 — ОН-547-06 размеры распределителя приведены на рис. 2.24.
68
Таблица 2.16. Сравнительные характеристики механических форсунок ОРГРЭС-3, ОРГРЭС-4 и Башкирэнерго
Показатель	Конструкции		
	Башкирэнерго	ОРГРЭС-3	ОРГРЭС-4
Средняя производительность при давлении 2 МПа, кг/ч	1640	1640	1640
Разбежка по производительности комплекта форсунок (21 шт.),%	3,4	4,8	3,1
Средний диаметр капель, мкм	310	330	270
Относительная масса капель размером более 200 мкм,%	67	74	63
Коэффициент распределения капель по фракциям	2,0	2,5	2,3
Температура металла головки форсунки, °C	240	320	260
Рис. 2.26. Конструкции форсунок:
а — ОРГРЭС-3; б— ОРГРЭСЧ; в — Башкирэнерго; г- цкти-вти
пазон регулирования от 10 до 100% номинальной производительности.
Недостатком их является повышенный расход энергии на привод топливных насосов, что приводит к увеличению расхода электроэнергии на собственные нужды.
Исследования, проведенные на стендовых и промышленных установках [57], показали, что форсунки различных конструкций (ОРГРЭС-3, ОРГРЭС-4, Башкирэнерго и ЦКТИ-ВТИ) при одинаковой производительности не только имеют мало отличающиеся между собой дисперсионные характеристики, но и обеспечивают практически одинаковую эффективность сжигания мазута.
На рис. 2.26 [57] представлены схемы форсунок ОРГРЭС-3, ОРГРЭС-4, Башкирэнерго и ЦКТИ-ВТИ (табл. 2.16) [57].
2-8. Паровые форсунки
Паровые форсунки проще по конструкции
и обслуживанию, чем механические. Их высокая надежность объясняется малой скоростью истечения мазута из устья канала со сравнительно большой площадью сечения.
К достоинствам паровых форсунок также можно отнести следующее: меньшая подверженность засорению, более широкие пределы регулирования нагрузки, чем у механических (что имеет существенное значение для котлов малой мощности).
При этом паровые форсунки имеют свои недостатки: расход пара на распыливание мазута достигает 2—3% всего пара, вырабатываемого котлом, что, естественно, приводит к потере конденсата и снижению КПД котла; расширение паровой струи в форсунке сопровождается сильным шумом.
Паровые форсунки получили применение преимущественно в небольших котельных, работающих на мазуте в качестве основного топлива. На ТЭС они применяются главным образом как растопочные.
Работа форсунки осуществляется следующим образом: тонкая струя жидкого топлива попадает в струю пара, движущегося с большой скоростью, и разбивается им на отдельные капли.
Давление пара, идущего на распыливание жидкого топлива, достигает 0,3—1,5 МПа. Расход пара при распыливании равен 0,3—0,5 кг на 1 кг топлива, что составляет 3—5% паропроизводительности котла. По этой причине паровые форсунки не устанавливаются на мощных котлах.
Основным недостатком паровых форсунок является большая длина топочного факе-
69
Таблица 2.17. Технические характеристики паровых форсунок В.Г. Шухова
Тип форсунки	Производительность, кг/ч			Выходной диаметр отверстий, мм		Условный диаметр, мм		Масса, кг
	при давлении мазута до 0,1 МПа	при давлении мазута 0,6-1,0 МПа и пара 0,3-0,5 МПа	при давлении мазута 2,05-2,5 МПа и пара больше 0,5 МПа	ДЛЯ мазута	для пара	мазуто-провода	паропровода	
1	3	7	10	2	4,5	10	15	0,7
2	6	20	30	3	5,5	10	15	0,7
3	12	40	60	4	7	15	16	0,8
4	19	60	90	5	8	15	16	0,8
5	27	80	120	6	9	15	16	0,8
6	38	100	150	7	10	15	16	0,8
7	50	130	180	8	И	15	16	0,8
8	70	180	240	10	13	20	22	1,5
9	125	250	320	13	16	20	22	1,5
10	200	350	400	16	20	20	22	1,6
Таблица 2.18. Технические характеристики паровой форсунки Данилина
Показатель	Производительность, г/с				
	14	21	28	35	72
Давление пара перед форсункой при избытке воздуха а = 1,1, МПа	0,40	0,55	0,75	1,0	1,25
Расход пара на распиливание, кг/кг при а = 1,1	0,48	0,40	0,35	0,32	0,30
а = 1,3	0,41	0,34	0,30	0,27	0,25
ла (2,5—7 м). Регулирование расхода топлива при паровом распиливании осуществляется изменением давления пара или скорости его истечения.
При сжигании мазутов в котлах малой мощности часто применяют форсунки с внешним (системы В.Г. Шухова) и внутренним (эжекционные форсунки типа ФП завода «Ильмарине», форсунки Данилина и ЦККБ Главэнергопрома) распиливанием.
В котлах средней мощности обычно используют эжекционные форсунки ЦККБ Главэнергопрома и типа ФП.
Форсунки В.Г. Шухова (рис. 2.27, табл. 2.17) [35,45] имеют простое устройство, надежны в эксплуатации и не требуют тонкой фильтрации топлива. Но они весьма неэкономичны, создают острый длинный факел и сильный шум в работе.
Более экономичными являются эжекционные форсунки. Например, в форсунке Данилина (рис. 2.28) [35] центральная труба оканчивается соплом Лаваля, что позволяет превращать весь располагаемый перепад давления в кинетическую энергию струи, пренебрегая потерями на трение. К тому же эжекционные форсунки не требуют тонкой фильтрации топлива. Технические характеристики форсунки Данилина приведены в табл. 2.18 [35].
В эжекционных форсунках ЦККБ Главэнергопрома (рис. 2.29) [35] и типа ФП завода «Ильмарине» (рис. 2.30) [35] топливо поступает в зону дробления в виде тонких струй, что облегчает процесс распиливания. Однако при этом повышаются требования к фильтрации топлива. В табл. 2.19 приведены основные характеристики форсунок типа ФП.
Широкое распространение за рубежом по-
70
Рис. 2.27. Прямоструйная паровая форсунка В.Г. Шухова:
1 — центральный шпиндель; 2 — наружная трубка;
3 — вход пара
Рис. 2.28. Эжекционная паровая форсунка Данилина:
1 — центральный шпиндель; 2 — наружная трубка; 3 — вход пара; 4 — вход мазута; 5— сопло; 6 — выходной патрубок
лучили паровые гамма-форсунки фирмы «Бабкок-Вилькокс» (рис. 2.31) [32].
Благодаря разделению потоков пара и топлива на систему мелких струй достигается резкое увеличение площади соударения и повышается эффективность взаимодействия потоков. К недостатку таких форсунок относится большой расход пара на распыливание
Рис. 2.29. Эжекционная паровая форсунка ЦККБ Глав-энергопрома:
1 — центральный шпиндель; 2 — наружная трубка;
3 — вход пара; 4 — вход мазута; 5 — сопло;
6 — выходной патрубок; 7— смеситель; 8 — диффузор
(10% и выше). Снижение же расхода пара приводит к увеличению размера капель.
Примером форсунок с внешним взаимодействием потоков может служить плоскофакельная форсунка ЦКТИ (рис. 2.32) [32]. Форсунка имеет четыре сопла: два внутренних — паровые, два других, расположенных сверху и снизу от паровых, — топливные. При соударении потоков пара и топлива с дроблением его на мелкодисперсные капли образовывается топливно-паровой факел эллипсоидной формы. Угол распыливания пара равен 60°.
Общими недостатками паровых форсунок являются: при использовании пара в качест-
71
Таблица 2.19. Технические характеристики паровых форсунок типа ФП (ОСТ 108.836.04—80) завода «Ильмарине»
Типоразмер*
Показатель	ФП 125/500-ФП 125/5000	ФП 240/500— ФП 240/5000	ФП 850/500 ФП 850/5000	ФП 1225/500— ФП 1225/5000	’ ФП 1650/500— ФП 1650/5000	ФП 1800/500-ФП 1800/5000
Производительность форсунки, кг/с, при давлении пара, МПа:						
0,4	60	115	—	—	—	—
0,7	100	175	275	390	500	850
1,0	125	240	370	535	700	1175
1,3	—	—	470	675	900	1500
1.6	—	—	560	820	1050	1800
2,0	—	—	675	1000	1350	—
2,5	—	—	850	1225	1650	-
Наружный диаметр и толщина стенки ствола, мм:						
топливного	45x3	45x3	51x3	51x3	51x3	51x3
парового Масса, кг	22x4 10,25-	22x4 -32,00	25x3	25x3 10,74-35,05	25x3	25x3
Диаметр сопла, мм:						
наружного	32	32	44	44	44	44
центрального отверстия	3	4	5	6	7	9
парового отверстия	4	4	5	5	5	5
Число паровых отверстий						
сопла, шт.	8	8	6	6	6	6
Диаметр диффузора, мм:						
наружного	44	44	58	58	58	58
центрального отверстия	9	12	12	12	15	15
Диаметр насадка, мм:						
наружный	42	42	54	54	54	57
отверстий	3	3-4* **	5	5-7**	5-7**	7
Число отверстий насадка, шт.	5	5	5	5-6**	5 - 6**	6
* Каждая форсунка в типоразмерном ряду отличается от предыдущей и последующей на 500 мм по длине.
** Число отверстий и их размер определяются в зависимости от давления распиливающего пара.
Таблица 2.20. Технические характеристики форсунок конструкции ЦКТИ
Рис. 2.31. Гамма-форсунка:
1 — внутренняя трубка; 2 — внешняя труба; 3 — накидная гайка; 4 — распределитель; 5 — промежуточная пластина; 6 — гамма-насадок
Рис. 2.32. Плоскофакельная паровая форсунка ЦКТИ:
1 — сопло; 2— головка форсунки, 3~ паровой ствол
ве распиливающего агента увеличиваются потери теплоты с уходящими газами, усиливается действие сернокислотной коррозии. Поэтому вместо пара часто применяется сжатый воздух; при этом воздух не только распиливает топливо, но и участвует в подготовке топливовоздушной смеси. Паровые форсунки могут использоваться в качестве высоко-напорных воздушных форсунок.
2.9.	Воздушные форсунки
Форсунки с воздушным распиливанием мазута конструкции ЦКТИ (рис. 2.33, табл. 2.20) [35] выпускаются заводом «Ильмарине» для котлов малой мощности.
Топливо под давлением 0,13—0,14 МПа по трубопроводу через радиальные отверстия подается в зону распыливания, где подхватывается потоком первичного воздуха, поступающего под давлением 2450—2940 Па в количестве 10—15% теоретически необходимого для сгорания. Вторичный воздух через основной завихритель под давлением 980—1470 Па
73
427
265
150
Рис. 2.33. Газомазутная форсунка ГПМ-2
Рис. 2.34. Низконапорные воздушные форсунки конструкции Оргэнергонефти:
а — форсунка с подпорной шайбой; б— форсунка с завихрителем: 1 — паровая рубашка; 2— корпус форсунки; 3 — мазутная труба; 4 — мазутный наконечник; 5 — распиливающий конус; 6 — подпорная шайба; 7 — фронтовая плита; 8 — патрубок для воздуха; 9 — завихритель
поступает в амбразуру горелки, где он смешивается с топливной смесью. Регулирование производительности осуществляется изменением давления вторичного воздуха. Горелки имеют канал для подачи газа на сжигание, поэтому они относятся к комбинированным горелкам.
В низконапорных воздушных форсунках в качестве распыливающего агента используется воздух с избыточным давлением 2—8 кПа. При этом через форсунку поступает от 25—100% воздуха, необходимого для полного сгорания топлива, который участвует в распы-ливании и способствует улучшению процесса
смесеобразования. Относительная скорость потоков составляет 70—120 м/с.
В форсунках конструкции Оргэнергонефти (рис. 2.34) [35] и Гипронефтемаша топливо из мазутного наконечника попадает на распыливающий конус. В результате эжекти-рующего действия потока распиливающего воздуха мазут стекает с конуса в виде пленки. В табл. 2.21—2.23 [45] приведены основные характеристики форсунок с воздушным распиливанием конструкции Оргэнергонефти (Оргмонтажэнергогаза) и Гипронефтемаша.
Распыливание мазута может производиться также воздухом с высоким давлением. Од-
74
Таблица 2.21. Технические характеристики горелок с форсунками воздушного распыления мазута конструкции Оргэнергонефти (Оргмонтажэнергогаза)
Показатель	ОЭН-10-МВ-5	оэн-25-МВ-5	ОЭН-35-МВ-5	ОЭН-50-МВ-5	оэн-75-МВ-6	ОЭН-150-МВ-6	оэн-150-ШЧ	оэн-250-МВ-6	ОЭН-350-МВ-6	оэн-150-МВ-6
Номинальная производительность, кг/ч	10	25	35	50	75	150	150	250	350	500
Давление мазута перед форсункой, МПа	0,03-0,05	0,03-0,05	0,03-0,05	0,03-0,05	0,05-0,1	0,05-0,1	0,05-0,1	0,05-0,1	0,05-0,1	0,05-0,1
Расход первичного воздуха, м3/ч	85	210	295	425	630	1260	1260	2100	2950	4200
Расход вторичного воздуха, м3/ч	36	93	130	180	275	550	550	900	1280	1800
Давление воздуха перед горел-кой, кПа	1,0-1,5	1,0-1,5	1,0-1,8	1,0-1,8	1,8-2,0	1,8-2,0	2,0-2,3	2,0-2,3	2,0-2,3	2,0-2,3
Длина факела, м	1	1	1,5	1,5	2,0	2,5	3,5	3,0	3,0	3,0-3,5
Диаметр входного воздушного патрубка, мм	80	106	106	106	131	207	156	259	259	305
Диаметр выходного отверстия, мм	30	43	52	61	68	95	95	120	136,5	170
Диапазон регулирования мощности, %	70-130	70-130	70-130	70-130	70-130	70-130	70-130	70-130	70-130	70-130
Удельный расход пара при р = 0,5-0,7 МПа, кг/кг	0,5-0,7	0,5-0,7	0,5-0,7	0,5-0,7	0,5-0,7	0,5-0,7	0,5-0,7	0,5-0,7	0,5-0,7	0,5-0,7
Габаритные размеры, мм: длина	288	365	365	310	525	550	525	780	780	950
ширина	225	340	340	310	400	675	400	500	650	650
высота	230	340	340	310	400	675	400	500	650	650
Примечание. Горелки с обозначением ОЭН-10-МВ-5 — ОЭН-50-МВ-5 и ОЭН-75-МВ-6 — ОЭН-350-МВ-6 имеют завихритель с профилированными лопатками для турбулизации распиливающего воздуха. Горелка с обозначением ОЭН-150-ШЧ имеет подпорную шайбу.
Таблица 2.22. Технические характеристики газомазутиых горелок с форсунками воздушного распыления конструкции Оргэнергонефти (Оргмонтажэнергогаза)
Показатель	оэн- ГМВ-6	оэн-125-ГМВ-6	оэн-150-ГМВ-6	оэн-250-ГМВ-6	оэн-350-ГМВ-6	оэн-500-ГМВ-6	оэн-750-ГМВ-7	оэн-1000ТМВ-'
Номинальный расход мазута, кг/ч	75	125	150	250	350	500	750	1000
Номинальный расход газа, м3/ч	86	145	173	290	405	580	865	1160
Рабочее давление топлива перед горелкой, кПа:								
мазута	50-100	50-100	50-100	50-100	50-100	50-100	50-100	50-100
газа	1,0-1,5	1.0-1,5	0,1-0,18	0,1-0,18	0,1-0,18	0,12-0,2	0,12-0,2	0,12-0,2
Расход первичного воздуха, м3/ч	630	1055	1260	2100	2950	4200	6360	8500
Расход вторичного воздуха, м3/ч	275	455	550	900	1280	1800	2740	3600
О? Давление воздуха перед горелкой при работе на газе, кПа	1-1,5	1-1,5	1-1,7	1,5-2,0	1,5-2,0	1,5-2,0	1,5-2,0	1,5-2,0
Длина факела при сжигании газа, м, около Диаметр входного патрубка, мм:	1,5	1,5	1,5	1,5	2,0	2,0	2,2	2,3
для газа	40	70	70	70	100	100	150	150
воздуха	160	210	210	259	309	315	350-600	350-700
Диаметр выходного отверстия, мм Габаритные размеры, мм:	68	85	95	120	136,5	170	200	232
длина	550	715	750	820	910	930	1300	1300
ширина (диаметр плиты)	250	300	300	360	415	450	1200	1200
высота	460	580	580	650	700	700	1150	1250
Таблица 2.23. Технические характеристики газомазутных горелок с форсунками конструкции Гипронефтемаша для воздушного и парового распиливания мазута
Показатель	Марка		
	ФГМ-75	ФГМ-95	ФГМ-120
Номинальная теплопроизводительность, МВт Номинальный расход:	0,73	1,163	1,86
мазута, кг/ч	68	108	174
газа, м3/ч	74	118	188
Расход воздуха, м3/ч Пределы рабочего давления перед горелкой, кПа:	840	1340 (0,2-0,3)103	2140
мазута			
газа		1-10	
воздуха		2-3	
пара		(0,3-И,0)-103	
Температура перед горелкой, °C:			
мазута		70-120	
газа		До 250	
воздуха		До 290	
Пределы регулирования мощности (от номинальной), % Диаметр сечения, мм:		25	
для выхода воздуха из завихрителя горелки	75	95	120
входа в амбразуру	280	280	350
выхода из амбразуры	510	510	580
Габаритные размеры, мм:			
длина		-570	
ширина		-470	
высота		-450	
Масса, кг	54	|	1	66
Примечание. При работе на подогретом воздухе производительность горелок снижается.
нако в котлах электростанций распыливание воздухом с высоким давлением, как правило, не применяется, так как для этого необходимо иметь специальные воздушные компрессоры, наличие которых неоправданно усложняет и снижает надежность эксплуатации.
2.10.	Паромеханические форсунки
В последнее время получили распространение паромеханические (комбинированные) форсунки, которые при номинальной нагрузке действуют как механические, а при низкой — как паровые. Сохраняя преимущество паровых форсунок в части широкого диапазона регулирования, они расходуют значительно меньше пара (до 0,05 кг/кг) на распыливание.
В паромеханических форсунках за топливным завихрителем с внешней стороны устанавливается паровой завихритель. На 70—100%-ных нагрузках пар не подается и форсунка работает как простая механичес-
Рис. 2.35. Нормализованная паромеханическая форсунка (ОСТ 108.836.03-80):
1 — сопло паровое; 2 — гайка; 3 — завихритель топливный; 4 — прокладка; 5 — шайба распределительная
кая. На нагрузках ниже 70% для вторичного дробления капель топлива в паровой завихритель поступает распиливающий агент с постоянным давлением, не зависящим от нагрузки. Раздельное исполнение парового и топливного завихрителей позволяет заменить топливный завихритель после его изнашивания.
77
Таблица 2.24. Технические характеристики паромеханических форсунок типа ФПМ (ОСТ 108.836.03-80)
Типоразмер*	Производительность при давлении топлива 3,5 МПа, кг/ч	Масса, кг	Наружный диаметр ствола, мм		Наружный диаметр сопла па-рового, мм	Диаметр центрального отверстия парового сопла, мм	Число каналов, шт.	Наружный диаметр завихрителя топливного, мм	Диаметр центрального отверстия, распределителя, мм	Наружный диаметр распределителя, мм	Диаметр отверстий распределителя, мм	Число отверстий
			парового	топливного								
ФПМ 750/500- ФПМ 750/5000	750	9,15-25,09	38	19	34	17	6	25	3,6	25	3	16
ФПМ 1000/500— ФПМ 1000/5000	1000								4,0			
ФПМ 2000/500— <1 ФПМ 2000/5000	2000				41	20	6	32	5,7	32	4	16
ФПМ 2500/500— ФПМ 2500/5000	2500								6,4			
ФПМ 3500/500- ФПМ 3500/5000	3500				44	23	6	35	7,6	35	4	18
ФПМ 4000/500- ФПМ 4000/5000	4000	10,11-31,44	45	25					8,0			
ФПМ 4600/500— ФПМ 4600/5000	4600				46	25	6	35	8,6	35	4	18
ФПМ 5200/500- ФПМ 5200/5000	5200								9,3			
ФПМ 6000/500— ФПМ 6000/5000	6000				46	25	8	35	10	35	4	18
Каждая форсунка в типоразмерном ряду отличается от предыдущего и последующего на 500 мм по длине
Таблица 2.25. Технические характеристики паромсханических форсунок «Титан-М»
Номер форсунки	Избыточное давление мазута, МПа				Избыточное давление пара, МПа				
	3,5	2,5	1.8	1,0	0,2	0,8	0,6	0,4	0,2
	Расход мазута, т/ч				Расход пара, кг/ч				
1	1,0	0,85	0,72	0,53	0,24	40	30	21	13
2	2,0	1,70	1,43	1,07	0,48	88	68	48	31
3	3,0	2,50	2,10	1,60	0,72	103	90	57	34
4	4,0	3,40	2,90	2,10	0.90	180	140	100	60
5	4,6	3,80	3,20	2,40	1,08	180	140	100	60
6	5,2	4,40	3,70	2,80	1,25	230	180	140	77
7	6,0	5,10	4,30	3,20	1,40	230	180	140	77
8	7,5	6,30	5,40	4,00	1,80	335	260	185	110
9	9,0	7,60	6,50	4.80	2,30	390	300	210	130
10	12,0	10,0	8,60	6,40	2,90	450	400	250	150
		7	2 3	4						

Рис. 2.36. Головка паромеханической форсунки горелки ГМГ-м:
1 — накидная гайка; 2 - шайба распределительная; 3 — завихритель топливный; 4 — завихритель паровой


7	2	3 4 5 6	7
Рис. 2.37. Головка паромеханической форсунки тап-М»:
7 — распылитель; 2 — паровая гайка; 3 — мазутная гайка; 4 — фильтр; 5 — завихритель мазута; 6~ мазутное сопло; 7— паровой распылитель
Ти-
Раздельное исполнение завихрителей выполнено в паромеханических форсунках конструкции ЦКТИ-ВТИ (ОСТ 108.836.03—80) завода «Ильмарине» (рис. 2.35) [32] и в форсунках горелок ГМГ-м и ГМГБ-5,6 (рис. 2.36) [32]. В табл. 2.24 [45] приведены основные
характеристики паромеханических форсунок типа ФПМ завода «Ильмарине».
Для котлов средней и большой производительности изготовляются также паромеханические форсунки «Титан-М» (рис. 2.37) [32]. Пар на вторичное дробление поступает по периферии ствола форсунки, далее проходит между прижимной гайкой и общим выходным соплом через наклонные шлицевые канавки сопла для закрутки распыливающего агента. Форсунки «Титаи-М» имеют десять типоразмеров с пропускной способностью 1 — 12 т/ч при давлениях топлива 3,5 МПа, пара, идущего на распыливание, до 0,8 МПа. Диапазон регулирования нагрузок составляет 24—100% [32]. Характеристики форсунок «Титан-М» даны в табл. 2.25.
2.11.	Ротационные форсунки
В ротационных форсунках дробление и подача топлива в топку осуществляются вращающимися элементами. Наиболее распространенными являются ротационные форсунки с вращающимся стаканом, который прикрепляется к валу и приводится в движение электродвигателем или турбиной с частотой вращения 4000—5000 мин"1. Топливо подается на стенку стакана либо через полый вал, либо через топливопровод внутри вала.
Преимуществом этих форсунок является отсутствие сопел как дозирующих элемен-
79
Рис. 2.38. Ротационная форсунка газомазутной горелки РГМГ:
1 — электродвигатель; 2— клиноременная передача; 3 — воздушник; 4— маслоразбрызгивающее колесо; 5 — корпус масляной ванны; б — топливоподающая труба; 7 — полый вал; 5— корпус; 9 — гайка-питатель; 10— распыливающий стакан; II — завихритель первичного воздуха
Таблица 2.26. Технические характеристики ротационных форсунок завода «Терас»
Тип	Давление, кПа, не менее		Номинальная производительность, кг/ч	Расход воздуха, мл/ч	Частота вращения ротора, мин-1	Масса, кг
	топлива	воздуха				
Р-2	500	1,5	30	65	3000	110
Р-3	500	1,5	50	200	3000	130
Р-1-150	500	4,5	150	250	3000	150
тов, насосов высокого давления и фильтров тонкой очистки.
Существенным достоинством их является возможность изменения производительности в диапазоне 20—100% номинальной нагрузки без ухудшения качества распиливания. Ротационные форсунки пригодны для распиливания топлива с вязкостью до 15 °ВУ. Их целесообразно применять в маломощных установках. Недостатками ротационных форсунок являются их сложное устройство и некоторый шум в работе.
Пленка топлива обрывается со стакана под углом 90° к оси форсунки. Для придания формы факелу и дополнительного воздействия на пленку топлива к стакану подводится часть воздуха (первичного) (примерно 10—20% общего количества). Вторичный воздух подается либо через кольцевой зазор за счет разрежения, либо от отдельного вентилятора.
На рис. 2.38 [32] представлена ротацион
ная форсунка с приводом завода «Ильмарине».
Топливо подается на внутреннюю стенку распыливающего стакана 10 через гайку-питатель 9. Под действием центробежных сил пленка топлива дробится и в распыленном состоянии подается в топочную камеру. Часть первичного воздуха попадает в полость стакана через четыре отверстия на его дне. Излучение из топки на стенки стакана способствует более быстрому подогреву и испарению топлива. В передней части форсунки установлен аксиальный завихритель первичного воздуха 11. Вторичный воздух поступает на горение из воздушного короба через завихривающее устройство аксиального типа. Первичный и вторичный воздух в горелку подается раздельными вентиляторами.
Форсунки аналогичной конструкции изготовляются заводом «Терас» (табл. 2.26).
Ротационные форсунки для распиливания
80
9
Рис. 2.39. Ротационная форсунка типа ВНЕ.
1 — воздушное сопло; 2 — коническая чаша; 3— поворотные жалюзи; 4 — неподвижный направляющий аппарат; 5 — рабочее колесо вентилятора; 6 —дроссельная диафрагма; 7— полый вал; 8— топливный канал; 9— электродвигатель; 10— текстропная передача; 77 — магнитный клапан; 72— подвод топлива к магнитному клапану; 13 — червячная пара для привода топливных шестеренчатых насосов; 14 — термометр; 15 — мазутопровод; 76 —электроподогреватель для топлива
мазута часто снабжаются комплектами вспомогательного оборудования и автоматических устройств, существенно облегчающих их эксплуатацию.
На рис. 2.39 [35] приведено устройство ротационной форсунки типа ВНЕ. В комплект помимо распылителя и привода входят электродвигатель, магнитный клапан, управляющий подачей мазута в топливный канал форсунки, бак для топлива с двумя шестеренчатыми насосами и серией распределительных регулировочных и предохранительных клапанов. Ротационная форсунка имеет автоматические устройства для изменения подачи
вентилятора в зависимости от расхода топлива, розжига и пуска форсунки, поддержания заданного теплового режима, отключения форсунки при неисправностях, повторного включения и прекращения подачи топлива при обрыве факела.
2.12.	Вязкость, давление, температура и расход мазута для горелочных устройств и форсунок
Важнейшей характеристикой мазута, влияющей на качество распыливания форсунками и на все показатели эффективности работы котла, является вязкость. В свою очередь,
81
Таблица 2.27. Рекомендуемые значения условной вязкости и давления мазута, расхода и давления воздуха и пара для газомазутных горелок
Горелка	Условная вязкость, °ВУ	Давление мазута перед горелкой, МПа	Расход воздуха на распиливание, м3/ч	Давление воздуха перед горелкой, кПа	Расход пара на распиливание, кг/ч	Давление пара перед горелкой, МПа
ГМГ-1,5М	3	1.6	1700	1,2	4,4	0,1-0,2
ГМГ-2М; ГМГ-4М, ГМГ-5М	3	2,0	2700-6500	1,2	6,5-16	0,1-0,2
ГМГБ-5,6	2 — 3	2,0	7000	1,2	18	0,1-0,2
ГМ-2,5; ГМ-4,5, ГМ-7, ГМ-10	3	2,0	—	0,8-2,0	14,5-52	0,3-0,5
ГМП-16	3	2,0	-	2,0	80	0,3-0,5
С ротационными форсунками Р-2; Р-3; Р-1-150	5-6	0,05-0,1	65-250	1,5-4,0	—	—
Завода БКЗ	2	2,0	—	0,4-1,8	-	-
РГМГ-1; РГМГ-2; РГМГ-4; РГМГ-7 (РГМГ-6,5); РГМГ-10; РГМГ-20; РГМГ-30	8	0,2	1900-3000	6,3-8,5	—	—
Завода ДКЗ	3-6	1,6-4,0	-	—	-	-
Завода ТКЗ	2,5	3,5	-	1,6-2,0	—	—
Завода ТКЗ, ВТИ-ТКЗ, ХФ ЦКБ Главэнергоремонта ВТИ-ТКЗ	2,5	3,5 - 6,0	—	1,6-2,0	—	—
ГМУ-30-11, ГМУ-45-11	2,5	3,5	—	2,2	15-120	0,4
«Пиллард»	2-2,5	3,5	-	1,5-2,0	-	-
Фирмы « Бабко к-Вилькокс»	2-2,5	1,2-2,1	-	-	-	-
вязкость мазута (см. гл. 1), сильно зависит от температуры.
Для качественного распиливания топлива мазут должен быть нагрет до определенной температуры, причем для каждой конкретной конструкции горелочного устройства или форсунки имеется свое (рекомендуемое) значение температуры подогрева мазута, которое обеспечивает необходимое значение вязкости.
В общем случае рекомендуемая температура подогретого мазута перед подачей в горелочное устройство и форсунку составляет 90-130 °C.
Недогрев топлива ухудшает в силу повышенной вязкости транспортирование его по трубопроводахМ и качество распиливания.
Перегрев мазута может вызвать его испарение, вспенивание, процессы термической
деструкции и, как следствие, работу форсунок с пульсацией или перебоями.
Знание точного значения требуемой температуры подогрева мазута перед подачей его в горелки и форсунки позволяет выполнить поверочный расчет и выбор стационарных подогревателей мазута (см. гл. 10). Далее, двигаясь по всей технологической схеме, представляется возможным произвести все теплотехнические расчеты мазутного хозяйства ТЭС или котельной.
В табл. 2.27 приведены рекомендуемые значения условной вязкости и давления мазута, расхода и давления воздуха или пара для основных конструкций газомазутных горелок.
Для основных типов форсунок рекомендуется использовать мазут со следующими значениями вязкости и температуры:
82
Рис. 2.40. Номограмма вязкости мазутов в зависимости от температуры в соответствии с основными эксплуатационными параметрами форсунок:
1 — максимальная вязкость для ротационных и паровых форсунок и в главной рециркуляционной системе; 2 —то же, для воздушных форсунок высокого давления п форсунок низкого давления; 3 — вязкости предельная для механических форсунок и рекомендуемая для паровых; 4 — рекомендуемая вязкость для паровых форсунок высокого и низкого давления; 5 — то же, для механических форсунок
—	для работы ротационных форсунок допускается максимальная условная вязкость мазутов 14 °ВУ, для достижения такой вязкости необходимо подогреть мазут Ml00 до 82 °C;
—	для воздушных форсунок высокого и низкого давления (при условной вязкости 5 °ВУ) необходимо подогреть мазут до 107 °C;
—	для получения вязкости 3,5 °ВУ, необходимой при работе механических форсунок, мазут нужно подогреть до 118 °C;
—	для паровых форсунок (при условной вязкости 6 °ВУ) необходимая температура подогрева мазута составляет 100 °C.
Широко известна номограмма, приведенная па рис. 2.40, которая позволяет определить вязкость мазута в зависимости от температуры в соответствии с эксплуатационными параметрами основных типов форсунок.
Следует также остановиться на рекомендациях для нахождения минимально необходимого давления.
В общем случае для определения давления мазута в линиях подачи его к форсункам следует придерживаться следующих рекомендаций [56]:
а)	в механических форсунках мазут подают под давлением 2—4 МПа при соблюдении высоких требований по фильтрации жидкого топлива;
б)	в паровых и воздушных форсунках давление мазута несильно влияет па качество рас-пыливапия и поэтому может быть снижено;
в)	в паровых форсунках давление мазута зависит от давления, создаваемого в камере сопла или смесителя. Поэтому помимо давления, необходимого для создания заданного расхода через выходные отверстия, нужно иметь избыточное давление. Обычно в этих форсунках давление мазута составляет 0.3—0,6 МПа;
г)	для воздушных форсунок давление мазута может быть снижено до 0,05 МПа, а в отдельных случаях до 0,03 МПа. Большинство
83
Таблица 2.28. Рекомендуемые значения условной вязкости, давления, температуры и расхода мазута для мазутных форсунок
Форсунка	Максимальная условная вязкость, °ВУ	Давление мазута перед форсункой, МПа	Температура мазута перед форсункой, °C	Расход мазута, кг/ч
Механические форсунки: конструкций ОРГРЭС; Башкирэнерго; ЦКТИ-ВТИ типа ЦККБ; ТКЗ; ЦКТИ-ВТИ завода «Ильмарине»	3,5	2-4	120	1640 250-1750 300-4000
Паровые форсунки: прямоструйные системы Шухова; гамма-форсунка фирмы «Бабкок-Вилькокс»; плоскофакельная конструкции ЦКТИ; эжекционные системы Данилина, завода «Ильмарине» типа ФП, конструкции ЦККБ Главэнергопрома	6	0,3-0,6	100	3-400 50-150 125-1800
Воздушные форсунки: низконапорные конструкции ЦКТИ завода «Ильмарине», Оргэнергонефти, Гипронефтемаша; высоконапорные	5	0,03-0,1	ПО	5-30 10-1000 68-174
Ротационные форсунки: завода «Ильмарине», завода «Терас», типа ВНЕ	14	0,05-0,2	82	30150
Паромеханические форсунки: конструкции ЦКТИ-ВТИ завода «Ильмарине», типа Титан-М; совместно с горелками ГМГ-М, ГМГБ-5,6	3,5-6	0,5—4*	120	750-6000 1-12 160-520
* При давлении мазута более 1,0 МПа паромеханические форсунки работают в режиме механического распиливания.
форсунок с воздушным распыливателем характеризуется свободным выходом мазута через отверстие, размер которого для предотвращения засорения составляет не менее 2,5 мм. Поэтому для форсунок с небольшой производительностью необходимое давление перед ними очень мало;
д)	возможные пределы снижения давления мазута в зависимости от производительности котла следующие:
Производительность, кг/ч р, МПа
До 500 кг/ч.................0,7 МПа
500 до 1500 кг/ч ...........0,8 МПа
Более 1500 кг/ч.............1 МПа
Знание необходимого давления мазута в линиях подачи к форсункам позволяет про
извести выбор насосного оборудования конкретных марок и типоразмеров.
Затем, двигаясь по технологической схеме, становится возможным произвести гидравлические и гидродинамические расчеты всего мазутного хозяйства электростанции или котельной.
Так как для безаварийной работы форсунок весьма важным является качество фильтрации топлива, то следует привести общие рекомендации по выбору основных характеристик фильтрующих элементов: для форсунок производительностью до 1000 кг/ч размеры ячеек должны составлять 0,5x0,5 мм. а для форсунок производительностью более 1000 кг/ч-1,0x1,0 мм [56].
Более подробно технические характерис
84
тики применяемых в мазутных хозяйствах фильтров будут приведены ниже (см. гл. 6).
Рекомендуемые значения условной вязкости, давления и температуры мазута перед основными конструкциями форсунок, а также расход мазута форсунками приведены в табл. 2.28.
Не менее важной и основной характеристикой является расход мазута горелочным устройством и форсункой. Знание расходов мазута горелочным устройством и форсункой, установленными в конкретных котлах, позволяет с учетом необходимых норм запаса жидкого топлива и условий его доставки определить вместимость мазутохранилищ электростанций или котельной.
Таким образом» выяснив значение вязкости, температуры, давления и расхода мазута в линиях подачи в котел, можно определить одну из основных характеристик мазутного хозяйства — требующуюся вместимость мазутохранилищ и начать проектирование и расчет всего мазутного хозяйства.
2.13. Вместимость мазутохранилищ электростанций и котельных
Как уже говорилось, одной из основных характеристик мазутного хозяйства электростанций или котельной является общая суммарная вместимость мазутохранилищ. Приведем краткое описание характеристик мазутохранилищ [32].
Для хранения необходимого количества мазута на электростанциях предусматриваются мазутохранилища с металлическими или железобетонными резервуарами вместимостью:
для растопочных мазутохозяйств — 1000, 2000 и 3000 м3 (по типовому проекту растопочного мазутохозяйства Теплоэлектропро-екта для мощных электростанций);
для основных мазутохозяйств — 5000 (при подаче мазута по трубопроводам), 10 000, 20 000, 30 000, 50 000 и 100 000 м3.
В котельных для основного или резервного топлива предусматривают железобетонные или стальные резервуары вместимостью 25, 50, 100, 200, 400 и 1000 м3.
Резервуары могут быть наземными или
Таблица 2.29. Вместимость мазутохранилищ ТЭС
Тип мазутного хозяйства	Вместимость
Основное для ТЭС, работающей па мазуте, при доставке по железной дороге и при дальности доставки, км: до 300 300-1000 более 1000	На 5-суточный расход На 10-суточный расход На 15-суточный расход
Основное для ТЭС, работающей на мазуте, при подаче по трубопроводам	На 3-суточный расход
Для резервного топлива ТЭС, работающей на газе	На 10-суточный расход при полной мощности ТЭС
Для аварийного топлива ТЭС, работающей на газе	На 5-суточный расход при полной мощности ТЭС
Основное для пиковых водогрейных котлов при дальности доставки, км: более 300; менее 300	На 10-суточный расход, подсчитанный исходя из средней температуры за самый холодный месяц На 5-суточный расход
Растопочное при общей производительности парогенераторов, т/ч: менее 4000 более 4000	3 резервуара по 1000 м3 3 резервуара по 1000 или 3000 м3 (согласно типовому проекту ТЭС)
подземными. Обычно резервуары основных мазутных хозяйств выполняют наземными с обсыпкой или обвалованием грунтом. Они располагаются в виде отдельных групп, каждая группа имеет общую обсыпку или обвалование грунтом.
Резервуары растопочных мазутных хозяйств выполняют наземными. Для наземных металлических резервуаров, устанавливаемых в районах со средней годовой температурой наружного воздуха до 9 °C, должна предусматриваться тепловая изоляция из несгораемых материалов.
Вместимость мазутохранилищ для электростанций с различным типом мазутных хо-
85
Таблица 2.30. Вместимость мазутохранилищ котельных
Назначение и способ доставки топлива	Вместимость
Основное и резервное, доставляемое по железной дороге	На 10-суточ-ный расход
То же, доставляемое автомобильным транспортом	На 5-суточ-ный расход
Аварийное для котельных, работающих на газе, доставляемое по железной дороге или автомобильным транспортом	На 3-суточ-ный расход
Основное, резервное и аварийное, доставляемое по трубопроводам	На 2-суточный расход
Растопочное для котельных мощностью 116 МВт и менее	2 резервуара по 100 т
Растопочное для котельных мощностью более 116 МВт	2 резервуара по 200 т
Таблица 2.31. Зависимость вместимости приемной емкости от суточного расхода топлива
Суточный расход топлива при средней температуре самого холодного месяца, т	Вместимость, м3	
	Склад основного и резервного топлива	Склад аварийного топлива
До 75	25	25
75-150	50	25
150-300	100	25
300-1000	200	50
Более 1000	400	50
зяйств принимается согласно данным табл. 2.29 [32, 58].
Вместимость мазутохранилищ для котельных с давлением пара до 4 МПа и температурой воды до 200 °C принимается согласно данным табл. 2.30.
Для храпения основного, резервного и растопочного топлива предусматривается не менее двух резервуаров.
Для хранения аварийного топлива допускается установка одного резервуара.
При подаче топлива в железнодорожных цистернах в зависимости от его суточного расхода вместимость приемной (промежуточной) емкости принимается по табл. 2.31.
Для растопочного мазутного хозяйства котельных мощностью 350 т/ч и ниже вместимость приемного бака принимается равной 25 м3, а котельных большей мощности — 50 м3.
При подаче топлива автотранспортом вместимость приемной емкости должна быть нс меньше, чем вместимость автоцистерны.
Рекомендации по выбору вместимости емкостей для хранения жидкого топлива для некоторых марок котлов и их числа приведены в табл. 2.32 [45].
Для котлов типа ДКВР следует применять тс же резервуары жидкого топлива, что и для котлов ДЕ.
Таблица 2.32. Рекомендации по выбору вместимости емкостей для хранения жидкого топлива
Марка котла	Число котлов, шт.	Расход мазута, м3/ч при давлении мазута, МПа (кгс/см2)		Число и вместимость, м3, емкостей для создания запаса		
				5-суточного	10-суточпого	30-суточного
		2,5(25)	1,0(10)			
ДЕ-4-14ГМ	2	0,6	—	2x100	2x100	2x200
	3	0,9	—	2x100	2x100	3x200
	4	1,2	—	2x100	2x100	3x200
ДЕ-6,5-14ГМ	2	1,0	—	2x100	2x200	2x400
	3	1,5	—	2x100	2x200	2x400
	4	2,0	—	2x100	2x200	~ 3x400
КВ-ГМ-4	2	—	1,1	2x100	2x100	2x400
	3	—	1,6	2x100	3x100	2x400
	4	—	2,2	2x100	3x100	3x400
ДЕ-10-14ГМ	2	1,5	—	2x100	2x200	2x1000
	3	2,2	—	2x100	2x200	2x1000
	4	3,0	—	3x100	3x200	2x1000
86
Продолжение табл. 2.32
Марка котла	Число котлов, шт.	Расход мазута, м3/4 при давлении мазута, МПа (кгс/см2)		Число и вместимость, м\ емкостей для создания запаса		
				5-суточного	10-суточного	30-суточного
		2,5(25)	1,0(10)			
КВ-ГМ-6,5	2	—	1,8	2x100	2x200	2x400
	3	—	2,6	2x100	2x200	2x400
	4	—	3,6	3x100	3x200	3x400
ДЕ-16-14ГМ	2	2,4	—	2x200	2x400	2x1000
	3	3,5	—	2x200	2x400	2x1000
	4	4,8	-	2x200	2x400	3x1000
ЗхЕ-1/9-1М;	2	—	3,0	2x200	2x400	2x1000
КВ-ГМ-10	3	—	4,3	2x200	2x400	2x1000
	4	—	5,6	2x200	2x400	3x1000
ДЕ-25-14ГМ	2	3,7	—	2x200	2x400	2x2000
	3	5,6	—	2x200	2x400	2x2000
	4	7,5	—	3x200	3x400	2x2000
4ХЕ-1/9-1М;	2	—	5,7	2x400	2x1000	2x2000
КВ-ГМ-20	3	—	8,4	2x400	2x1000	2x2000
	4	-	11,4	2x400	2x1000	3x2000
ГМ-50-14	2	7,7	—	2x1000	2x1000	2x3000
	3	11,5	—	2x1000	2x1000	2x3000
	4	15,4	—	2x1000	3x1000	3x3000
2хДЕ-6,5-14ГМ;	2	1,0	8,0	2x1000	2x1000	2x3000
КВ-ГМ-30	3	1,0	12,0	2x1000	2x1000	2x3000
	4	1,0	16,0	2x1000	3x1000	3x3000
2хДЕ-6,5-14ГМ;	2	10,5	—	2x1000	2x1000	2x3000
ПТВМ-ЗОМ	3	15,5	—	2x1000	3x1000	3x3000
	4	20,2	-	2x1000	3x1000	3x3000
2ХДЕ-16-14ГМ;	2	2,4	12,6	—	2x2000	2x5000
КВТМ-50	3	2,4	19,0	—	2x2000	2x5000
	4	2,4	25,2	—	2x2000	3x5000
2хДЕ-25-14ГМ;	2	3,7	25,0	—	2x3000	3x5000
КВ-ГМ-100	3	3,7	38,0	—	3x3000	3x5000
	4	3,7	50,0	—	3x3000	5x5000
2хДЕ-4-14ГМ;	2	0,6	5,4	2x400	2x1000	2x2000
КВ-ГМ-20	3	0,6	8,1	2x400	2x1000	2x2000
	4	0,6	10,8	2x400	2x1000	3x2000
2хДЕ-6,5-14ГМ;	2	1,0	5,4	2x400	2x1000	2x2000 ~
КВ-ГМ-20	3	1,0	8,1	2x400	2x1000	2x2000
	4	1,0	10,8	2x400	2x1000	2x2000
ДЕ-10-14ГМ;	2	1,5	5,4	2x400	2x1000	2x3000
КВ-ГМ-20	3	2,2	8,1	2x400	2x1000	2x3000
	4	3,0	10,8	3x400	2x1000	2x3000
2хДЕ-6,5-14ГМ;	2	1,0	8,0	2x400	2x1000	2x3000
КВ-ГМ-20	3	1,0	12,0	2x400	2x1000	2x3000
	4	1,0	16,0	3x400	3x1000	3x3000
2хДЕ-6,5-14ГМ;	2	1,5	8,0	2x400	2x1000	2x3000
КВ-ГМ-30	3	1,5	12,0	2x400	2x1000	2x3000
	4	1,5	16,0	3x400	3x1000	3x3000
87
Продолжение табл. 2.32
Марка котла	Число котлов, шт.	Расход мазута, м3/ч при давлении мазута, МПа (кгс/см2)		Число и вместимость, м‘\ емкостей для создания запаса		
				5-суточного	10-сугочного	30-суточного
		2,5(25)	1,0(10)			
ДЕ-16-14ГМ;	2	2,4	2,7	2x400	2x1000	2x2000
КВ-ГМ-10	3	3,5	4,0	2x400	2x1000	2x2000
	4	4,8	5,4	2x400	2x1000	3x2000
ДЕ-16-14ГМ;	2	2,4	5,4	2x400	2x1000	2x3000
КВ-ГМ-20	3	3,5	8,1	2x400	2x1000	2x3000
	4	4,8	10,0	3x400	3x1000	3x3000
ДЕ-16-14ГМ;	2	2,4	8,0	—	2x2000	2x5000
КВ-ГМ-30	3	3,5	12,0	—	2x2000	2x5000
	4	4,8	16,0	-	2x2000	2x5000
2хДЕЧ-14ГМ;	2	10,2	—	—	2x1000	2x3000
ПТВМ-ЗОМ	3	15,0	—	—	2x1000	2x3000
	4	20,4	—	—	3x1000	3x3000
2хДЕ-10-14ГМ;	2	11.2	—	—	2x1000	2x3000
ПТВМ-ЗОМ	3	16,0	—	—	2x1000	2x3000
	4	22,4	-	—	3x1000	3x3000
2хДЕ-16-14ГМ;	2	2,4	12,6	—	2x2000	2x5000
КВТМ-50	3	2,4	19,0	—	2x2000	2x5000
	4	2,4	25,2	-	2x2000	3x5000
2хДЕ-25-14ГМ;	2	3,7	25,0	—	2x3000	3x5000
КВ-ГМ-100	3	3,7	38,0	—	3x3000	3x5000
	4	3,7	50,0	—	3x3000	5x5000
2хДЕ-4-14ГМ;	2	0,6	5,4	2x400	2x1000	2x2000
КВ-ГМ-20	3	0,6	8,1	2x400	2x1000	2x2000
	4	0,6	10,8	2x400	2x1000	3x2000
2хДЕ-6,5-14ГМ;	2	1,0	5,4	2x400	2x1000	2x2000
КВ-ГМ-20	3	1,0	8,1	2x400	2x1000	2x2000
	4	1,0	10,8	2x400	2x1000	2x2000
ДЕ-10-14ГМ;	2	1,5	5,4	2x400	2x1000	2x3000
КВ-ГМ-20	3	2,2	8,1	2x400	2x1000	2x3000
	4	3,0	10,8	3x400	2x1000	2x3000
2хДЕ-6,5-14ГМ;	2	1,0	8,0	2x400	2x1000	2x3000
КВ-ГМ-20	3	1,0	12,0	2x400	2x1000	2x3000
	4	1.0	16,0	3x400	3x1000	3x3000
2хДЕ-6,5-14ГМ;	2	1,5	8,0	2x400	2x1000	2x3000
КВ-ГМ-30	3	1,5	12,0	2x400	2x1000	2x3000
	4	1,5	16,0	3x400	3x1000	3x3000
ДЕ-16-14ГМ;	2	2,4	2,7	2x400	2x1000	2x2000
КВ-ГМ-10	3	3,5	4,0	2x400	2x1000	2x2000
	4	4,8	5,4	2x400	2x1000	3x2000
ДЕ-16-14ГМ;	2	2,4	5.4	2x400	2x1000	2x3000
КВ-ГМ-20	3	3,5	8,1	2x400	2x1000	2x3000
	4	4,8	10,0	3x400	3x1000	3x3000
88
Окончание табл. 2.32
Марка котла	Число котлов, шт.	Расход мазута, м3/ч при давлении мазута, МПа (кгс/см2)		Число и вместимость, м3, емкостей для создания запаса		
				5-суточного	10-суточного	30-суточного
		2,5(25)	1,0(10)			
ДЕ-16-14ГМ;	2	2,4	8,0	—	2x2000	2x5000
КВ-ГМ-30	3	3,5	12,0	—	2x2000	2x5000
	4	4,8	16,0	—	2x2000	2x5000
2хДЕ-4-14ГМ;	2	10,2	—	—	2x1000	2x3000
ПТВМ-ЗОМ	3	15,0	—	—	2x1000	2x3000
	4	20,4	—	—	3x1000	3x3000
2ХДЕ-Ю-14ГМ;	2	11,2	—	—	2x1000	2x3000
ПТВМ-ЗОМ	3	16,0	—	—	2x1000	2x3000
	4	22,4	—	—	3x1000	3x3000
ДЕ-16-14ГМ;	2	12,2	—	—	2x2000	2x5000
ПТВМ-ЗОМ	3	17,9	—	—	2x2000	2x5000
	4	24,0	—	—	2x2000	2x5000
ДЕ-25-14ГМ;	2	12,9	—	—	2x2000	2x5000
ПТВМ-ЗОМ	3	19,3	—	—	2x2000	2x5000
	4	25,7	—	-	2x2000	2x5000
ГМ-50-14;	2	17,3	—	—	2x3000	2x5000
ПТВМ-ЗОМ	3	26,0	—	—	2x3000	2x5000
	4	34,5	—	—	2x3000	3x5000
ДЕ-25-14ГМ;	2	3,7	5,4	—	2x1000	2x3000
КВ-ГМ-20	3	5,6	8,1	—	2x1000	2x3000
	4	7,5	10,8	—	3x1000	3x3000
ДЕ-10-14ГМ;	2	1,5	8,0	—	2x1000	2x3000
КВ-ГМ-ЗО	3	2,2	12,0	—	2x1000	2x3000
	4	3,0	16,0	—	3x1000	3x3000
ДЕ-25-14ГМ;	2	3,7	8,0	—	2x2000	2x5000
КВ-ГМ-30	3	5,6	12,0	—	2x2000	2x5000
	4	7,5	16,0	—	2x2000	2x5000
2ХДЕ-10-14ГМ;	2	1,5	12,6	—	2x2000	2x5000
КВ-ГМ-50	3	1,5	19,0	—	2x2000	2x5000
	4	1,5	25,2	—	2x2000	3x5000
ДЕ-25-14ГМ;	2	3,7	12,6	—	2x2000	2x5000
КВ-ГМ-50	3	5,6	19,0	—	2x2000	2x5000
	4	7,5	25,2	—	3x2000	3x5000
ГМ-50-14;	2	7,7	12,6	—	2x3000	2x10000
КВ-ГМ-50	3	11,5	19,0	—	2x3000	2x10000
	4	15,4	25,2	—	2x3000	2x10000
ГМ-50-14;	2	7,7	25,0	—	2x5000	2x10000
КВ-ГМ-100	3	11,5	38,0	—	2x5000	2x10000
	4	15,4	50,0	—	2x5000	3x10000
89
Наибольшие резервуары требуются при 30-суточном запасе топлива при его доставке автомобильным или железнодорожным транспортом в зимнее время года. Наименьшие резервуары требуются при доставке автомобильным транспортом топлива и 5-суточном его запасе.
Вместимость резервуаров определяют исходя из часового расхода топлива при работе котельной в наиболее холодный месяц. Рекомендации приведены для мазута марки 100 (по ГОСТ 10585—75) с теплотой сгорания 38,3 МДж/кг (9170 ккал/кг) для более двух котлов при возможном расширении котельной и установке еще двух котлов.
Резервуары для храпения топлива рекомендуется изготовлять металлическими, закрытыми; учитывается рециркуляция мазута в количестве 30% часового расхода. Предусмотрен разогрев мазута паром с давлением до 1,0 МПа (10 кгс/см2) или горячей водой с температурой 150 °C.
На территории растопочных мазутных хозяйств вблизи складов мазута часто располагают склад масла и горюче-смазочных материалов. Так, в типовом проекте Тсплоэлектропро-екта на растопочное мазутохозяйство с вместимостью основных резервуаров по 3000 м3 предусмотрено сооружение открытого склада турбинного и изоляционного масла с четырьмя емкостями по 70 м3 с маслоаппарат-пой и открытого склада огнестойкого масла с четырьмя емкостями по 70 м3.
Подробно конструкции и методы расчета основных характеристик мазутохранилищ для электростанций и котельных будут представлены ниже (см. гл. 4 и 5).
2.14. Методика и примеры расчета основных характеристик мазутного хозяйства
Рассмотрим методику расчета основных характеристик мазутного хозяйства (см. §2.1). Зная эти характеристики, мы сможем выбрать конкретные марки горелок, форсунок, насосов и определить число резервуаров и вместимость каждого из них.
1.	Для котлов конкретных марок (указанных
в проекте или находящихся в эксплуатации) определяем полезную мощность, кВт, илитеп-лопроизводительпость по формулам [63]:
для парового котла
Ок ~~ ^пе ~ гп.в ) + ^вт (^вт ~~ ?вт ) +
+ ^пр(гпр ““ гп.н) + ^н.п (гн.п ~ гп.в) + Оот » (2.1)
для водогрейного котла
(2.2)
где Dne — расход выработанного перегретого пара, кг/с; гпе, гп в, ?н п, ? — энтальпии соответственно перегретого пара, питательной воды на входе в водяной экономайзер, насыщенного пара (определяется по давлению в барабане парогенератора), продувочной воды (подсчитывается подавлению в барабане, а при прямоточных сепарационных парогенераторах — по давлению в сепараторе), кДж/кг; DBT — расход через вторичный пароперегреватель, кг/с (при более одного промежуточного перегрева тепловосприятия промперегревателей нужно суммировать);
г'т — энтальпия вторично перегреваемого пара соответственно па выходе и входе из пароперегревателя, кДж/кг; /)н п — расход насыщенного пара, отдаваемого на сторону, кг/с; Q)T — тепловоспрпятие воды или воздуха, подогреваемых в парогенераторе и отдаваемых на сторону, кВт; Q"”M— поминальная мощность водогрейного котла, кВт (по данным завода-изготовителя); Z)np — расход па непрерывную продувку, кг/с, который определяется по формуле [64]
£)||р= 0,01/Д1С.	(2.3)
Здесь р — непрерывная продувка котла,% (при р < 2% теплота продувочной воды составляет менее 0,4% полезного тепловыделения и может не учитываться).
2.	Определяем расход жидкого топлива, кг/с, сжигаемого одним котлом:
для котлов, использующих мазут как основное или резервное топливо [63],
В = -^—,
(2.4)
90
где О* — тсплопроизводительность котла, кВт; Q?— низшая теплота сгорания рабочей массы топлива, кДж/кг; ПкР~ КПД котла (брутто);
для котлов, использующих мазут для подсветки при сжигании угля (растопочное хозяйство)
0.3&
(2.5)
где 0,3 — коэффициент расхода мазута при использовании топливной смеси уголь—мазут.
3.	Находим расход топлива, кг/с, сжигаемого каждой из горелок котла:
ВгР = В/п,	(2.6)
где п — число горелок, устанавливаемых в топке котла (определяется по данным завода-изготовителя).
4.	По найденному с помощью (2.6) значению расхода мазута из типоразмерного ряда горелок подбираем ближайшую газомазутную горелку.
5.	Находим коэффициент производительности горелки х, равный отношению номинальной (паспортной) производительности выбранной горелки В“ом к расчетному значению Bf:
z \2
6.	Определяем давление, МПа, в мазутном тракте форсунки как отношение номинального (паспортного) давления мазута перед выбранной горелкой к коэффициенту производительности х:
, ном
Р =	(2.8)
X
7.	Находим напор Н, м, создаваемый мазутным насосом и необходимый для подачи мазута к горелкам:
Н = —+ Z,	(2.9)
Pg
где р — плотность воды, кг/м3; g— ускорение
свободного падения, м/с2; Z— высота расположения оси трубопровода над плоскостью отсчета, м (зависит от расположения горелок в котле).
8.	Определяем номинальный суммарный расход топлива, кг/с, сжигаемого котлами электростанции или котельной. Зависимость имеет вид
ЪВ=В} + В2 + ... + Вп,	(2.10)
где Д, Д,..., Вп — расходы основного, резервного и растопочного топлива, сжигаемого котлами в отдельности.
9.	По найденной подаче и необходимому напору производим по каталогам выбор конкретной марки насоса для перекачки мазута к горелкам и форсункам (см. гл. 6).
10.	Находим необходимую вместимость топливохранилищ мазутного хозяйства, которая определяется в зависимости от типа мазутного хозяйства, способа доставки и нормы запаса.
Для основных мазутных хозяйств вместимость топливохранилищ, кг,
24 • 3600тсз- 1,007,	(2.11)
где 24 — число часов в сутках; 3600 — переводной коэффициент; тс 3 — норма запаса топлива (в сутки), выбираемая по табл. 2.29—2.32 и по рекомендациям §2.13; 1,007 — коэффициент, учитывающий потери мазута при испарении, отпуске и приемке.
В свою очередь, нормы запаса топлива (в сутки) для различного типа мазутных хозяйств электростанций и котельных рассчитаны для соответствующей тепловой нагрузки при средней температуре самого холодного месяца в данной климатической зоне (см. гл. 5). При этом средняя температура самого холодного месяца принимается по данным строительных норм и правил [157].
В гл. 5 приведены для ряда географических центров Российской Федерации средние температуры самого холодного месяца, а также расчетные температуры для проектирования [28, 65, 66].
Для резервных мазутных хозяйств вместимость топливохранилищ, кг,
91
M= ZB • 24 • 3600тсз • 1,007jclcl, (2.12) где тсз— норма запаса (резервного) топлива (в сутки), выбираемая по табл. 2.29—2.32 [если резервное топливо используется круглогодично, вместимость топливохранилищ рассчитывается по (2.11)]; yCKJI — относительная вместимость склада резервного топлива в долях от предполагаемого годового расхода резервного топлива:
365-хр
^скл 365
(2.13)
здесь Лр — число дней в году работы на резервном топливе.
Для растопочного мазутного хозяйства вместимость топливохранилищ, кг,
новлено шесть горелок с механическими форсунками производительностью 2,3 т/ч. Давление мазута равно 1,5—3,0 МПа, температура мазута перед форсунками — 120 °C. Фактический расход мазута составляет 12 т/ч.
На котле БКЗ-75 производительностью 75 т/ч установлено четыре горелки с механическими форсунками производительностью 1,2 т/ч. Давление мазута равно 1,5—3,0 МПа, температура мазута перед форсунками — 120 °C. Фактический расход мазута составляет 4,5 т/ч.
1.	Находим теплопроизводительность котлов по (2.1): для котла ТГМ-84Б
~ ^пе ( *пс ~~	+ "^пр (?'пр ~~ *П.в ) ~
= 116,67(3491,1 - 993,868) +
+1,1667(1621,1-993,868) = 292 083,849 кВт,
где ^1С, в и />)р находятся из таблиц теплофизических свойств воды и водяного пара по температуре и давлению [159]; Z)1IC определяется по номинальной производительности котла;
М = ZB -3600т 1,007,	(2.14)
Рпр =0,01/?Ппс = 0,01 bl 16,67 = 1,1667 кг/с;
где т — время растопки котлов в году, ч.
При этом необходимо учитывать, что для каждого котла длительность растопки разная и при номинальных режимах работы растопку для каждого котла проводят 2 раза в год.
ТЭС и котельные, использующие уголь как основное топливо, часто сжигают мазут не только для растопки котлов, но и для подсветки. В этом случае (2.14) преобразуется к виду
М = (ЕВт+ЕВ • 24) • 3600 • 1,007,	(2.15)
где ЕВ — суммарный расход мазута, сжигаемого при подсветке угля.
В качестве примеров использования представленной методики приводим расчеты для наиболее сложных в этом плане резервного и растопочного мазутных хозяйств с пиковой сезонной нагрузкой мазутных хозяйств ТЭС.
Пример расчета основных характеристик резервного мазутного хозяйства ТЭС. Исходные данные: на Казанской ТЭЦ-1 установлено три котла ТГМ-84Б, два котла ТП-150 и один котел БКЗ-75.
На котле ТГМ-84Б производительностью 420 т/ч установлено шесть горелок с паромеханическими форсунками производительностью 5,2 т/ч. Общая фактическая производительность форсунок составляет 30 т/ч. Давление мазута равно 1,5—3,0 МПа, температура мазута перед форсунками — 120 °C.
На котле ТП-150 производительностью 150 т/ч уста-
для котла ТП-150 (прямоточный котел — продувка отсутствует)
Йе = Я„с(Ч.в) = 41.67(3274,904 - 592,047) =
= 111794,65 кВт;
для котла БКЗ-75
0к ~ М1С ( *пс ~ *п.|») "* -^пр (*пр — гп.в ) —
= 20,83 (3274,904 - 592,047) +
+ 0,2083( 1024,874 - 592,047) = 55 974,07 кВт;
£>пр = 0,01/>Ппс = 0,01 • 1-20,83 = 0,2083 кг/с.
2.	Определяем расход жидкого топлива, сжигаемого каждым котлом по (2.4):
для котла ТГМ-84Б
n Q* 292083,849 —	-— —
1	38422,3-0,92
= 8,26 кг/с;
для котла ТП-150
^ = _И1794^
£>ХР 38422,3 0,92	'
для котла БКЗ-75
В &	55974,07
3	38422,3 0,92
= 1,58 кг/с,
где значения Q? находились согласно [222].
3.	Вычислим расчетный расход топлива, сжигаемого каждой из горелок котлов, по (2.6):
для котла ТГМ-84Б
D О 96
Вгр=^!- = —= 1,38 кг/с = 4,97 т/ч;
г и 6	'	'
92
для котла ТП-150
Вр=^=ЗД63 = 0 527 иус=19 туч. п 6
для котла БКЗ-75
Др =^ = — = 0,395 кг/с = 1,422 т/ч. п 4
4.	По расчетному значению расхода сжигаемого жидкого топлива подбирается наиболее близкая по значению газомазутная горелка:
для котла ТГМ-84Б выбираем горелку с паромеханической форсункой ФПМ-5200 производительностью 1,44 кг/с (5,2 т/ч) (см. табл. 2.24); для котла ТП-150 — горелку с механической форсункой ФМ-2000 производительностью 0,55 кг/с (2,0 т/ч) (см. табл. 2.12); для котла БК375 — горелку с механической форсункой ФМ-1500 производительностью 0,42 кг/с (1,5 т/ч) (см. табл. 2.12).
5.	Находим коэффициент производительности горелки х по (2.7):
для котла ТГМ-84Б
для котла ТП-150
Виом Y ( 0 55 Y о.— =	= i 044;
В? J <0,527/
H=A+Z=3^ pg 9800
+ 10 = 341,84 м;
для котла БКЗ-75
H = -£- + Z = 3,29 10 +10 = 345,71 м. pg 9800
8.	Определяем номинальный суммарный расход топлива, сжигаемого котлами электростанции, по (2.10):
^В^ + В.+Д, =8,26-3+3,163-2+1,58 = = 32,686 кг/с = 0,033 мя/с.
9.	По найденной подаче и необходимому напору производим по каталогам [97, 101] или по материалам, приведенным далее (см. гл. 6), выбор конкретной марки насоса для перекачки мазута к горелкам и форсункам: подбираем насос марки НК-200/370 (см. табл. 6.9.) или 5НС-6х8А.
10.	Относительная вместимость склада для выравнивания поставки резервного топлива определяется по (2.13). Принимаем ускл= 1, т.е. выбираем самый крайний случай, когда мазут в течение года не использовался.
11.	Вместимость резервуара для мазута, используемого в качестве резервного топлива, определяется по (2.12):
М = ^В-24-3600тс.а-1,007)'м =
= 32,686 • 24 3600 Т 0 1,007 1 =
= 28438388,928 кг =28 438,388 т.
На Казанской ТЭЦ-1 установлено три резервуара, каждый по 10 тыс. т, что соответствует рассчитанному.
для котла БКЗ-75
0,42 0,395
= 1,063.
6. Рассчитаем давление в мазутном тракте форсунки по (2.8):
для котла ТГМ-84Б . ком о к /?=Al_=_1L = 3,21 r х 1,089
МПа;
для котла ТП-150 .ном о к
а = ^ = Л^_ = 3,35
r X 1,044
МПа;
для котла БКЗ-75
Ь«юм 3 5 р = &— = —=— = 3,29 г х 1,063
МПа.
7. Находим напор, создаваемый насосом и необходимый дчя подачи мазута к горелкам, по (2.9):
для котла ТГМ-84Б
H =—+Z = pg
3.21106
9800
+ 10 = 337,55 м;
для котла ТП-150
Пример расчета основных характеристик растопочного мазутного хозяйства ТЭС с дополнительными пиковыми водогрейными котлами. Исходные данные: на Казанской ТЭЦ-2 установлено шесть котлов БКЗ-210, три котла СП-230, один котел СП-220, два котла ПТВМ-180.
Для двух котлов ПТВМ-180 основным топливом является газ, резервным — мазут. Для всех остальных котлов основное топливо — газ, резервное — уголь, растопочное — мазут. На растопку котлов расходуется 2,5 кг/с мазута. Давление мазута перед горелками составляет 1,5— 4,0 МПа, а температура — 120 °C.
На котлах БКЗ-210 производительностью 210 т/ч установлено восемь пылегазовых горелок с встроенными мазутными паромеханическими форсунками; на котлах СП-220 и СП-230 с производительностью 175 т/ч — восемь пылегазовых горелок с встроенными паромеханическими форсунками; на котлах ПТВМ-180 производительностью по воде 3000 т/ч — 20 газомазутных горелок с мазутными паромеханическими форсунками.
1. Находим тсплопроизводительность котлов по (2.1) и (2.2):
для прямоточных котлов СП-220 и СП-230
Ок = ЯпсOne -*п.в) = 48,61 (3509,3-990,3) =
= 122448,59 кВт;
для котла БКЗ-210:
93
Qk ^4ic(4ic 4i.ii) +-^np ( 4зр 4iji) = 58,33(3616,8-990,3) + +0,5833 (1621,87 - 990,3) = 153 572,13 кВт,	В₽ = ^ = 5/122 = г п 20	1 6. Выбираем горелки с паромеханическими форсунка-
где	ми: для прямоточных котлов СП-220 и СП-230, а также
Z)np - 0,01/>Z)nc = 0,01 • 1 • 58,33 = 0,5833 кг/с;	БКЗ-210 подбираем горелку ФПМ-750 производительностью 0,2 кг/с (см. табл. 2.24); для котлов ПТВМ-180 —
для котла ПТВМ-180	горелку ФПМ-1000 производительностью 0,278 кг/с (см. табл. 2.24).
<2* =Qi,KM=209^4 МВт = 209 340 кВт.	7. Находим коэффициент производительности горелки хпо (2.7):
2. Определяем расход жидкого топлива, сжигаемого каждым котлом ПТВМ-180 по (2.4):	для прямоточных котлов СП-220 и СП-230 ГВ!’ОМ¥ <0,208? Л _
в=-^= 209340 = 5,922 кг/с. £#1? 38 422 0,92	х= —— = 		 =2,086; f в;’ ) f 0,144 J для котла Б КЗ-210
3. Рассчитываем массовые расходы каждого из компонентов смеси топлива, используя (2.5): для прямоточных котлов СП-220 и СП-230	х=Гвг? /адояУ Bl’ ) 10,181)
D 1	<2к	1 122448,59	11С	. В =	Л =	= 1,15 кг/с; 3О.Км)Л? 3 38 422,3 0,92	для котла ПТВМ-180
„	(, П &	2	122448,59 Bvr = 1— 	——	= 3,54з кг/с; V 3' О.Кчг)’1кР 3 25031,06 0,92	ГВТ?/0,278? В,р J 10,296)
для котла БКЗ-210	8. Определяем давление в мазутном тракте форсунки по (2.8):
„	1 Qx	1	153572,13	. В =	, 		= 1,45 кг/с; 3 0.Рм)Пх‘₽	3 38 422,3 0,92	'	для прямоточных котлов СП-220 и СП-230 .ПОМ	о р- /7 = ^— = -^—= 1,678 МПа; Г х 2,086
„	Г, И	0к 2 153572,13	t лл . В..г = 1 — 	„ =	= 4,44 кг/с, '	<	3j	3 25031,06-0,92	для котла БКЗ-210
где Of для угля и мазута также определялись согласно [222].	.НОМ	а р» /7 = ^— = —^—= 2,65 МПа; Г х 1,32
4. Вычисляем общий расход смеси: для прямоточных котлов СП-220 и СП-230	для котла ПТВМ-180
Всм = вм + В^ = 1,45 + 3,545 = 4,695 кг/с;	.ПОМ	а Г р = ^—= —^ = 3,968 МПа. г х 0,882
для котла БКЗ-210	9. Находим напор, создаваемый насосом и необходи-
Всм=Вм + Вуг = 1,45 + 4,44 = 5,89 кг/с.	мый для подачи мазута к горелкам, по (2.9): для прямоточных котлов СП-220 и СП-230
5. Находим расчетный расход жидкого топлива, сжигаемого каждой из горелок котлов, по (2.6):	„.±.ZsW« l»\ll.l82.22 м.
для прямоточных котлов СП-220 и СП-230	pg	9800
Вгр=^- = —= 0,144 кг/с; г п 8	'	для котла БКЗ-210 я = ±.гв«М01 + в = 27в4 и:
для котла БКЗ-210	pg	9800
др = А =145 = 0,181 кг/с; г п 8	1	для котла ПТВМ-180 Н = А + г = 3-966 10б+8,5 = 413,4 м.
для котла ПТВМ-180	pg	9800 10. Определяем номинальный суммарный расход топ-
94
лива, сжигаемого котлами ПТВМ-180 как резервное и остальными котлами как растопочное:	тельный период, который для Казани составляет 218 дней, то формула (2.13) должна быть изменена соответ-
^В = в, + = 5,922-2+2,5 = 14,344 кг/с,	ствующим образом. 14. Необходимая вместимость резервуара для мазута,
где 2,5 кг/с — расход топлива на растопку котлов (по данным Казанской ТЭЦ-2). 11. Рассчитываем номинальный суммарный расход жидкого топлива, сжигаемого в смеси прямоточными котлами СП-220 и СП-230, а также Б КЗ-210 по (2.12):	используемого в качестве резервного топлива, определяется по (2.12): Mj = £B-24-3600tt• l,007)-tK1 = = 14,344 - 24 - 3600 -10 1,007 0,633 = = 7 899 820 кг = 7 899,820 т.
£ВСМ =Д + Д> = 1.15-4 + 1,45-6 = 13,3 кг/с.	15. Рассчитаем необходимую вместимость резервуара
12. По найденной подаче и необходимому напору производим по каталогам [97,101] или по материалам, приведенным ниже (см. гл.6), выбор конкретной марки насоса для перекачки мазута к горелкам и форсункам (см. табл. 6.11): подбираем насос 8НД-10х5. 13. Относительная вместимость склада, необходимая для выравнивания поставки топлива для ПТВМ-180, зависит от продолжительности работы ТЭЦ-2 на резервном топливе и может быть определена по (2.13):	для мазута, используемого в качестве подсветки твердого топлива, по (2.14): М, = £ Всм • 24 3600 1,007 = = 13,3-24-3600-10 1,007 = 1157,164 т. 16. Определим суммарную необходимую вместимость мазутохранилищ: M =	= 7899,820+1157,164 = 9056,984 т.
x„,^ti=i!t«.0.633. 218 218	На Казанской ТЭЦ-2 установлено два резервуара, каждый имеет вместимость 5000 т, что вполне соответст-
Так как водогрейные котлы работают только в отопи-	вует рассчитанному.
Глава 3
ОРГАНИЗАЦИЯ ДОСТАВКИ И СЛИВА МАЗУТА
3.1.	Способы и оборудование для доставки мазута
Рассмотрим более подробно способы доставки мазута на электростанции и в котельные.
К тепловым электростанциям, производственным и отопительным котельным мазут подается в основном железнодорожным, реже автомобильным и водным транспортом, а также по трубопроводам (см. рис. 1.1).
На электростанции и в котельные, расположенные на расстоянии не более 20 км от нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ), мазут обычно подается по трубопроводам. При этом для лучшего прокачивания он транспортируется в подогретом виде. Мазут М200 поставляется потребителю непосредственно с НПЗ только по трубопроводам. По данным ВНИПИЭнергопрома, экономические показатели при транспортировании котельного топлива по трубопроводам (даже с организацией путевого подогрева) выше, чем при его перевозке по железной дороге. В общем масштабе перевозок доля транспортирования мазута по трубопроводам возрастает. В этом случае имеется ряд преимуществ:
отпадает необходимость в приемно-сливных устройствах;
не происходит обводнение мазута, связанное с его разогревом при сливе;
сокращается численность обслуживающего персонала;
уменьшается резервный запас топлива и число резервуаров;
снижаются расходы электроэнергии и теплоты на собственные нужды;
повышается надежность работы оборудования мазутного хозяйства.
Необходимым условием перекачки мазута по трубопроводам на дальние расстояния является обеспечение его температуры при заполнении резервуаров не выше 95 °C во избежание вспенивания топлива. Увеличение температуры более 95 °C допустимо лишь при полном отсутствии влаги. При транспортировании па дальние расстояния следует учитывать тепловые потери, поэтому целесообразно сооружение промежуточных станций, оборудованных насосами для поддержания необходимого давления и установками для электроподогрева мазута.
Резкого уменьшения вязкости и потерь давления при трубопроводном транспортировании можно достичь при совместной перекачке мазута и воды с поверхностно-активными веществами. Этот метод позволяет подавать мазут по трубопроводам на весьма большие расстояния.
Автомобильный транспорт применяется обычно для доставки мазута па небольшие заводские и коммунальные электростанции и парогенераторпые установки при сравнительно малых пробегах транспорта. Мазут, доставляемый автоцистернами на площадку котельной, должен находиться в разогретом состоянии. В настоящее время автотранспортом мазуты перевозятся не только па короткие, по также и на дальние расстояния, доходящие до 1000 км. Характеристики используемых для доставки мазута автоцистерн приведены в табл. 3.1.
Менее остро вопрос подогрева мазута стоит при его перевозке водным транспортом. Однако и в этом случае выгрузка высоковязких мазутов из танкеров и нефтеналивных барж осуществляется с применением подогревательных устройств.
96
Таблица 3.1. Автомобили-цистерны и прицепы-цистерны для перевозки жидкого топлива
О
Характеристика	Заводская марка				
	АЦ-2,4-52	АЦ-806 (АЦ-4.2-53А)	АЦ-4,2-130	АЦТсв-бУ	ПЦ-5,6-817
Грузоподъемность или эк-					
сплуатационный объем, л	1400	4200	4200	6500	5600
Собственная масса, кг	3160	3470	4700	5015	2785
Полная масса, кг	5320	7157	8604	10830	7600
Габаритные размеры, мм:					
длина	6200	6190	6566	6565	6540
ширина	2200	2380	2428	2400	2170
высота	2190	2590	2672	2670	2796
Внутренний диаметр гор-					
ловины, мм	—	—	—	300	774
Время слива самотеком,					
мин	—	17	17	26	20
Тип насоса	СИЛ-00 (самовсасывающий, лопастной)	СИЛ-00 (самовсасывающий,центробежный)	СИЛ-80 (самовсасывающий, вихревой)		Ручной
Привод насоса	От двигателя через коробку отбора мощности	От двигателя	От двигателя чере мощн	з коробку отбора ости	Без привода
Изготовитель	Арзамасский завод коммунального машиностроения	Грабовский завод специализированных автомобилей (Пензенская обл.), Сокулукский завод торгового машиностроения (г. Бишкек)	Благовещенский арматурный завод	Волгоградский завод нефтяного машиностроения	Грабовский завод специализированных автомомбилей (Пензенская обл.)
Примечание. Автоцистерны монтируются на раме автомобиля или на его прицепе и полуприцепе; в зависимости от назначения различаются транспортные (Ц) и топливозаправочные автоцистерны (ТЗ). Транспортные цистерны изготовляются вместимостью 1,5—26,5 м3, топливозаправочные — 1,2—22 м3 при 20 °C. Автоцистерны имеют: горловины для заполнения, клапан «дыхательный» для предотвращения повышения давления, отстойник с трубопроводом для опорожнения, указателем уровня, быстродействующей клиновой задвижкой, двумя рукавами с арматурой. При вместимости выше 5 м3 они должны иметь поперечные перегородки (волнорезы) для создания отделений вместимостью не более 5 м3. Транспортные автоцистерны оборудуются насосом с механическим приводом, цистерны на прицепах и полуприцепах — насосом с ручным приводом.
Существенным недостатком водной доставки для большинства областей Российской Федерации является се сезонность, что вызывает необходимость создания па зимний период значительного запаса топлива непосредственно на электростанции. Из-за больших затрат на сооружение нефтяных терминалов с причалами водная доставка в отечественной практике применяется редко.
Наибольшее распространение получила доставка железнодорожным транспортом. Роль железнодорожного транспорта особенно возрастает в зимнее время, когда возникают трудности транспортировки водным путем и по трубопроводам.
При доставке мазутов по железной дороге основные проблемы возникают при сливе их из цистерн. В наиболее общем случае при перевозке мазута железнодорожным транспортом как основное мазутное хозяйство, так и растопочное состоят из следующих элементов: приемно-сливного устройства, склада мазута, мазутонасоспой, установки для ввода жидких присадок, трубопроводных коммуникаций между сооружениями мазутного хозяйства и котельной.
Доставка мазута по железной дороге производится в вагонах-цистернах.
На железных дорогах РФ используются цистерны грузоподъемностью 25, 50, 60 и 90 т. Наиболее часто для перевозки жидкого топлива пользуются цистернами грузоподъемностью 50 и 60 т. Малотоннажные цистерны в перевозках мазутов составляют небольшую долю и постепенно выводятся нз обращения.
По числу осей цистерны подразделяются на двухосные, четырехосные и шестиоспые.
Во избежание аварийных ситуаций, излома рельсов, для продления срока службы нагрузка на магистральные железнодорожные линии не должна превышать 20,5 т. Основные характеристики цистерн приведены в табл. 3.2 и на рис. 3.1—3.3.
Конструкция наибольшей по грузоподъемности шестиосной цистерны приведена па рис. 3.1. Отличительной особенностью ее является наличие двух колпаков и двух сливных приборов.
При доставке па большие расстояния в осенне-зимних условиях Российской Федерации наибольшие проблемы доставляет опорожнение цистерн, так как температура мазута становится ниже температуры застывания. Поэтому перевозку мазутов целесообразно производить в цистернах с паровой рубашкой. На рис. 3.2 представлена конструкция четырехосной цистерны вместимостью 50 м3 с паровой рубашкой, выпускаемой на базе серийной цистерны того же объема. Паровая рубашка цистерны расположена снаружи в нижней части котла.
Наиболее часто для перевозки вязких нефтепродуктов используются цистерны вместимостью 60 м3 (см. рис. 3.3).
Также выпускаются специальные цистерны с тепловой изоляцией для поддержания нужной температуры нефтепродуктов. Некоторые нз них оборудованы внутренними аппаратами для подогрева застывающих нефтепродуктов.
Резервуары вагонов-цистерн, называемые котлами, выполняют сварными. Их подвергают гидравлическим испытаниям при давлении 0,4 МПа. При нормальных эксплуатационных условиях внутреннее давление не должно превышать 0,15 МПа. Резервуары цистерн имеют колпак, который рассчитан па увеличение объема мазута с повышением температуры. Он снабжен люком, закрывающимся откидной крышкой. Люк предназначен для налива топлива, осмотра и чистки цистерн.
Слив нефтепродуктов из вагонов-цистерн осуществляется через люки колпаков (верхний слив) или через нижние сливные приборы (нижний слив).
Для мазутов обычно используют нижние сливные приборы. Они бывают двух типов.
Универсальный сливной прибор, изображенный па рис. 3.4, состоит из сливного патрубка 1 диаметром 200 мм и длиной 570 мм, приваренного к котлу цистерны 7 со стороны фланца 2. Со стороны котла к фланцу привернута стойка 6, внутри которой перемещается клапан 3. При закрытии прибора с помощью маховика 5 и штока 4 клапан получает поступательное движение от нарезки на што-
98
Рис. 3.1. Шестиосная цистерна грузоподъемностью 90 т
100
Рис. 3.2. Четырехосная цистерна с паровой рубашкой для вязких нефтепродуктов грузоподъемностью 50 т
Рис. 3.3. Четырехосная цистерна грузоподъемностью 60 т
Рис. 3.4. Универсальный сливной прибор
102
Таблица 3.2. Железнодорожные цистерны для жидкого топлива (мазута)
Грузоподъемность, 1'	Масса пустой цистерны, т	Длина по осям сцепления автозацепок, м	Вместимость, м3	Внутренний диаметр, м	Длина, м	Площадь поверхности охлаждения м2
25	11	8,59	25,4	2,2	6,74	57,5
50	22,3	12,02	50	2,6	9,6	87
60	24,2	12,02	61,2	2,82	10,3	93
90	36	15,12	101	3,0	14,69	142
Примечание. Железнодорожные цистерны с паровыми рубашками для обогрева паром имеют следующие характеристики: площадь поверхности нагрева рубашки при объеме цистерны 50 м3 составляет 28,2 м"; устройство для слива диаметром 200 мм также обогреваемое; грузоподъемность 50 и 60 т.
ке и стойке. Конец сливного патрубка закрывается крышкой 11. Уплотнение соединений между патрубком 1 и крышкой 11, а также под клапаном 3 создастся прокладками 14 и 18. Крышка 11 прижимается к патрубку 1 винтом 12 и стопорится гайкой с рукояткой 13 в откидной серьге 10. Уплотнительные прокладки 14 и 18 закрепляются в клапане 3 и крышке 11 прижимными кольцами 76 и 20 при помощи шпильки 75 с гайкой 17и болта 19.
Для обогрева сливного патрубка предусмотрена паровая рубашка 8 с трубкой 9 для подачи пара. Сливной прибор испытывается на прочность и плотность при гидравлическом давлении 0,5 МПа в течение 10 мин.
Сливной прибор системы Утешииского диаметром 165 мм представлен на рис. 3.5. Этим прибором оборудованы цистерны старой конструкции.
Самопритирающийся с принудительной посадкой клапан 4 прижимается к седлу пружиной 5, которая упирается в кольцо 6, закрепленное на штоке 8. Благодаря нарезке, имеющейся па штоке и в хомуте 9, вращением маховика 7 клапану придается поступательное движение. Клапанная коробка 10 прикреплена через прокладку 3 к стенке 77 резервуара цистерны винтами 2, завинчиваемыми снаружи. Такое устройство позволяет производить замену внутренней части прибора без опорожнения цистерны.
Чтобы жидкость, находящаяся в цистерне, не могла вылиться при смене клапана, нижняя часть сливного патрубка 7 снабжена за-
12
Рис. 3.5. Сливной прибор системы Утешииского
движкой 75, которая через мягкое уплотняющее кольцо прижимается закрепительными рычагами 76 к наконечнику 13. Наконечник присоединен через прокладку 72 к нижнему штуцеру 14 сливного прибора.
Используется также конструкция [74] двустороннего сливного прибора (рис. 3.6,а). Этот прибор состоит из сливной коробки, прикрепленной к резервуару, штока 7 и заканчивающейся вверху маховиком, двух запирающих клапанов 2 и 3 и двух сливных труб 5 с дополнительными затворами на концах, вы-
103
веденными на обе стороны цистерны. Клапаны 2 и 3 раздвижные, причем прижатие клапана 2 к седлу обеспечивается пружиной 4. При неисправности или неплотном прилегании одного из клапанов герметичность обеспечивает другой клапан.
Известна [44] другая конструкция сливных приборов, обеспечивающих герметичность слива. К ним относится сливной прибор, изображенный на рис. 3.6, б. Это прибор замкового типа с гидравлическим приводом и дистанционным управлением. Сливная труба его может перемещаться в горизонтальном направлении на расстояние 1020 мм и в вертикальном — на расстояние 710 мм. Такое перемещение, осуществляемое гидроприводами, позволяет обеспечивать совмещение
сливной трубы с нижним сливным прибором вагона-цистерны, а также необходимое прижатие их друг к другу.
По сравнению с широко применяемыми вагонами-цистернами старой конструкции, оборудованными сливными приборами системы Утешинского, вагоны-цистерны с универсальными сливными приборами имеют ряд преимуществ:
за счет герметически закрываемого бензо-стойкого клапана они допускают перевозку и светлых нефтепродуктов;
допускают производить нижний слив нефтепродуктов;
имеют за счет увеличения диаметра сливного отверстия (200 мм) более ускоренный слив нефтепродуктов;
Рис. 3.6. Приборы для нижнего слива:
а — для нижнего двустороннего слива: 1 — шток с маховиком; 2, 3 — запирающие клапаны; 4 — пружина; 5 — сливные трубы; б— замкового типа с гидравлическим приводом: 1 — гидроцилиндр для горизонтального перемещения сливной трубы; 2— кожух; 5— обойма с уплотнениями; 4 — цилиндр горизонтальный; 5 — уплотнение; 6 — накладка; 7 — крышка двухстворчатая; 8 — сливная труба; 9— гидроцилиндр для вертикального перемещения сливной трубы; 10 — цилиндр сливной трубы; 11 — защелка; 12— рама сливного прибора
104
паровая рубашка сливного прибора позволяет с помощью подогрева паром устранять прилегание сливного клапана к седлу при разгрузке обводненных нефтепродуктов, а также значительно сокращать сроки слива топлива.
3.2.	Слив мазута из цистерн
Для слива поступившего топлива в топливно-транспортных цехах (ТТЦ) электростанций и на территории котельных сооружаются железнодорожные пути, соединенные с магистральными путями. Примыкание железнодорожных путей ТТЦ к магистральным производится только с разрешения Министерства путей сообщения (МПС).
Железнодорожные пути ТТЦ разделяются на следующие:
а)	для сливоналивных операций;
б)	обгонные и маневровые для подачи и уборки вагонов или составов;
в)	для обслуживания тарных складов и вспомогательных сооружений.
Протяженность путей, вдоль которых размещаются сливоналивные устройства, опре
деляется объемом и характером операций и не должна превышать максимальную длину одного мар1лрутного состава вагонов-цистерн. Сливоналивные устройства в совокупности с железнодорожными путями принято называть сливоналивным фронтом.
Слив мазута из цистерн в топливно-транспортных цехах электростанций производится па сливных эстакадах.
В комплекс сливных устройств для мазутных хозяйств входит эстакада, оборудованная паровыми стояками для подогрева нефтепродуктов в вагонах-цистернах, устройствами для подъема и перемещения переносных подогревателей и откидными мостиками.
На рис. 3.7 представлена односторонняя металлическая эстакада на четыре железнодорожные цистерны. Площадка в районе эстакады бетонируется. Эстакада оборудована четырьмя откидными мостиками, четырьмя устройствами для разогрева цистерн и паровым коллектором. Разогрев мазута в данном случае производится свежим паром, поступающим из парового коллектора в устройство, состоящее из гибких металлических рукавов,
12000
-0,80
12000
3>,75 I
Б—Б
6
Рис. 3.7. Односторонняя эстакада на четыре железнодорожные цистерны:
1 — сливной канал (лоток); 2— откидной мостик; 5 — подогревательное устройство; 4 — паровой коллектор; 5 — ось железнодорожного пути; 6, 7 — рабочее и нерабочее положения рукава подогревательного устройства; 8t 9 — поднятое и опущенное положения мостика
т
А
-0,15
^37

2


А
±0,00
105
Рис. 3.8. Односторонняя эстакада с межрельсовым желобом (поперечный разрез):
1 — металлические крышки желоба; 2— паропровод; 3 — паровой шланг; 4 — запорные клапаны; 5 — перекидной мостик; 6~ поворотная колонка для присоединения шланга при разогреве мазута открытым способом; 7— стояки эстакады; 8 — железнодорожная цистерна; 9 — паровая рубашка; 10 — сливные приборы; 11 — межрельсовый сливной желоб (лоток); 12— трубчатые подогреватели
Рис. 3.9. Двусторонняя эстакада с межрельсовыми желобами (поперечный разрез):
1 — четырехосная цистерна вместимостью 50 м3; 2— паровая рубашка цистерны; > — сливной прибор; 4 — межрельсовый железобетонный сливной желоб; 5 — подогреватели трубчатые; 6— металлические крышки желоба; 7 — паровой шланг; 8 — паропровод; 9— запорный клапан; 10— поворотная колонка для присоединения шланга при разогреве мазута свежим паром; 11 — эстакада
106
имеющих наконечники для закрепления на них эжекторных насадок. Заправка рукавов в цистерну осуществляется при помощи алюминиевой штанги диаметром 34 мм, длиной 4 м. Для вытаскивания их из цистерн применяется специальный крюк. На эстакаду должно быть изготовлено четыре штанги и четыре крюка.
Сливные эстакады (рис. 3.8—3.10) в поперечном сечении представляют собой платформы шириной 1,2 м, собранные из плоских железобетонных рам и расположенные выше головки рельсов. Вдоль всего фронта слива через каждые 6 м установлены стояки 7 из металла или железобетона, на которых смонтировано оборудование сливной эстакады (см. рис. 3.8). На стояках закреплены вертикальные отводы от общего паропровода 2, расположенного вдоль эстакады в канале или на отметке 3,5—4 м, для подачи пара к поворотной колонке 6 или к гребенке греющего прибора при разогреве мазута свежим паром. На эстакадах у каждого стояка имеются перекидные мостики 5 для подхода к головкам цистерн. Шлангом 3 осуществляется подвод пара к сливным приборам. Регулирование расхода (давления) пара, а также отключение его подачи осуществляются клапанами 4. Ма-
зут сливается в межрельсовый сливной желоб-лоток 11 шириной 930 мм. Сливные лотки выполняются с уклоном 1—2° от середины фронта слива к общему сливному лотку. На днище и боковых стенках лотка располагается трубчатый подогреватель 12 из труб диаметром 50 мм.
Для улучшения опорожнения лотков часто используют схему рециркуляции мазута из приемных резервуаров в лотки с помощью погружных насосов через подогреватели мазута.
Как уже говорилось, в силу высокой вязкости прибывающего в вагонах-цистернах мазута при его сливе возникают большие трудности. Подогрев мазута в вагонах-цистернах для обеспечения необходимой вязкости обычно требует больше времени, чем непосредственно слив.
Для опорожнения цистерн, как правило, применяют системы нижнего слива (см.
Рис. 3.10. Эстакада для разогрева и слива мазутных цистерн:
1 — труба диаметром 76x3 мм; 2— контур железнодорожного габарита Р2-Т; 3 — устройство для разогрева цистерны
рис. 3.4—3.6) и лишь при неисправности сливного прибора используются стояки. Необходимость в сооружении эстакад для этих случаев не отпадает, так как они нужны при осуществлении операций по подогреву мазутов в вагонах-цистернах.
Эстакады для слива мазутов снабжены поворотными кранами-укосинами для подъема и опускания переносных подогревателей.
Для подачи пара по эстакаде прокладывается коллектор с гибкими шлангами диаметром 40 мм, присоединяемыми к подогревателям. При применении слива под давлением на эстакаде существует трубопровод для сжатого воздуха.
Традиционные старые конструкции сливных лотков и желобов с боковым расположением, к сожалению, не обеспечивают ускоренный слив мазута из-за малых уклонов и
107
720
755
80
Рис. 3.11. Межрельсовые сливные желоба (поперечный разрез):
а — из монолитного железобетона; б— из сборного железобетона; 1 — распорные плиты; 2 — рельс; 3 — подкладка из дерева; 4— двустворчатые металлические механизированные крышки; 5 — бетон; 6— лоток для сточных вод; 7 — стенка желоба; 8 — днище желоба; 9 — фундаментные балки; 10— бетон для создания уклонов; 11 — бетонная подложка; 12 — балки бортовые; 13 — стеновые панели; 14 — подколонная плита; 13— колонна; 16 — арматура для замоноли-чивания; 77—плиты днища
малых площадей поперечного сечения. Возникают также сложности при механизации сливных операций.
Эти обстоятельства послужили причиной создания модернизированных сливных желобов, обеспечивающих слив вязких нефтепродуктов в короткие сроки. Вместимость желоба принимается равной вместимости маршрутного состава вагонов-цистерн, и размещается он под рельсами сливного железнодорожного пути, являясь для них основанием. Эти желоба получили название межрельсовых.
Они позволяют производить слив мазута из цистерн при полном открытии клапанов сливных приборов и сравнительно невысокой температуре подогрева нефтепродукта.
Сливной межрельсовый желоб (рис. 3.11) представляет собой заглубленную емкость прямоугольного сечения и большой длины, закрытую сверху железобетонными плитами и металлическими двустворчатыми крышками. Вдоль него расположены балки, на которые при помощи болтов крепятся рельсы.
Желоб имеет постоянную ширину и пере
менную высоту, равную 0,8—2,5 м, для обеспечения уклона дна в 0,005—0,01° от концов желоба к середине. В средней части желоба размещается приямок для стока, из которого берут начало отводные трубы, предназначенные для перекачки мазута. При двустороннем фронте слива каждый межрельсовый желоб оборудуется самостоятельным отводным трубопроводом.
Для разогрева мазута в межрельсовом желобе по дну и стенкам укладываются пароподогреватели из труб.
Межрельсовые желоба большой длины оборудуют крышками 1 (рис. 3.12) с автоматическим открытиелМ посредством гидравлической системы, сблокированной со световой сигнализацией (светофорами), запрещающей или разрешающей движение состава в зависимости от положения крышек («Открыто» или «Закрыто»).
Гидравлическая система состоит из двух маслопроводов 5, в которых создается давление масляными насосами, установленными в специальном помещении. Рабочим агентом в гидравлической системе служит незастываю-
108
Рис. 3.12. Механизм для открывания крышек желоба:
а~ поперечный разрез; б— план; 1 — крышка желоба; 2— рычаг крышки; 3 — маслопровод; 4 — гибкий шланг; 5 — цилиндр механизма для открывания крышки; 6 — шток; 7— поршень; 8 — сальник поршня; 9— петля; 10— стенка сливного желоба
щее масло. К маслопроводам подсоединены шланги "/для подачи масла к рабочим цилиндрам 5 механизма для открывания крышек 1. Создавая давление в одном из маслопроводов, можно воздействовать на одну сторону поршня в рабочем цилиндре и заставить его открывать крышки. При уменьшении давления в этом маслопроводе и создании его во втором поршень, перемещаясь в обратном направлении, закроет крышки.
Межрельсовые желоба для слива могут оборудоваться газоотводящей системой трубопроводов с газосборником во избежание выхода паров в атмосферу и в целях свободного выпуска паров из межрельсовых желобов непосредственно в атмосферу.
На рис. 3.13 приведены наиболее распространенные схемы слива мазута из вагонов-цистерн через нижние сливные приборы самотеком в желоб, расположенный сбоку приемного железнодорожного пути (односторонний слив) (рис. 3.13,а), или непосредственно в межрельсовый желоб (двусторонний слив) (рис. 3.13,^). При одностороннем сливе мазут из сливного прибора 1 стекает по переносному сливному лотку 2 в желоб 3, а из него по отводной трубе 4, идущей от середины желоба, поступает самотеком в резервуар 5. Сливные лотки изготовляют из тонкой листовой стали. Наибольшее распространение получили закрытые лотки круглого сечения. Длина лотков определяется расстоянием от
109
Рис. 3.13. Схемы слива мазутов из вагонов-цистерн:
а — открытый самотечный слив в желоб, расположенный сбоку; б~ нижний слив под давлением в межрельсовый желоб
оси железнодорожного пути до оси желоба и в большинстве случаев составляет не менее 3,5 м.
Желоба выполняют из несгораемых материалов: стали, бетона и железобетона. Они имеют прямоугольное сечение. Устанавливают их с уклоном в пределе 0,005—0,01°, располагая вдоль железнодорожных путей, с подъемом на 10—15 см над поверхностью земли; во избежание загрязнения сливаемого топлива желоба перекрывают откидными крышками.
Межрельсовый желоб 1 (рис. 3.13,0 размещают по оси симметрии железнодорожного пути и заглубляют в землю; рельсы в этом случае укладывают на стенки желоба. Топливо из межрельсового желоба по отводной трубе 2, проложенной под рельсами, стекает в резервуар. Длину желобов на сливном пути принимают равной длине цистерн, устанавливаемых на этом пути.
Отводные трубы круглого сечения для подачи мазута к резервуарам выполняют обыч
но стальными и укладывают их с уклоном более 0,02° в сторону течения мазута. В резервуаре отводная труба в соответствии с противопожарными требованиями должна заканчиваться гидравлическим затвором.
Желоба оборудуют подогревателями из труб диаметром 25—50 мм, располагаемых на дне и по стенкам. Используют также желоба с двойными стенками и дном, образующими паровую рубашку. В последнем случае облегчается очистка стенки рубашки от осевшей грязи.
Боковые (по отношению к железнодорожному пути) сливные желобы (рис. 3.13,а), как уже говорилось, не могут обеспечить быстрого и массового слива мазута. Конструкция желоба с межрельсовым расположением (рис. 3.13,0 значительно уменьшает длительность сливных операций, при этом обеспечивает меньшую обводненность мазута. Поэтому в последние годы стали применять преимущественно межрельсовые сливные желоба (см. рис. 3.8), представляющие собой железобетонный короб, открытый сверху, на стенках которого расположены балки для крепления железнодорожных рельсов.
Как и большинство технологических операций с мазутом, организация слива мазута регламентирована рядом нормативно-технических и руководящих документов. Так, согласно [47] слив мазута включает все операции:
по установке цистерн;
заправке греющих приборов;
разогреву и сливу мазутов;
пропарке (зачистке) цистерн;
сдаче зачищенных цистерн и подготовке их к отправке (закрытие верхних горловин, сливных приборов и пр.).
Перед расстановкой цистерн на путях должны быть выполнены следующие работы:
подготовлена схема перекачивания мазута из приемных емкостей в резервуары мазуто-хранилища;
удален конденсат из паропроводов через дренажи;
прогрет паропровод на участках от мазутонасосной до эстакады и на сливной эстакаде, а также паропроводы мазутных лотков, каналов, змеевиковых подогревателей в прием
110
ной емкости. Прогрев паропроводов во избежание гидравлических ударов должен производиться медленно после спуска конденсата через дренажи;
определены уровни мазута в резервуарах ма-зутохранилища, в которые предполагается произвести перекачку прибывшего мазута.
Основная задача персонала при сливе мазута должна заключаться в разгрузке прибывших маршрутных составов в установленные сроки без его потерь с наименьшим расходом пара и минимальным обводнением сливаемого мазута.
В соответствии с ГОСТ 1510-70 слив мазута должен производиться полностью.
При этом должна быть составлена технологическая карта (график) слива и обработки цистерн на путях приемно-сливного устройства (см. рис. 3.14, 3.15). При составлении технологической карты должны быть учтены на основе опыта эксплуатации общая вместимость сливных лотков и приемных резервуаров, эффективность подогревающих устройств на тракте слива, подача перекачивающих насосов и др. Число одновременно работающих сливщиков должно устанавливаться в соответствии с Типовыми нормами обслуживания основных цехов тепловых электростанций, при этом на сливной эстакаде должны работать по условиям техники безопасности одновременно, как минимум, два сливщика.
До начала слива мазута из цистерн сливщикам и обмерщикам топлива необходимо выполнить ряд предварительных операций.
Сливщики наверху эстакады должны: опустить переходные мостики на цистерны;
открыть крышки люков цистерн;
подвести поворотные стояки, опустить Т-образные штанги в цистерны и присоединить их к поворотным стоякам.
Сливщики внизу эстакады должны: откинуть крышки сливных лотков;
открыть крышку сливного прибора и прикрепить ее к цистерне;
установить металлические или брезентовые защитные кожухи на патрубки сливных
приборов, применяемые при ветреной погоде для предотвращения разбрызгивания мазута.
Операции наверху и внизу эстакады должны производиться одновременно.
Обмерщики мазута должны: определить в цистернах уровень мазута и его температуру;
отобрать пробы мазута из цистерн в соответствии с ГОСТом.
После выполнения подготовительных операций сливщики мазута открывают с применением инвентарных приспособлений клапаны сливных приборов, а также паровые клапаны поворотных стояков (не полностью — на 0,5—1 оборот) во избежание выплесков мазута через люк цистерны, закрывают люк каждой опорожняемой цистерны временной крышкой (металлической или деревянной) для уменьшения парения и сокращения времени слива и пропарки цистерн, после слива из цистерны примерно 5—10 т мазута полностью открывают паровые клапаны поворотных стояков, принимают меры во время слива мазута к недопущению переполнения лотков (прикрытием или полным закрытием клапанов сливных приборов отдельных цистерн).
После слива мазута должны производиться пропарка и зачистка цистерн. Длительность пропарки зависит от марки мазута, времени его доставки, типа цистерны, температуры окружающей среды и других показателей (в летний период продолжительность пропарки может составить 1,5—2 ч, в зимний период — 5—6 ч). Об окончании пропарки можно судить по характеру сливающегося продукта. Пропарка считается законченной при появлении из сливного патрубка цистерны конденсата без мазута.
Визуальное определение качества пропарки цистерн разрешается только после остывания их (прекращения парения). При этом должна быть видна нижняя образующая котла цистерны.
После остывания цистерн сливщики мазута снимают временную крышку, отсоединяют штанги от поворотных стояков, извлекают штанги из цистерн и кладут их на место,
111
предназначенное для их хранения, отводят от цистерн поворотные стояки.
Если в цистернах по каким-либо причинам остался мазут, должна быть произведена их зачистка специальными скребками, изготовленными из дерева или алюминия (во избежание образования искры), до полного удаления остатков мазута (спуск людей внутрь цистерн недопустим).
В соответствии с требованиями ГОСТ 22235-76 [69] при разогреве в тепляках (см. рис. 3.10) температура нагрева, °C, не должна превышать:
55 — для тормозных устройств (рабочей камеры, двухкамерного резервуара, воздухораспределителя, тормозного цилиндра, приборов грузового авторежима, концевых кранов, авторегулятора рычажной передачи);
70 — для соединительных рукавов, тормозной магистрали, воздушных резервуаров;
80 — для буксового узла на роликовых подшипниках;
90 — для поверхности котла цистерны, ее остальных узлов и деталей.
После окончания обработки цистерн следует:
проверить работу тормозного оборудования;
смазать все шарнирные соединения рычажной передачи и регуляторов хода поршня тормозного цилиндра;
проверить состояние букс цистерн; при обильном вытекании смазки из букс с роликовыми подшипниками следует вскрыть смотровые крышки и при необходимости добавить смазку. Работа должна выполняться лицом, имеющим право проведения промежуточной ревизии роликовых букс;
при необходимости дополнительной зачистки котлов цистерн осуществлять ее скребками из цветного металла или паром.
Разрешается закрывать котлы цистерн после вывода из рабочей зоны без предварительного охлаждения при условии, что в них не вводился пар.
3.3. Определение основных характеристик железнодорожных эстакад и желобов для слива мазута
К основным характеристикам железнодорожных эстакад при проектировании мазутных хозяйств относят их число и длину.
При расчете исходят из годового грузооборота и массовой нормы наливных маршрутов.
Максимальный тоннаж маршрутных составов из вагонов-цистерн определен в 4000 т (сдвоенные составы). По отдельным направлениям и дорогам массовая норма перевозки грузов устанавливается Министерством путей сообщения РФ.
Потребное число эстакад п определяют по формуле
_ GA^T n”8760GH’
(3.1)
где G — годовой расход мазута, т; GH — массовая норма наливного маршрута, установленная МПС для данной дороги, т; k$ — коэффициент неравномерности поступления составов равный 1,2—1,3; т— длительность слива мазута из одного состава, ч, с учетом времени на его подачу и отправку, равная обычно 1—2 ч; 8760 — число часов в году.
Длина сливных эстакад зависит от установленной массовой нормы наливных маршрутов и типа цистерн. Для состава из однотипных цистерн длина эстакады
(3.2) Рм^ц
где I— длина цистерны (по буферам), м; рм — плотность мазута, т/м3; Уц — вместимость цистерны, м3.
Длина эстакады для состава из разнотипных цистерн
L =	+ а212 + ••• + я^),	(3.3)
где 1Х, 12, .... 1п — длины цистерн (по буферам) различных типов, м; а2, ..., ап — число цистерн каждого типа по отношению к общему их числу, %; т — число цистерн в составе из разнотипных цистерн:
112
г = Gul
рЛ
2800-11
0,98 50
= 628,57
м,
где Уц1, Уц2, Уцп — вместимость цистерн каждого типа, м3 *.
Длина двусторонней эстакады сокращается в 2 раза по сравнению с длиной односторонней.
Пример расчета. Определить число и длину железнодорожных эстакад для слива мазута на ТЭС (Казанская ТЭЦ-1), если годовой расход мазута составляет 800 тыс. т, массовая норма наливного маршрута, установленная для станции,— 2800 т.
Составы комплектуются на 80% цистернами вместимостью 50 м8 и на 20% цистернами вместимостью 25 м8. Коэффициент неравномерности их поступления k3 = 1,3. Плотность мазута рм= 0,98 т/м\
Реальное время слива мазута из состава вместе с подачей и отправкой его принимается равным 8 ч.
Длина цистерны вместимостью 50 м8 (по буферам) Z|= 11 м, а цистерны вместимостью 25 м8 Д2=7,56 м.
1.	По формуле (3.1) определяем число эстакад:
800000-1,3-8
8760 Gu” 8760-2800
2.	Принимаем, что на Казанской ТЭЦ -1 должна быть одна сливная эстакада.
3.	Число цистерн в составе находим по формуле (3.4)
0,01рмцуц1+ЛЛ2)
_________2800_________ 0,01-0,98(80-50+20-25)
= 63,49.
Таким образом, в составе должно быть 64 цистерны.
4.	Длина эстакады определяется по формуле (3.3)
L=—(a,Z. +*/,)=—(80-11+20-7,56)=659,9 м, 100 11	22 100
те. длина эстакады должна быть 660 м.
Если эстакада с двусторонним сливом, то ее длина должна составить 330 м.
В последнее время на практике составы в основном на 100% комплектуются цистернами вместимостью 50 м8.
Проведем расчет в этом случае.
1.Число эстакад не изменилось: п = 0,33, т.е. должна быть одна эстакада.
2. Число цистерн в составе
G„	2800
т =-----------=-----------------= 57,14,
O.Olp^V^ 0,01-0,98-100-50
т.е. в маршрутном составе должно быть 58 цистерн вместимостью 50 м8.
3. Длина эстакады для состава из однотипных цистерн
будет определяться по формуле (3.2):
т. е. длина односторонней эстакады должна быть 629 м.
Длина двусторонней эстакады составит 315 м.
В настоящее время на Казанской ТЭЦ-1 под слив можно поставить на двустороннюю эстакаду 32 цистерны по 60 т.
К основным характеристикам сливных желобов относят площадь их живого сечения и диаметр отводных труб.
Площадь живого сечения желоба для слива мазута, м2, определяют по формуле
F>—,	(3.5)
V
где Q— количество топлива, которое должно проходить по желобу, м3/с; v — скорость течения мазута в желобе, которую принимают в пределе 0,1—0,4 м/с.
Следует отметить, что площадь Fb (3.5) находится без учета площади, занимаемой паропроводами или паровой рубашкой.
При конструировании желобов предусматривают, что высота их в середине (в местах расположения отводной трубы) больше, чем на концах.
Диаметр отводных труб определяется по формуле
I <72~mVm
d = ----------Z’
V Az
где V — кинематическая вязкость, см2/с; q — расход мазута, сливаемого по обеим ветвям желоба, м3/с; I — приведенная длина отводной трубы, м; Az— разность отметок оси отводной трубы у желоба и сливного резервуара, м; т, р!— постоянные.
При ламинарном режиме т = 1 и Pi= 128/ng; при турбулентном режиме ?п=0 и
8Х
к2 s'
где X — коэффициент трения, определяемый по формуле Блазиуса
113
X = 0,3164/Re.	(3.7)
Здесь число Рейнольдса
Re = -£-,	(3.8)
7trZV
9	«
где г — гидравлическим радиус, равный отношению площади трубы к длине ее внутренней окружности, м; g— ускорение свободного падения.
Полученный результат увеличивают на 15—20% для уменьшения площади сечения за счет находящихся в желобе паропроводов и для того, чтобы избежать затруднений при сливе, связанных с возможным недостаточным подогревом мазута.
Пример расчета. Определить площадь живого сечения сливного желоба на ТЭС (Казанская ТЭЦ-1) при сливе мазута М100 из 32 цистерн вместимостью 60 м3 на двусторонней эстакаде. Максимальное время слива т = 8 ч. Плотность мазута при 90 °C, рч = 0,958 т/м3, его кинематическая вязкость v = 118-10"ь м/с и скорость течения по желобу 0,2 м~/с. Одновременно найти диаметр отводных труб.
1.	Находим массу одновременно сливаемого мазута па одной стороне эстакады:
nV 32-60 о =---=------= 960 т.
2	2
2.	Находим количество мазута, которое должно протекать по желобу:
Q = —= - 960 =125,26 м3/ч = 0,035 м’/с. трм 8-0,958	'	'
3.	Определяем площадь живого сечения желоба по (3.5), которая должна быть не менее
4.	Окончательно принимаем площадь живого сечения 1,2 F=0,2m2.
5.	Находим диаметр отводной трубы для ламинарного режима течения мазута
/ a v
-----~! =
X Az
I 128 (O.OV^llSlO^)1/ = 0 3 \3,14-9,81	0,088
M,
где q — расход мазута, сливаемого по обеим ветвям желоба:
<7= 2(2=2-0,035 = 0,07 м3/с,
приведенная длина отводной трубы 1= 19 м; разность отметок оси отводной трубы у желобов и сливного резервуара составляет 0,088 м (данные проекта).
Для основных мазутных хозяйств можно приближенно принимать длину фронта разгрузки исходя из слива расчетного суточного расхода топлива (за расчетный суточный расход принимается расход мазута при 20-часо-вой работе всех агрегатов на номинальной нагрузке), по не менее 1/3 длины состава. Так, при длине фронта разгрузки 90 м при сливе в четыре ряда обеспечивается одновременный слив из 16 цистерн по 60 т или 8 цистерн по 120 т.
Для котельных с давлением пара не более 4 МПа и с температурой воды не более 200 °C длина фронта разгрузки мазута, применяемого в качестве аварийного или растопочного топлива, рассчитывается из условия: на одну железнодорожную цистерну для котельных мощностью до 100 МВт, на две железнодорожные цистерны — более 100 МВт.
3.4.	Продолжительность и нормы времени слива мазута
Говоря о технологии слива мазута из вагонов-цистерн или автоцистерн, следует прежде всего указать на то, что все операции слива строго регламентированы по времени соответствующими нормативными документами.
Так, например, регламентируемые временные сроки слива мазута из железнодорожных цистерн, определяемые Правилами перевозок отдельных видов грузов и выполнения коммерческих операций на станциях и железнодорожных подъездных путях, в летнее время не должны превышать:
в пунктах механизированного слива (с помощью насосов с механическим приводом) для цистерн грузоподъемностью до 20 т — 1 ч 15 мин, а свыше 20 т — 2 ч;
в пунктах немеханизированного слива (с помощью ручных насосов) для цистерн грузоподъемностью до 20 т — 2 ч, а свыше 20 т — 4 ч.
В теплый период года в случае необходимости разогрева мазута к установленному сроку прибавляется дополнительно 2 ч, а в
114
холодный период (с 15 октября по 15 апреля) в соответствии с указанными Правилами предприятиям предоставляются на разогрев и слив мазута следующие сроки:
для мазута марки М40 с условной вязкостью от 26 до 40 °ВУ или температурой застывания от 16 до 30 °C — 8 ч;
для мазутов марок Ml00 и М200 с условной вязкостью выше 40 °ВУ и температурой застывания выше 30 °C — 10 ч.
Время слива мазута из автоцистерн в течение всего года принимается в пунктах механизированного и немеханизированного сливов соответственно 1 и 2 ч.
В свою очередь, на электростанциях и в котельных нормативными документами [47] также строго регламентированы по времени и по порядку выполнения все технологические операции по сливу мазута. Этими документами предписано составление временных графиков всех технологических операций по сливу мазута в различное время года.
На рис. 3.14 приведен типовой временной график слива мазута для холодного периода года для следующих условий и продолжительности отдельных операций:
1)	марка мазута — Ml00;
2)	полное время обработки цистерн — 9 ч;
3)	число цистерн, обрабатываемых одним сливщиком, — 4 шт. (график составлен на два человека).
4)	время, затраченное на обмер цистерн (определение высоты налива, отбор проб, определение температуры мазута), выбирается согласно рис. 3.14;
5)	опускание пароподводящих устройств и открывание сливных клапанов производится после обмера цистерн;
6)	обработка цистерн проводится совместно двумя сливщиками. Сливщик, выполнивший операции внизу эстакады (8 цистерн), помогает другому, выполняющему работы наверху эстакады;
7)	объем сливных лотков и подача перекачивающих насосов достаточны для беспрепятственного слива мазута.
Также приведем пример типового времен-
Рис. 3.14. Типовой график слива мазута в холодный период года:
/— наверху эстакады: опускание переходных мостиков, открывание крышки люка цистерны; внизу эстакады: открывание крышек лотков и крышек сливных клапанов; //— обмер цистерны; III— открывание сливных клапанов цистерн; опускание и закрепление пароподводящих устройств; открывание паровых клапанов; IV— остывание цистерн; V— снятие пароподводящих устройств, дополнительная зачистка цистерн; VI — закрывание сливных клапанов цистерн; закрывание крышек люков цистерн; установка и закрепление переходных мостиков, закрывание крышек сливных клапанов
ного графика слива мазута в летнее время года (рис. 3.15), для следующих условий и продолжительности отдельных операций [поз. 1, 4, 5 и 7 — те же, что и для графика слива в холодное время года (см. с. 162—163)]:
2)	полное время обработки цистерн — 3 ч 34 мин (время обработки снижено на 10% по сравнению с установленным Правилами перевозок грузов.
3)	число цистерн, обрабатываемых одним
115
Рис. 3.15. Типовой график слива мазута в теплый период года. Обозначения те же, что и на рис. 3.14
Таблица 3.3. Формулы для определения времени слива мазута из цистерн
Вместимость цистерн, м	Универсальный сливной прибор (J=200 мм, = 560 мм,	Модернизированный сливной прибор системы Утешииского (d = 160 мм, /„,,= 632мм. l„p/d= 5,2)
25	т25= 180 + 2,1 104v	т2з = 280 + 8,0-104v
50	Тг>€ = 358 + 3,8-104v	т50=530 + 14,6-104v
60	т(1(, = 418 + 4,4 104v	т6„ =645 + 17,3- 104v
90	t9l) = 657 + 7,O-1O4v	твд= 1030 +27,2-104v
Для составления временных графиков разгрузки цистерн с мазутом можно также использовать расчетные формулы, приведенные в табл. 3.3 для различных сливных приборов [34].
Значение кинематической вязкости мазута v рассчитывается при средней температуре слива топлива по формулам, приведенным выше (см. гл. 1).
Приближенно время слива топлива разных марок в зависимости от грузоподъемности цистерн, температуры (вязкости) топлива и типа
Рис. 3.16. Номограмма для расчета времени слива мазута из цистерн [34]
сливного прибора можно также определить по номограмме, приведенной па рис. 3.16 [34].
На номограмме (см. рис. 3.16) /пр и б/ — приведенная длина патрубка и диаметр отверстия сливного патрубка.
3.5.	Подогрев мазута в цистернах при сливе
На электростанциях и в котельных мазут, доставляемый железнодорожными цистернами, обычно имеет низкую температуру и соответственно высокую вязкость или низкую текучесть. Все это делает практически невозможным слив мазута без дополнительного
сливщиком, — 5 шт. (график составлен на два человека),
6) обработка цистерн производится совместно двумя сливщиками. Сливщик, выполнивший операции внизу эстакады (10 цистерн), помогает другому, находящемуся наверху.
его подогрева.
В табл. 3.4 приведены ориентировочные значения средних температур прибывающего в цистернах мазута для различных географических и климатических поясов Российской Федерации.
Методика расчета температуры доставляе-
116
Таблица 3.4. Начальная температура мазута в железнодорожных цистернах
Территория РФ	Пояс	Температура мазута, °C					
		маловязкого		парафинистого		высоковязкого	
		Широкая цистерна	Узкая цистерна	Широкая цистерна	Узкая цистерна	Широкая цистерна	Узкая цистерна
Европейская	Северный	-10	-12	-2	-5	-7	-10
часть	Средний	-5	-8	+2	-2	-3	-6
	Южный	0	-2	+5	+2	-2	0
Сибирь	Северный	-15	-20	-5	-10	-10	-15
	Южный	-12	-15	-3	-7	-7	-12
Примечание. Вязкость от 10 до 50 °ВУ.
мого в железнодорожных цистернах мазута приведена ниже (см. гл. 5).
В соответствии с нормативными документами (ГОСТами и Уставом железных дорог) на пунктах приема и слива топлива необходимо провести тщательную зачистку цистерн. Обеспечить отсутствие остатков топлива в них в силу большого разнообразия конструкций сливных приборов и самих цистерн без специального оборудования для подогрева мазута практически невозможно.
Основным конструктивным недостатком цистерн с точки зрения неполноты слива является наличие в них уклонов от сливного прибора к торцам и буртиков сливных патрубков, выступающих до 50 мм внутрь котла. Только за счет обратных уклонов в каждой цистерне может остаться до 30—40 кг нефтепродуктов (конструктивный остаток). При неравномерном или недостаточном прогреве технологический остаток доходит до сотен и тысяч килограммов на одну цистерну.
Убытки крупной электростанции от неполного слива оплаченного топлива могут быть весьма значительны. В связи с этим вопросы сокращения потерь при транспортировке, сливе и хранении приобретают очень большое значение.
Крупным тепловым электростанциям, например мощностью 1800 МВт с расходом топлива 9000 т/сут (450 т/ч), даже при равномерной подаче железнодорожных составов с топливом необходимо опорожнять по 170 пятидесятитонных цистерн в сутки. На электростанции поступает главным образом высо
ковязкий топочный мазут марки М100, который даже в летнее время невозможно слить из цистерн полностью без подогрева. Температура прибывающего мазута в цистернах колеблется от -9 до +25 °C в пристенном слое у нижней образующей и от 2 до 50 °C в центре.
Температура застывания мазута Ml00 составляет около 20 °C, а теплопроводность и температуропроводность очень низки.
Чтобы обеспечить ускоренный слив мазута в регламентируемые нормативными документами сроки, требуется подогреть его до 30 °C для мазута марки М40 и 60 °C для мазута марки Ml00.
Для нормальной работы перекачивающих насосов температура топлива в приемной емкости должна быть равной 55 °C для мазута М40 и 70 °C для мазута Ml00, что соответствует вязкости не выше 30 °ВУ Нагрев мазута в цистерне до такой температуры обеспечивает достаточную скорость слива основной массы топлива, а для полного опорожнения цистерны необходим нагрев мазута до 70— 90 °C, для чего при прогреве только корпуса и сливного прибора температура этих элементов должна быть равной 80—100 °C [32].
Основной характеристикой мазута, влияющей на продолжительность слива и зачистки цистерн, является вязкость, зависящая, в свою очередь, от температуры.
Как уже говорилось, при низких температурах мазуты представляют собой неньютоновские структурированные жидкости с пределом текучести. С увеличением температуры предел текучести мазутов уменьшается,
117
Рис. 3.17. Классификация методов подогрева мазута при ускоренном сливе из цистерн
причем при стекании мазута с наклонной поверхности в интервале температуры 20— 40 °C толщина налипшего слоя пропорциональна пределу текучести.
При повышении температуры более 50 °C мазуты не имеют предела текучести и ведут себя в реологическом отношении, как ньютоновская жидкость.
Следовательно, чтобы очистить стенки котла цистерны (толщина налипшего слоя должна иметь минимально возможное значение), необходимо путем выбора температурного режима довести продукт до состояния ньютоновской жидкости, не имеющей предельного напряжения сдвига.
Известен также факт, что непарафинистые мазуты обладают текучестью при температурах ниже температуры застывания.
Все эти особенности реологического поведения мазутов используются в методах подогрева при ускоренном сливе из цистерн. Принципиально их можно разделить на две группы (рис. 3.17):
1) методы, в основу которых положен прогрев всей массы топлива в цистерне;
2) методы с местным (локальным) прогревом части топлива, обычно пристенной.
Слив с подогревом открытым способом. Этот способ часто называют подогревом свежим паром. Поскольку парк мазутных цистерн в своем большинстве не имеет специальных приспособлений, то на электростанциях и в котельных вынуждены применять самые разнообразные методы подогрева. Наиболее простейшим и часто применяемым из них является непосредственный ввод пара в цистерны.
На рис. 3.18 представлено устройство, монтируемое па приемно-сливной эстакаде, для подогрева мазута открытым способом (свежим паром). Устройство имеет три гибких герметичных рукава 1 с навинченными па них соплами 2 для подачи пара. Они присоединяются к поворотной паровой трубе 3. смонтированной на эстакаде.
В некоторых устройствах вместо гибких ме-
118
Рис. 3.18. Устройство для разогрева мазута свежим паром:
1 — гибкие герметичные рукава; 2 — сопла; 3— поворотная паровая труба
таллических рукавов применяются штанги, изготовленные из перфорированных труб.
Конструкция из штанг громоздка, обслуживание се сложно, преимущество заключается в возможности подвода пара в три разные точки цистерны.
Гибкие рукава нельзя установить в определенном положении, они часто выходят из строя и допускают большие утечки пара; однако они позволяют отказаться от необходимости присоединения и отсоединения разо-гревательного устройства при установке и уборке его из цистерн и обладают незначительной массой.
Сначала в цистерну подается центральный рукав, а затем, по мере прогрева мазута,— боковые разогревательиые штанги или рукава.
Струи пара, вытекающие из отверстий штанг с большой скоростью, способствуют перемешиванию его с мазутом. Несмотря на высокий коэффициент теплоотдачи при конденсации пара из-за высокой вязкости мазута зона эффективного подогрева распространяется лишь на ограниченный объем, прилегающий к отверстиям штанг. Скорость разогрева всей массы мазута в цистернах зависит от параметров пара и его расхода в единицу времени па тонну топлива.
Обычно рукава или штанги имеют отверстия диаметром 3—6 мм, расположенные в шахматном порядке. При этом общая площадь отверстий обычно вдвое больше площади проходного сечения рукавов. Диаметр трубопроводов для подачи пара составляет 25—38 мм.
Рис. 3.19. Наконечник с соплами Лаваля для подогрева мазута в цистернах открытым способом
Часто применяют трубы с наконечниками в виде сопел Лаваля (рис. 3.19). Пар, выходящий из этих сопел с большой скоростью, значительно глубже проникает в массу мазута и быстрее прогревает глубокие слои. Практика показала, что применение сопел Лаваля позволяет достичь экономии времени слива мазута до 2—3 ч. Расход пара на разогрев не превышает 2,5 т/ч на цистерну, т.е. около 5% массы мазута. При этом давление пара у сопел нс должно превышать 0,3 МПа, так как при большем давлении наблюдаются значительная вибрация цистерны и выброс мазута через верхний люк. Чем ближе это давление к 0,3 МПа, тем быстрее идет слив и тем меньше расход пара [73].
При сливе с подогревом свежим паром очень важно, чтобы давление его у входа в цистерну поддерживалось на достаточно высоком уровне. Снижаться оно может при сравнительно малом диаметре подводящих труб, отсутствии или повреждении их изоля
119
ции, утечке пара через неплотности, задержках в паропроводе конденсата из-за неправильной укладки труб, постороннем расходе пара из паровой линии. Такие причины часто возникают вследствие небрежного обслуживания установки и недостаточно тщательного надзора за ее работой.
Практика показывает, что эти причины могут вызвать увеличение времени слива топлива из цистерны примерно вдвое и повышенный расход пара. Для уменьшения времени слива мазута из цистерны, расхода пара и обводнения мазута необходимо перед пуском пара в цистерну удалить из паропровода скопившийся конденсат. Чтобы избежать лишнего попадания конденсата в мазут на линии, подающей пар для разогрева цистерн, необходимо установить водоуловитель и водоотводчик.
В начальный период разогрева большая вязкость мазута препятствует входу в него пара. В это время давление на впускной трубе должно быть не ниже 0,3 МПа (рекомендуется 0,8—1,0 МПа). Полезно иметь крышку с отверстиями для прогревающих труб, чтобы уменьшить потери пара при прогреве цистерны. Поскольку паропровод, подводящий пар к цистернам, расположен на открытом воздухе, необходимо иметь устройство для освобождения его от конденсата после прекращения работы в условиях отрицательных температур [56].
В целом рекомендуется [32, 56] для данного метода подогрева применять сухой насыщенный или перегретый пар (£<200 °C) с давлением от 0,2—0,3 до 0,6—0,8 МПа.
Разогрев топлива свежим паром приводит к значительному обводнению мазута, достигающему нередко 6—10%, а также к длительному простою железнодорожных цистерн под сливом.
Обводнение мазута марки Ml00 в результате разогрева свежим паром обычно приводит к перерасходу топлива на электростанциях в среднем за год на 0,35—0,50%. Для котельных перерасход мазута будет еще выше.
Основные недостатки разогрева мазута открытым способом заключаются в значительном обводнении его и в продолжительности
слива до 6 ч, хотя это и ниже установленных норм.
Для уменьшения продолжительности разогрева мазута и корпуса цистерны до необходимой температуры многие электростанции используют на сливных эстакадах пар с повышенным давлением (до 1,2—1,5 МПа и температурой 250-280 °C [57].
В [57] приведены рекомендации по использованию различных схем данного способа слива:
слив мазута М40 и М100 без предварительного прогрева с последующей пропаркой цистерны (холодный слив);
слив мазута после его предварительного подогрева в течение 0,5—1,5 ч с последующим спуском и одновременным последующим подогревом в течение 1,5—4 ч (совмещенный слив).
Как показали испытания, холодный слив позволяет уменьшить обводненность мазута, но затраты времени на слив и пропарку, а также расход теплоты на обработку цистерны в холодное время года увеличиваются. Кроме того, после слива мазут необходимо интенсивно подогревать в сливных лотках и приемной емкости с помощью поверхностных подогревателей или циркуляционным способом до температуры, при которой обеспечивается нормальная работа перекачивающих насосов.
Слив топлива из цистерн данным способом является весьма тяжелой операцией, особенно в зимних условиях, когда застывший в цистернах мазут имеет зачастую отрицательную температуру. Для его проведения в данных условиях требуется значительный штат рабочих-сливщиков. Так, например, если по расчету двое рабочих обеспечивают в течение смены слив пяти цистерн, на электростанции мощностью 2400 МВт требуется иметь в смену 42 рабочих-сливщика. При круглосуточном сливе с учетом подсменных рабочих общий штат сливщиков составит 167 человек.
Слив мазута с рециркуляционным подогревом. Принципиально технология слива мазута с рециркуляционным подогревом выглядит следующим образом. Перед сливом в
120
Рис. 3.20. Теплотехнологические схемы рециркуляционного подогрева мазута при сливе из цистерн
цистерну опускается переносной паровой подогреватель, с помощью которого прогревают сливные устройства.
Затем мазут центробежным насосом подается в наружный теплообменник и греется до высокой температуры, далее насосом под высоким давлением он перекачивается в цистерну. Горячая струя подаваемого насосом мазута размывает застывший продукт в цистерне, перемешивается с ним и нагревает его. Подогретый мазут из цистерны откачивается насосом, одна часть сливается в хранилище, а другая — направляется в теплообменник для подогрева и последующего размыва. Эта операция производится до полного опорожнения вагона-цистерны.
Температура подогрева мазута в наружном теплообменнике на 10—20 °C ниже температуры вспышки. Горячий мазут подается в цистерну под давлением (10—25) • 105 Па.
Известно несколько теплотехнологических схем циркуляционного подогрева мазута при сливе (рис. 3.20) [34].
Первая схема рециркуляционного подогрева (рис. 3.20,а) предусматривает после прогрева подогревателем 6 слив мазута через трубу 10 и лоток 7 в промежуточный бак 11, оборудованный подогревателем 1, Затем мазут по всасывающему трубопроводу 12 подводится к центробежному насосу 2 и через подогреватель 5 к брандспойту 8 для размыва и подогрева топлива в цистерне 9, Циркуляция продолжается до полного слива мазута из цистерны. Сливаемый мазут по трубопроводу 3 подастся в резервуар. После окончания слива мазут из трубопроводов, подогревателя и насоса спускается в дренажный бак 13. Заполнение насоса при откачке дренажного бака осуществляется с помощью парового эжектора 4. Промежуточный и дренажные баки обо-
121
Рис. 3.21. Установка для циркуляционного подогрева мазута при сливе из цистерн
рудованы паровыми змеевиковыми подогревателями.
Вторая схема (рис. 3.20,6) предусматривает организацию замкнутой циркуляции мазута через сливную трубу 10, соединенную гибким шлангом 14 со всасывающим трубопроводом 12 насоса. Для очистки мазута от механических примесей предусмотрен фильтр 15. Подогретый мазут отводится в приемный резервуар по трубопроводу 3. По тому же трубопроводу при необходимости подводится горячий мазут для заполнения трубопроводов циркуляционной системы при включении установки в работу. Предназначение остальных элементов такое же, что и элементов рассмотренной выше схемы.
По третьей схеме (рис. 3.20,в) циркуляция мазута осуществляется через сифонную трубу 16, при этом по мере подогрева в цистерне мазут откачивается в резервуары. Остаток его из цистерны при ее очистке стекает по сливному бачку в дренажный бак.
Конструкция серийно выпускаемой установки для циркуляционного подогрева, слива и зачистки остатков мазута из цистерн приведена на рис. 3.21 [44].
Перед сливом мазута из цистерны 6 в сливной патрубок 7 вставляется стакан 8 с паровой рубашкой, к патрубку механизмом 5 присоединяется шланг 9 от теплообменника 10.
В стакан и теплообменник пускается пар и открывается клапан сливного патрубка. Мазут из вагона-цистерны поступает в теплообменник, откуда нагретый до 40—50 °C забирается насосом 11 и по стояку со шлангом 2 через устройство 1 с раскладывающимися трубами-соплами подается внутрь вагона-цистерны. Вытекая из непрерывно двигающихся вдоль днища цистерны труб-сопел под давлением 1—1,2 МПа, горячий мазут интенсивно перемешивается с холодным и разогревает его.
Насос приводится в действие электромотором 12. Положение стояка со шлангом регулируется краном-укосиной 3 с лебедкой 4.
Перемещаясь вверх или вниз под давлением мазута, идущего на разогрев, поршень через шток и тягу поворачивает па опорах трубы-сопла. На концах труб-сопел устанавливаются скребки, которые при движении труб-сопел от середины вагона-цистерны складываются, а при обратном движении расправляются и счищают остатки. Слив мазута с зачисткой остатков производится за 2,5—5 ч.
В состав установки входят: винтовой насос марки МВН-10 (подача 36 м/ч; давление 2,5 МПа), электродвигатель мощностью 36 кВт и теплообменник с площадью поверхности нагрева 35 м2.
Этот способ слива наиболее экономичный, хотя по расходу пара он уступает спосо
122
бам слива с подогревом стационарными змеевиками и свежим паром, а по продолжительности — сливу с подогревом стационарными змеевиками. Достоинство способа — отсутствие обводнения мазута.
Циркуляционный подогрев мазута в цистернах широкого распространения не получил, в связи с тем что этот метод подогрева связан с использованием мощного оборудования (теплообменника, насосов и др.), сложностью управления и значительными капитальными затратами. При этом способе возможно переполнение цистерн в начале разогрева.
Слив под избыточным давлением. Избыточное давление в цистерне над поверхностью мазута создается с помощью пара или сжатого воздуха.
Этот способ находит достаточно широкое применение, так как большинство цистерн оборудовано герметическими люками и сливными устройствами.
Для создания давления (до 0,5 МПа) на люк колпака цистерны герметично устанавливают съемную крышку, на которой имеются патрубки для подвода пара или воздуха, для манометра и предохранительного клапана. Кроме того, на крышке имеется патрубок, через который можно при необходимости подвести пар к подогревателю для ускорения слива и зачистки цистерны.
Согласно [34, 35] применение избыточного давления уменьшает время слива на 50%.
Еще большее сокращение времени слива достигается при проведении этой операции под давлением с одновременным паровым подогревом сливного патрубка, однако при этом объем остатков мазута в цистерне такой же, как при сливе под давлением без подогрева сливного патрубка [34].
Применение избыточного давления для ускорения слива мазута дает наибольший эффект при использовании цистерн с паровой рубашкой. В этом случае благодаря скольжению топлива по горячей поверхности остатки при сливе отсутствуют. Цистерны должны быть оборудованы двумя предохранительными клапанами: один отрегулирован на избы
точное давление 0,5 МПа, второй — на разряжение 0,02 МПа.
Если слив происходит под давлением сжатого воздуха, то эстакада оборудуется воздухопроводом; если под давлением пара — то паропроводом. С шагом в 4 м па воздухопроводе или паропроводе устанавливают штуцера для присоединения гибких рукавов.
Расход сжатого воздуха составляет до 1,5 объемов опорожняемой цистерны.
Обводненность мазута при сливе под давлением меньше, чем при применении свежего пара.
Слив мазута из цистерн с подогревом при помощи переносных подогревателей. Применение наружных переносных подогревателей ограничено конструктивной особенностью железнодорожных цистерн — малыми размерами люков.
Согласно [44] переносные погружные подогреватели делятся на спиралеобразные и радиаторные (цилиндрические и плоские).
Из погружных подогревателей наибольшее распространение получили переносные подогреватели систем Гластовецкого и Чекмарева. Эти подогреватели опускаются в цистерну через люк. Они изготовляются из тонкостенных цельнотянутых труб диаметром 20—40 мм и состоят из трех секций — одной центральной и двух боковых, соединяемых друг с другом последовательно или параллельно гибкими рукавами, при помощи которых осуществляются также подвод к подогревателям пара и отвод конденсата. Для отключения подогревателей от паропровода каждая секция снабжена клапаном.
Центральная секция выполняется в виде прямого цилиндрического спирального змеевика, а боковые — в виде изогнутых змеевиков под углом 135°.
Расстояние между секциями подогревателя в рабочем положении в цистерне около 6 м. Для уменьшения массы и повышения эффективности теплоотдачи в подогревателях с площадями поверхности нагрева 17,1 и 23,1 м2 применяют оребренные трубы.
Конструкция змеевикового переносного
123
Рис. 3.22. Переносной погружной змеевиковый подогреватель Н548-51 (площадь поверхности нагрева 11,8 м2):
а — центральная секция; б— боковая секция; 1 — защитные полосы; 2 — труба d у= 32 мм; 3 — муфта; 4 — пробки для спуска конденсата; 5 — ребра жесткости; 6 — вход пара; 7 — выход конденсата
0,6—0,8 МПа. Секции подогревателя при нормальной работе следует соединять параллельно, так как при этом улучшается отвод конденсата. Для подогрева нефтепродуктов в цистернах с вместимостью котла 25—50 м3 [35] используют переносные подогреватели с площадью поверхности нагрева 23,1 м2, а для цистерн с вместимостью котла 25—145 м3 — с площадью поверхности нагрева 17,1 м2.
Как уже говорилось, диаметр люка не позволяет иметь подогреватели с большой площадью поверхности нагрева, обеспечивающей разогрев в цистерне топлива полностью и в установленные сроки. В цистерне остается часть холодного мазута (0,5—1,5 т), удаляемая вручную.
В целях усовершенствования переносных подогревателей применя-ется перемешивание разогреваемого мазута.
Подогреватель, создающий искус-
погружного подогревателя Н548-51 показана на рис. 3.22.
Основные характеристики паровых змеевиковых переносных погружных подогревателей представлены в табл. 3.5 [35].
Разогрев мазута в цистерне переносными подогревателями выполняется следующим образом. При низких температурах наружного воздуха, когда температура мазута значительно ниже температуры застывания, вначале опускают в цистерну боковые секции. При более высокой температуре мазута последовательно вводят левую, среднюю и правую секции подогревателя. Секции переносных подогревателей устанавливают в цистерны при помощи крана-укосины с ручной лебедкой. Иногда для передвижения подогревателей применяют подвесные дороги [35].
Принцип размещения подогревателей в цистерне показан на рис. 3.23.
В качестве теплоносителя целесообразно применять сухой насыщенный или слабо перегретый Цп < 200 °C) пар с давлением
ственную циркуляцию разогреваемой среды, изображен на рис. 3.24,а. Он хотя и обеспечивает повышение коэффициента теплоотдачи, но степень разогрева вдали от него практически мало отличается от разогрева при естественной конвекции и слой неразогретых остатков достигает высоты 10—20 см. Расчеты и наблюдения показывают, что на разогрев оставшегося слоя в 5 см требуется до 10 ч, а слоя в 10 см—до 38 ч [44].
На рис. 3.24,6' изображен подогреватель, обеспечивающий вынужденную конвекцию разогреваемой среды и подачу ее в нижнюю часть цистерны и к торцам через раскладывающиеся трубы-сопла. Рабочее положение подогревателя изображено на рис. 3.24,в. Циркуляция разогреваемой жидкости обеспечивается насосом.
Электрические переносные подогреватели (электрогрелки) применяются только для подогрева масел. Для слива мазута из цистерн в связи с более низкими температурами вспышки (по сравнению с маслами) электрогрелки не применяются.
124
Таблица 3.5. Основные технические характеристики паровых змеевиковых переносных погружных подогревателей для подогрева мазута в цистернах
Тип змеевика		Диаметр труб, мм	Поверхность нагрева, м2			Масса, кг
центральной секции	боковой секции		центральной секции	боковой секции	всего подогревателя	
Спиральный	Петлевой	25	1,5	1,5	4,5	—
»	Спиральный	40	3,5	4,0	11,5	—
»	»	40	3,2	4,3	11,8	72
»	Радиаторный	20/30	5,7	5,7	17,1	181
»	»	20/30	7,5	7,8	23,1	228
Вид I—I
Рис. 3.23. Размещение переносных погружных змеевиковых подогревателей в цистерне:
1 — цистерна вместимостью 50 м\ 2— цистерна вместимостью 25 м3; 3 — кран-укосина; 4— шланги для выпуска конденсата; 5— опорная стойка; 6— соединительная гайка; 7— паропровод; 8 — ручная лебедка; 9 — шланги для подачи пара; 10 — секция переносного подогревателя; 11 — положение секции подогревателя в цистерне
В целом подогрев мазута в цистернах переносными подогревателями малоэффективен по времени слива мазута и остатку его в цистернах.
Широкого применения этот метод не находит.
Слив мазута с подогревом в закрытых тепляках. При подогреве и сливе мазута в тепляке (рис. 3.25) должны соблюдаться следующие условия:
цистерна и мазут нагреты до температуры, обеспечивающей слив мазута и зачистку цистерн;
температура отдельных частей цистерны не превышает (согласно требованиям МПС):
для деталей автотормозного оборудования 50 °C; для соединительных шлангов и буксового узла 80 °C; для котла цистерны 90 °C; продолжительность полной обработки цистерн не должна быть более регламентированной нормами (летом 4 ч, зимой 8—10 ч);
тепляк перед вводом в эксплуатацию должен удовлетворять требованиям ГОСТ 22235-76 и принят по акту комиссией с участием представителей МПС или Управления железной дороги;
ответственность за соблюдение настоящих технических требований несут руководители предприятий, осуществляющих слив мазута из цистерн в тепляках. К обслужива-
125
Рис. 3.24. Усовершенствованные конструкции переносных подогревателей:
а — подогреватель, создающий вынужденную конвекцию разогреваемой среды; б— подогреватель с раскладывающимися трубами-соплами; в — рабочее положение подогревателя с трубами-соплами в цистерне; 1— электродвигатель; 2 — подогреватель; 3 — приводной вал; 4 — отверстие для слива продукта из насоса; 5 — шестеренчатый насос; 6 — конденсатоотводящая труба; 7— подогреватель насоса; 8— кожух; 9— труба, отводящая горячий продукт; 10— пароподводящая труба; 11, 12— отверстия для слива продукта из труб и из кожуха; 13 — механизм раскладки и сборки труб; 14 — наружный ряд подогревательных трубок; 15 — пропеллер; 16— внутренний ряд подогревательных трубок; 17— направляющий дефлектор
нию тепляка не допускаются лица, не прошедшие проверку знаний технических требований [71].
В настоящее время для слива мазута и зачистки железнодорожных цистерн в тепляке используется комбинированный подвод теплоты излучением от экранов, выполненных из обогреваемых паром труб, и конвекцией от подогретого циркулирующего воздуха (см. рис. 3.25).
В рабочей камере тепляка для одновременной обработки двух 60-тонных железнодорожных цистерн вдоль обеих сторон камеры установлены паровые экраны для нагрева этих цистерн тепловым излучением. В камере также расположены воздухораспределительные короба с направляющими патрубками, через которые подается горячий воздух, нагретый в калориферах. Между рельсами расположен сливной лоток с обогревающими
126
трубами, по которому сливаемый из цистерн мазут транспортируется в приемные емкости. Тепляк оборудуется приборами, измеряющими параметры и расходы пара и воздуха.
Опыты, результаты которых представлены в [70], показали, что при относительно «холодном» мазуте (например, с температурой в центре котла цистерны 10 °C, а в пристенном слое -5 °C) слив его и зачистка длятся часами и идут, как правило, одновременно.
При относительно «теплом» мазуте (например, с температурой в центре котла цистерны 40 °C, а в пристенном слое 10 °C) сначала происходит быстрый слив, а в дальнейшем идет зачистка.
Продолжительность слива и зачистки в тепляке колеблется в среднем от 1,7 ч в летнее время и до 3,7 ч в зимнее время.
Время слива мазута и зачистки железнодорожных цистерн в интервале температур от -9 до +25 °C можно определить по эмпирической формуле
т = 4,5/,’(Ш
где т — время слива и зачистки, ч; t — температура мазута в пристенном слое, °C.
Чтобы за это время не перегреть элементы цистерн и обеспечить слив мазута и их зачистку, приходится нагревать цистерну комбинированным способом. В начальный период нагревают боковые поверхности котла цистерны излучением от экранов и только после слива основной массы к нижней части котла подводят теплоту нагретым воздухом. При этом с учетом взрыво- и пожаробезопасности температура экранов не должна превышать 200 °C, а температура горячего воздуха, подаваемого в камеру, — 125 °C.
При обогреве цистерн только экранами увеличивается время полной их обработки, а боковые поверхности котла цистерны нагреваются выше пределов, допускаемых требованиями МПС [70].
Обогрев цистерн горячим воздухом (конвекцией) при низких его температурах, равных 60—65 °C, не обеспечивает слив мазута и зачистку цистерн, а при нагревании более горячим воздухом температура деталей тор-
Рис. 3.25. Рабочая камера тепляка:
1 — железнодорожная цистерна; 2 — тепляк; 3 — железнодорожный путь; 4 — сливной лоток; 5— излучающие паровые экраны; 6 — короб подогретого воздуха; 7— сопло; 8— короб выброса воздуха
мозного устройства превышает 50 °C, что по нормам МПС недопустимо.
При комбинированном способе нагрева на слив мазута и полную зачистку железнодорожных цистерн в опытном тепляке в зимнее время затрачивалось в среднем 0,1т пара на 1 т сливаемого мазута.
Для полной зачистки цистерны необходимо нагреть ее стенки, в том числе нижнюю часть котла, до температуры 65—70 °C, что обеспечивается при тепловых потоках излучающих экранов, равных 1163 Вт/м2, температуре горячего воздуха 100—120 °C и скорости его па выходе из сопел 20—25 м/с.
В целях обеспечения защиты цистерн от перегрева тепляк должен быть оснащен автоматическими регистрирующими устройствами и регуляторами для контроля и поддержания в допустимых пределах значений технологических параметров, влияющих на нагрев цистерны. При необходимости для этих же целей следует предусматривать защитные и охлаждающие устройства. Применять воду для охлаждения цистерны запрещается.
Перед подачей цистерн в рабочую зону тепляка воздух из тормозной системы должен быть выпущен, рукава тормозной магистрали должны быть отсоединены, а рукава
127
Рис. 3.27. Конструкции цистерны с паровой рубашкой в поперечном сечении (а) и сливного патрубка (6)
крайних цистерн подвешены или закрыты специальными заглушками [71].
Способ имеет ряд преимуществ по сравнению с подогревом свежим паром: уменьшается время разогрева цистерн и увеличивается оборачиваемость парка цистерн, отсутствует обводнение мазута, увеличивается фактический запас его на ТЭС примерно на 5%, используется конденсат греющего пара, уменьшается загрязнение территории и число загрязненных мазутом ливневых стоков, улучшаются условия работы и сокращается количество обслуживающего персонала [32].
Слив мазута из цистерн с паровой рубаш
кой. Общий вид цистерны с паровой рубашкой представлен на рис. 3.26,а, а конструкция непосредственно паровой рубашки — на рис. 3.26,61
Паровая рубашка 2 (рис. 3.26,6) образована стальными листами 6, приваренными к уголкам 5 и швеллерам 4, которые, в свою очередь, при помощи сварки прикреплены к нижней части котла 1. Сливной клапан и патрубок 3 также снабжены наружной паровой рубашкой.
Конструкции сливного прибора и цистерны в поперечном сечении представлены на рис. 3.27.
Пар под давлением 0,3 МПа подводится к штуцеру паровой рубашки цистерны, нагревает сливной патрубок, поступает в паровую рубашку по всей длине цистерны через вырезы швеллеров, расположенных поперек рубашки. Конденсат пара отводится по желобу, устроенному вдоль нижней части паровой рубашки, через патрубок. За несколько минут температура стенки обогреваемой части повышается до 80 °C, и холодный мазут начинает скользить по горячей поверхности к сливному патрубку. В этих условиях средняя температура мазута, поступающего в приемное устройство, может быть значительно ниже температуры застывания.
128
Время слива мазута из цистерн с паровой рубашкой уменьшается в 2,5—3,5 раза. Кроме того, при сливе мазута из цистерны с паровой рубашкой удельный расход пара на слив в зависимости от марки мазута и температурных условий сокращается в 2,2—2,5 раза.
Работы по приему цистерн с паровыми рубашками связаны с затратами по реконструкции устройств слива в связи с необходимостью сооружения высоких платформ и изменения схемы слива.
Конструкция эстакады для приема цистерн с паровой рубашкой приведена на рис. 3.9. Отличие этих эстакад заключается в необходимости прокладки в сливных желобах мощных паровых нагревателей. Тем не менее расход пара для этих цистерн в 1,5—2 раза меньше, чем цистерн с обогревом открытым способом.
Выпускаются эти цистерны вместимостью 50 м3 с площадью поверхности нагрева у паровой рубашки 28,4 м2. К недостаткам цистерн, кроме увеличения капитальных затрат на сооружение эстакад следует отнести то, что они имеют массу тары 26 т, что на 1,3 т больше массы тары обычных цистерн. Увеличение массы тары составляет 5,3% и вызывает непроизводительное увеличение объема грузовых перевозок.
Учитывая, что слив мазута из цистерны с паровой рубашкой не приводит к его обводнению, в таких цистернах более целесообразно перевозить мазут в первую очередь для электростанций, котлы которых переведены на работу с малыми избытками воздуха.
Слив мазута с использованием электро-индукционного подогрева. Из методов, в основе которых лежит непосредственное использование электроэнергии, наиболее эффективным является электроиндукцион-ный подогрев цистерны.
Индукционный подогрев производится при помощи соленоида, выполненного из проволоки с малым сопротивлением (медь, алюминий), внутри которого помещается подлежащая нагреву емкость или трубопровод с нефтепродуктом. Через соленоид пропускается электрический ток, который со
здаст вокруг него переменное магнитное поле, индуктирующее в стенках обогреваемого трубопровода или сосуда вторичный ток, преобразующийся в теплоту [44].
Эксплуатация установки с электроиндук-ционным подогревом показала, что время слива сокращается в 2,5—3 раза по сравнению со сливом с паровым подогревом, исключена обводненность мазута, достигается автоматизация процесса слива.
Подогреватель (рис. 3.28) состоит из двух отдельных каркасного типа полуцилиндров 2 и 3, изготовленных из полосовой стали, на которых смонтирована электрообмотка из медного или алюминиевого провода 4 с площадью сечения 95—150 мм2. Каждый провод, смонтированный па полуцилипдрическом каркасе, имеет вид полукольца, верхний и нижний концы которого имеют штекерные контакты 5.
Полуцилиндры с проводами крепятся на металлических рамах 6, имеющих по две пары колес, служащих для передвижения левого и правого полуцилиндров к цистерне 2, когда требуется подогрев стенок, и для обратной откатки их от цистерны после подогрева и слива мазута.
При совмещении полуцилиндров все полукольца проводов, расположенные группами по длине цистерны, соединяются при помощи штекерных контактов, образуя целые витки обмотки. Штекерные контакты каждой группы собраны на жестких изоляционных кольцах. Полуцилипдрические каркасы с обмоткой, установленные на тележках, передвигаются к цистерне и в свое первоначальное положение с помощью механизмов с электроприводом.
К обмоткам подводится однофазный или трехфазный электрический ток напряжением 120; 220; 380 В (в зависимости от принятой схемы соединения групп обмотки [44]).
К достоинствам метода относится также полнота слива мазута, что позволяет обходиться без зачистки цистерн. Удельный расход энергии составляет 30—70 кДж/кг, общая себестоимость метода примерно в 3 раза меньше, чем при паровом подогреве. Метод
129
И
i—
а)
Рис. 3.28. Электроиндукционный подогреватель для цистерн: а — до наложения обмотки на вагон-цистерну; б~ в рабочем положении
также позволяет производить слив мазута из цистерны в холодном состоянии.
К недостаткам метода относят наличие большого числа разъемных контактов.
Слив мазута на установке высокочастотного подогрева цистерн. Суть метода состоит в том, что поток инфракрасных лучей от излучателей направляется на поверхность цистерны. Инфракрасные лучи нагревают металлическую поверхность, которая передает теплоту прилегающему к ней пограничному слою мазута, вызывая при сливе скольжение его по горячей поверхности. По характеру процесса разогрева этот метод не отличается от способов подогрева в цистернах с паровой рубашкой и индукционного подогрева.
Здесь также не требуется для слива разогревать весь объем мазута. В данном способе разогрева почти нет потерь теплоты в окружающую среду, так как наружная сторона подогревателей не является теплопередающей [44].
Излучатели с внешней стороны имеют тепловую изоляцию, и весь поток тепловой энергии доходит до нагреваемой поверхности практически без потерь. Теплота, сообщаемая емкости, используется с высоким КПД, что сокращает мощность установки до приемлемых для практики значений.
Ламповые нагреватели инфракрасного излучения показаны на рис. 3.29. Излучатели выпускаются промышленностью трех основных типов: ламповые, трубчатые и газовые. Первые два — электрические.
130
Учитывая высокую эффективность инфракрасного нагрева, автором [44] предложено этим способом разогревать нефтепродукты в цистернах перед сливом. Электрическое подогревательное устройство инфракрасного излучения для одной 50-тонной цистерны состоит из четырех подогревателей мощностью по 7 кВт. Подогреватели навешиваются или накладываются на котел цистерны. Устройство подогревателей изображено на рис. 3.30 [44].
Подогреватель состоит из трубчатой рамы (каркаса) 7, собранной из алюминиевых или стальных труб диаметром 20-25 мм. Внутренняя поверхность подогревателя криволинейная, радиус изгиба 7?= 1,5 м, что соответствует радиусу котла цистерны грузоподъемностью 90 т. Такой радиус изгиба внутренней поверхности подогревателя обеспечивает возможность его применения для цистерн грузоподъемностью 50 и 60 т с радиусами котлов соответственно 1,3 и 1,4 м.
В трубчатую раму 1 изнутри помещен защитный кожух 2, изготовляемый из тонколистовой стали (рис. 3.30,а). В кожухе 2размещаются отражательные рефлекторы 3, выполненные из полированного алюминия. В оптических центрах рефлекторов укреплены серий-
Рис. 3.29. Установка высокочастотного подогрева:
7 — излучатели светло-красного накала; 2 — излучатели темно-красного накала
ные взрывобезопасные трубчатые инфракрасные излучатели 4 с нихромовой спиралью, запаянной в трубки излучателя. Длина подогревателя равна 3 м, высота — 2,5 м. Мощность каждого излучателя составляет 250 Вт. В каждом подогревателе установлено по 28 излучателей. Масса одного подогревателя около 120—150 кг. Электроэнергия подводится к излучателю при помощи гибкого кабеля. Температура на поверхности трубчатого излучателя не превышает 250 °C, а на поверхности котла цистерны— 150 °C, что соответствует температуре пара при давлении 0,2—0,5 МПа [44].
Подогреватели 3 (рис. 3.30,0 навешены на цистерну 2. Два подогревателя шарнирно соединяются в одну группу, подвешенную па
3000	3000
Рис. 3.30. Подогреватели инфракрасного излучения для вагонов-цистерн Н.М. Оленева [44]: а — элемент подогревателя; б— навесные подогреватели; в — то же, накладные
131
Таблица 3.6. Сравнительные характеристики методов слива и подогрева мазута из цистерн
Показатель	Слив с подогревом открытым способом	Цистерны с паровой рубашкой	Слив с инфракрасным подогревом
Расход пара, кг/ч	830	320	—
Расход электроэнергии, кВт • я	—	—	28
электротали 6 к монорельсу 7, по которому электроталь может перемещаться вдоль оси сливного пути. При отсутствии цистерн па сливном фронте подогреватель 3 поднимается электроталью в нерабочее положение 5 за пределы габарита 4 подвижного состава. После подачи цистерн под слив подогреватели опускаются.
Для обслуживания сливного фронта необходима безмостковая эстакада 8 с проходной площадкой 13. Для открывания люков колпаков обслуживающий персонал переходит с площадки 13 на лестницу 12 вагона-цистерны. На правом пути изображены габариты котлов 9, 10 и 11 вагонов-цистерн грузоподъемностью 90, 60 и 50 т. Нефтепродукты из вагона-цистерны при полностью открытом клапане сливаются через сливной прибор 15 в межрельсовый двухсекционный желоб 7, вмещающий весь груз из цистерн. Сливной прибор 15 снабжен для обогрева двумя инфракрасными излучателями 14 [44].
В [44] приведены (табл. 3.6) сравнительные характеристики трех методов слива мазута с подогревом и для цистерн вместимостью 50 м3.
Из таблицы следует, что система слива с подогревом при помощи инфракрасных излучателей имеет эксплуатационные расходы в 2,28 раза меньше по сравнению со сливом из вагонов-цистерн с паровой рубашкой и в 5,9 раза меньше по сравнению со сливом из цистерн (подогрев — «открытым» способом). Метод весьма эффективен также для подогрева остатков мазута при зачистке цистерн [34]. Экономия топлива за счет отсутствия обводнения мазута и расхода пара на подогрев составляет около 1%.
Слив мазута из цистерн при помощи виброподогрева. Известно, что вибрация —
весьма эффективное средство для уменьшения вязкости высоковязких материалов.
Поскольку мазуты при низких температурах относятся к неньютоновским жидкостям, то эффект уменьшения вязкости в них при наложении вибрации проявляются очень ярко. Мазуты относятся к классу структурированных сред, и наложение вибрации разрушает структурные связи и, как следствие, приводит к уменьшению вязкости в зоне применения вибрации.
При сливе мазута из цистерн нашли применение виброподогреватели, конструкция одного из них приведена на рис. 3.31.
Подогреватель состоит из двух секций тонкостенных труб 5 эллиптического сечения, присоединенных шарнирно к нижней траверсе 6. Тягами 4 секции соединены с верхней траверсой 3, свободно перемещающейся по вертикальным трубчатым стойкам, которые используются для подачи пара и конденсата из подогревателя. Колебания секций обеспечиваются паровым поршневым приводом 7, установленным па стойках, при помощи винта-штока 2 и верхней траверсы.
Подогреватель в сложенном состоянии (рис. 3.31,а) вводится в цистерну через люк и жестко закрепляется на его фланце. При вращении випта-штока 2 верхняя траверса 3 перемещается вниз и подогреватель занимает рабочее положение. Площадь его поверхности нагрева составляет 5,56 м2, тепловая мощность — 448 кВт, мощность парового привода - 4,8 кВт [44, 72].
Эллиптические трубы имеют размеры 30x80 мм.
Паровой поршневой привод 7, установленный на вертикальных стопках подогревателя, перемещает штоком 2 вверх и вниз верхнюю траверсу, заставляя секции совершать
132
Рис. 3.31. Переносной виброподогреватель для разогрева мазута в железнодорожных цистернах:
а — подогреватель в сложенном виде; б — раскрытый подогреватель
колебания, активизирующие теплообмен и циркуляцию жидкости.
Амплитуда колебания средней точки подогревателя 2а = 250 мм, частота п = 90 мин'1, что создает скорость колебаний (по средней точке) v = 0,83 м/с.
Цистерна мазута вместимостью 50 м3 нагревается подобным виброподогревателем от 0 до 60 °C за 3,5 ч.
3.6. Зачистка цистерн
Согласно стандарту потребители должны возвращать цистерны с нижними сливными приборами полностью очищенными от остатков топлива. Остаток недопус-
Часто для зачистки цистерн используют препарат МЛ, представляющий собой композицию из синтетических поверхностно-активных веществ с добавками электролитов.
На рис. 3.32 представлена схема для установки механизированной промывки цистерн [34].
В отстойнике 1 подогревают воду змеевиковым пароподогревателем до температуры 80—90 °C. В баке 2 готовится концентрированный (20—30%-пый) раствор моющего препарата перемешиванием его паром. Раствор через насос 3 и эжектор 4 разбавляется горячей водой отстойника 1 до концентрации 0,3—0,5% и под давлением (7-5-10) • 10э Па подается в промывочный прибор 5 типа OK-ЦНИИ, который опускают на штанге в горловину цистерны 6. В нижней части прибора установлена турбинка, вращающая корпус прибора с соплами.
Вытекающие горячие струи моющего раствора отмывают поверхность цистерны от мазута. Образующаяся при этом эмульсия через сливной прибор стекает в лоток 7, проходит через пескоуловитель 8 для отделения механических примесей и поступает в отстойник, где быстро разрушается. Отделившийся мазут через 2—3 ч отводится в сборник Я где происходит дополнительное его отстаивание в течение 4—6 ч при температуре 60—70 °C. Содержание воды в мазуте после отстоя составляет 5—30%; при примене-
тим и на днище, и на стенках цистерн.
Простейшая технология зачистки цистерн заключается в удалении остатков мазута, промывке, протирке и просушке их. При этом применяют паровые эжекти-рующие насадки. Промывку цистерн проводят приборами РПТ4, после чего ее продувают сжатым воздухом и обтирают ветошью.
Недостатками этого метода являются большие затраты тяжелого ручного труда и сильная обводненность остатков мазута.
Рис. 3.32. Схема установки для механизированной зачистки цистерн
133
нии отстойника каскадного типа оно может быть равно 5—10%. Отстоенный мазут откачивается насосом 10. Моющий раствор после отделения от него мазута подогревается до температуры 80—90 °C и снова подается на промывку. Многократное использование раствора позволяет сократить сброс сточных вод в 10—15 раз.
Цистерны с остаточным слоем мазута М40 высотой 70—80 мм промываются в два цикла, а мазута М100 — в три, четыре цикла. Расход моющего раствора на цистерну составляет 2,5—3 м3, а препарата МЛ-2 — примерно 4—5 кг. После промывки в цистерну для ее просушки в течение 8-10 мин вентилятором под давлением 0,01 • 10э Па подается атмосферный воздух. Расход его составляет 180—200 м3. В процессе просушки из цистерны удаляются пары нефтепродукта и влаги, а температура внутри пес снижается до 30—35 °C.
После просушки в цистерну спускается рабочий, одетый в специальный пневмокостюм-скафандр, и сгоняет остатки раствора в сливной прибор. Подобная технология обработки цистерн позволяет на 40—50% сократить время их простоя по сравнению с временем простоя при ручной зачистке, снизить расход пара и повысить качество промывки.
Сточные воды промывочно-пропарочных станций перед их сбросом подвергаются очистке от нефтепродуктов и механических
примесей. По схеме, разработанной МПС (рис. 3.33), очистка сточных вод от нефтепродуктов проводится путем коагуляции содержащихся в них примесей и напорной флотации сжатым воздухом [34].
Сточная вода из нефтеловушки 1 поступает в сборный резервуар 2 и насосом 3 подается в напорный резервуар 4. Во всасывающую линию насоса подводится воздух от эжектора 18. В насосе и в напорном трубопроводе воздух перемешивается с водой и растворяется в пей. Избыток воздуха удаляется через поплавковый клапан 5. Давление в напорном резервуаре контролируется с помощью манометра 6. Аэрированная вода через клапан 11 поступает в приемную камеру 10 флотатора 9. В эту же камеру из промежуточного бачка 7 с помощью дозирующего клапана 8 и эжектора 19 подастся раствор коагулянта. В приемной камере флотатора вода перемешивается с коагулянтом, деаэрируется и переливается через водослив 12 во флотационную камеру 13, где происходит напорная флотация.
Из-за понижения давления растворимость воздуха в воде уменьшается, и образующиеся при деаэрации мелкие пузырьки воздуха, поднимаясь вверх, увлекают с собой эмульгированные нефтепродукты. Вводимый коагулянт (серпокислый алюминий или хлорное железо) способствует разрушению эмульсии. Образующаяся при этом пена при помощи движущихся скребков 14 сбрасывается в пе-
134
ноприемник 17. Для размыва пены через форсунку 16 подводится вода. Раствор из пе-ноприемника подается насосом в нефтеловушку, а очищенная вода поступает по трубам 15 в карман, расположенный сбоку флотационной камеры, а затем через мерный водослив направляется в сборную емкость.
Установки подобного типа позволяют очищать сточные воды с содержанием нефтепродукта до 1 кг/м3 с производительностью до
40 т/ч. Количество извлеченных нефтепродуктов из воды по такой схеме варьируется в пределе 70—90%. Из-за остаточного содержания нефтепродуктов эту воду нельзя сбрасывать в водоемы, и она может быть повторно использована для промывки цистерн [34].
По правилам охраны поверхностных вод от загрязнения в сбросных водах мазутного хозяйства допускается содержание мазута не более 0,1 г/м3.
Глава 4
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ХРАНЕНИЯ МАЗУТА
4.1.	Классификация и основные характеристики резервуаров для хранения мазута
На ТЭС и в котельных мазут хранится в резервуарах, в которых также осуществляются его прием, подогрев, выдача и обезвоживание.
На рис. 4.1 приведена соответствующая ГОСТ 1510—84 [32] классификация резервуаров, применяемых для хранения мазута. Согласно этой классификации существуют следующие резервуары: подземные, стационарные. и передвижные (резинотканевые).
В зависимости от способа строительства и глубины заложения подземные резервуары подразделяются на шахтные, бесшахтные и траншейные.
Стационарные резервуары делятся на две основные группы: металлические (стальные) и железобетонные.
Металлические резервуары могут быть горизонтальными цилиндрическими и вертикальными цилиндрическими. Горизонтальные цилиндрические резервуары бывают с коническими, плоскими, цилиндрическими и сферическими крышами.
Вертикальные цилиндрические резервуары могут быть с конусными, щитовыми и сферическими кровлями. В зависимости от способа сборки различают полистовые и рулонные вертикальные резервуары.
Согласно ГОСТ 1510—84 вертикальные цилиндрические резервуары для мазута монтируются без понтонов и газовой обвязки, которые обычно используются для светлых нефтепродуктов.
Металлические резервуары сооружаются в
районах Крайнего Севера, в районах с сейсмичностью более шести баллов и при расширении мазутохрапилищ, состоящих из наземных металлических резервуаров.
По типу конструкции железобетонные резервуары подразделяются на прямоугольные и цилиндрические. Согласно ГОСТ 1510—84 железобетонные резервуары для темных нефтепродуктов, в частности мазута, конструируются без газовой обвязки, но в отличие от металлических с понтонами и плавающими крышами.
Для храпения мазута на станциях сооружаются в основном железобетонные резервуары сборной конструкции. Монолитные железобетонные резервуары возводятся на значительном расстоянии от потребителя.
Использование железобетона для строительства резервуаров имеет свои преимущества и недостатки. Например, достоинством является то, что обеспечивается значительная экономия стали, но при этом сооружение железобетонного резервуара обходится примерно в 2 раза дороже, чем сооружение стального. Из эксплуатационных преимуществ необходимо отметить, что железобетонные резервуары гораздо дольше поддерживают температуру мазута, прошедшего предварительный подогрев.
Из-за утечек мазута через неплотности в стыках панелей надежность таких резервуаров меньше, чем стальных. Стоит отметить [28], что железобетон имеет слабое сопротивление растяжению, вследствие чего появляются многочисленные трещины. В настоящее время этот недостаток железобетона устранен путем применения предварительно напряженных конструкций или обжатия
136
Рис. 4.1. Классификация резервуаров для хранения мазута
стен кольцевой арматурой, а также за счет использования плотных бетонов. К недостаткам можно отнести то, что площадь застройки мазутохранилища с железобетонными резервуарами на 25% больше, чем площадь застройки мазутохранилища со стальными резервуарами, при их одинаковой вместимости.
Резервуары для хранения мазута могут быть также наземными, полуподземными и подземными.
Наземным [44] называется такой резервуар, у которого днище находится па уровне или выше уровня планировочной отметки прилегающей территории или заглублено не более чем на половину высоты резервуара. Такое расположение их позволяет производить строительство наземных мазутонасосных, что улучшает условия эксплуатации мазутного хозяйства и повышает надежность работы. Обычно для основных, резервных и растопочных мазутных хозяйств ТЭС резервуары выполняют наземной конструкции с обсыпкой или обвалованием грунтом.
Полуподземным [44] называется такой резервуар, который заглублен более чем на половину своей высоты. При этом наивысший возможный уровень мазута находится на высоте не более 2 м над прилегающей территорией.
У подземного [44] резервуара наивысший возможный уровень мазута в резервуаре находится на 0,2 м ниже отметки прилегающей территории. Во избежание неконтролируемой утечки мазута в почву, которая может привести к загрязнению подземных грунтовых вод, такие резервуары должны быть полностью герметичны. Но тем нс менее подземные резервуары более безопасны по сравнению с наземными, так как авария на одном из них не угрожает соседним резервуарам. К преимуществам подземных резервуаров также можно отнести: стабильность температурного режима хранения мазута, быстроту его перекачивания в другие резервуары в случае протечек мазута.
Учитывая возможность разлива мазута в случае аварий, наземные и полуподземные
резервуары ограждаются сплошным земляным валом или огнестойкой стеной высотой не менее 1 м. Ширина земляного вала в верхней части принимается не менее 0,5 м.
Вместимость мазутохранилищ для ТЭС и котельных принимается согласно данным табл. 2.29 и 2.30 (см. § 2.13) в зависимости от назначения мазутного хозяйства и способа доставки мазута. Рекомендации по выбору вместимости резервуаров для различных типов котлов приведены в табл. 2.32 (см. также § 2.13). Например, для растопочных мазутных хозяйств ТЭС она составляет 1000, 2000 и 3000 м3; для основных и резервных мазутных хозяйств ТЭС — 5000 (при подаче мазута по трубопроводам), 10 000, 20 000, 30 000, 50 000 и 100 000 м3; для основных и резервных мазутных хозяйств котельных — 25, 50, 100, 200, 400 и 1000 и3.
Для хранения мазута в основных, резервных и растопочных хозяйствах проектируется не менее двух резервуаров. Аварийное топливо допускается хранить в одном резервуаре.
Для подогрева и перемешивания мазута основные резервуары оборудуются секционными подогревателями, которые устанавливаются в непосредственной близости от заборных патрубков основных насосов и насосов рециркуляции. Во многих случаях для дополнительного подогрева мазута резервуары подключены к линиям рециркуляции. На перекрытиях устанавливаются дыхательные и предохранительные клапаны, огпепреградители, а также смотровые люки.
При проектировании мазутохранилищ необходимо руководствоваться эксплуатационными и конструктивными качествами резервуаров, а также технико-экономическими показателями при их строительстве.
К эксплуатационным качествам резервуаров [44] относят: а) непроницаемость для мазута; б) герметичность для паров мазута; в) несгораемость, долговечность и стойкость воздействию мазута; г) доступность для очистки от отстоя и осадков, окраски и ремонта; д) безопасность хранения; е) надежность действия оборудования при наполнении и опорожнении.
138
Конструктивными качествами [44] являются: а) простота формы; б) унификация и взаимозаменяемость отдельных элементов резервуаров; в) возможность промышленного серийного изготовления конструкций и быстрого монтажа; г) наиболее эффективное использование несущих свойств материалов.
К технико-экономическим показателям [44] относятся: а) стоимость сооружения самих резервуаров; б) стоимость планировки парка резервуаров, ограждений и обвалований, пожарных проездов, водопровода и канализации, технологических и тепловых сетей; в) расход стали, бетона и железобетона; г) объем земляных и других строительных работ.
Обычно на территории мазутного хозяйств вблизи склада мазута предусматривается сооружение склада масла (турбинного и изоляционного) с маслоаппаратной.
4.2.	Подземные бесшахтные, шахтные и траншейные резервуары
Подземные резервуары предназначены для длительного (измеряемого месяцами и годами) хранения мазута. На электростанциях и в котельных, где необходимо хранить мазут постоянно в подогретом состоянии, такие способы хранения и конструкции не применяются. Тем не менее такой способ хранения жидкого органического топлива имеет место в отдельных случаях. В связи с этим целесообразно дать обзор основных конструкций резервуаров для подземного хранения мазута.
Подземные бесшахтные резервуары сооружаются геотехнологическим способом в каменной соли или вечномерзлых горных породах. При этом глубину заложения их [76] следует принимать в зависимости от глубины залегания и мощности толщин покрывающих пород, но, как правило, не менее 10 м. Вечномерзлые горные породы должны находиться в естественном твердомерзлом состоянии и быть химически нейтральными и по отношению к мазуту. При сооружении бесшахтных резервуаров максимальная естественная температура горных пород должна быть ниже на 2 °C температуры их оттаивания. Дно резервуара следует проектировать коническим.
Рис. 4.2. Принципиальная схема бесшахтного резервуара в вечномерзлых породах:
1 — оголовок обсадной колонны; 2 — обсадная колонна; 3 — цементное кольцо; 4 — трубопровод для залива нефтепродукта; 5 — уровнемер; 6 — уровень нефтепродукта; 7— парогазовое пространство; 8 — нефтепродукт; 9—ледяная облицовка; 10— насос для отбора нефтепродукта; 11 — струеотбойное устройство
В состав подземных бесшахтных резервуаров (рис. 4.2) [76] входят подземная полость, технологическая скважина, эксплуатационные колонны и технологическое оборудование. При сооружении таких резервуаров в вечномерзлых породах внутреннюю поверхность кровли облицовывают слоем льда толщиной не менее 0,01 м. Для обеспечения охлаждения скважины в период сооружения, поддержания средней температуры мерзлых пород в затрубном пространстве не выше их естественной температуры и максимального давления мазута в резервуаре технологические скважины крепятся обсадной колонной.
Подземные шахтные резервуары могут иметь любую конфигурацию, что позволяет использовать преимущественно горные выработки рудников и шахт по добыче полезных ископаемых. Глубину заложения кровли шахтных резервуаров следует выбирать от 10
139
2	3	4 5	6	7	3
Рис. 4.3. Принципиальная схема однокамерного шахтного резервуара:
1 — технологическая скважина; 2 — трубопровод для заливки нефтепродукта; 3 — теплоизоляция оголовка; 4 - дыхательный клапан; 5— оголовок колодца; 6— эксплуатационный колодец; 7 — смотровой колодец; 8 — перемычки; 9 — наклонный ствол; 10— насос в зумпфе; 11 — распределительное устройство для слива нефтепродукта; 12— ледяная облицовка; 13 — выработка-емкость с нефтепродуктом
до 40 м. Максимальная естественная температура вечномерзлых горных (скальных) пород, при которой допускается размещать в них шахтные резервуары, должна быть ниже температуры их оттаивания на 1 °C.
В шахтном резервуаре (рис. 4.3) [76] следует предусматривать эксплуатационный колодец 6 и технологические скважины 7, оборудованные сливными устройствами 2, обеспечивающие рассредоточенный слив мазута через распределительное устройство 11. Продольный уклон кровли в сторону эксплуатационного колодца принимается равным не менее 0,002. На дне резервуара предусматривается зумпф, где установлен насос 10 для сбора и удаления воды из резервуара. Для предотвращения затекания талых вод оголовок колодца 5, покрытый теплоизоляцией 3, приподнимают над рельефом местности. Для обеспечения герметичности резервуара, пропуска технологических труб и сохранения качества мазута, предусматриваются перемычки 8. Внутренняя поверхность, как правило, имеет ледяную облицовку 12.
Подземные траншейные резервуары (рис. 4.4) [76] проектируют в виде протяженной выработки, разработанной открытым буровзрывным способом. Стенки промораживают до образования льда 2 толщиной не менее 5 см. Траншейные резервуары (длиной не более 200 м, шириной 20 м) следует располагать
протяженной стороной в направлении господствующих зимних ветров с подветренной стороны от ближайших зданий и сооружений. Глубина залегания резервуаров не должна превышать 15 м. Почва должна иметь уклон в сторону эксплуатационного колодца не менее 0,002. Для полной герметичности резервуара предусматривается перекрытие 7, выполненное из несгораемых строительных материалов (в основном из металла и железобетона). Снаружи, а также в местах сопряжения перекрытия с грунтом оно покрывается слоем несгораемой изоляции 5.
Для обеспечения равномерного распределения мазута в конструкции предусматривается эксплуатационный колодец 72 и сливное устройство, состоящее из трубопровода для залива 6 и распределительного устройства для слива 14. Вода, попавшая в резервуар, скапливается в зумпфе, откуда откачивается насосом 13.
В рассмотренных выше подземных резервуарах не предусматриваются подогрев и очистка нефтепродуктов. Поэтому они, как уже говорилось, предназначаются в основном для длительного хранения топлива. На ТЭС такие резервуары не применяются.
Однако для выдачи мазута из подземного резервуара необходим его предварительный подогрев. На рис. 4.5 [77] представлена принципиальная технологическая схема под-
140
Рис. 1.4. Подземный ледопородный резервуар траншейного типа:
/ - вечномерз лая порода; 2— ледяная облицовка; 3— резервуар с нефтепродуктом; 4 - узел сопряжения перекрытия резервуара г мерзлой породой; 5 - теплоизоляция; 6 - трубопровод для залива; 7 — перекрытие: 8 — воздушный теплообменник; 9— электродвигатель; /О - дыхательный клапан; 11 — помещение насосной; 12- эксплуатационный колодец; 13 — насос; 14 - распределительное ус тройство для слива нефтепродукта
земного резервуара шахтного типа для высоковязких нефтей рол у ктов с подогревом. Осуществляют предварительный и местный подогревы.
Предварительный подогрев предназначен для снижения вязкости в пределах, обеспечивающих стекание мазута к мест}7 отбора. Подогрев проводят с помощью змеевиковых и секционных подогревателей 2.
Местный подогрев необходим для уменьшения вязкости мазута с целью лучшей его
перекачки насосом 4. При этом используются местные подогреватели 3 (теплообменные аппараты). Секционные подогреватели расставлены равномерно по всей емкости У, а местные подогреватели устанавливаются у всасывающих трубопроводов насосов 5.
В качестве теплоносителя при предварительном подогреве используются насыщенный пар или горячая вода, а при местном подогреве — насыщенный пар или электроэнергия.
Рис. 4.5. Принципиальная технологическая схема подземного хранилища высоковязких нефтепродуктов:
1 - выработка-емкость; 2 — общий подогреватель; 3- местный подогреватель; 4 — насос для перекачки нефтепродуктов; 5 — сливсналивной трубопровод; 6, 7— подводы теплоносителей; 8 - дыхательный трубопровод; 9 - залив нефтепродукта; 1(1 — буферный резервуар; 11 -- насосная станция; 12 — железнодорожная цистерна
141
Способы хранения мазута в подземных резервуарах постоянно совершенствуются. Так, например, ВНИИпромгаз разработал технологическую схему, позволяющую снизить вязкость мазута путем насыщения его углекислым газом [78].
Анализ показывает, что с увеличением объема хранилища общие капитальные вложения, эксплуатационные расходы, приведенные затраты и металлоемкость возрастают, а удельные показатели уменьшаются.
4.3.	Металлические резервуары
Металлические (стальные) резервуары имеют цилиндрическую форму и подразделяются на горизонтальные и вертикальные.
Горизонтальные цилиндрические резервуары в большинстве случаев изготовляются в заводских условиях и направляются готовыми на место монтажа. Монтаж таких резервуа
ров занимает меньше времени и обходится дешевле, чем монтаж вертикальных резервуаров. Металлоемкость их выше, чем вертикальных.
На ТЭС такие резервуары нс получили распространения из-за их малых объемов. Их устанавливают в основном на распределительных нефтебазах, нефтеперерабатывающих заводах, объектах сельского хозяйства и, самое главное в мазутных хозяйствах котельных.
Конструктивно горизонтальные резервуары (рис. 4.6) [44] подразделяются на резервуары с плоскими, коническими, цилиндрическими и сферическими днищами.
Для хранения нефтепродуктов под избыточным давлением наиболее выгодны следующие резервуары: при давлении до 40 кПа — вместимостью 3, 5 и 10 м3, диаметром менее 2,8 м, с плоскими мембранными днищами; при давлении до 50 кПа — вместимостью 25, 50 и 75 м3, диаметром 2,8—3,25 м, с коничес-
Рис. 4.6. Горизонтальные стальные резервуары: а — с плоскими днищами (типовые); б— с коническими днищами; в — с цилиндрическими днищами
142
Таблица 4.1. Технико-экономические показатели горизонтальных цилиндрических резервуаров с различными конструкциями днищ
Резервуар	Масса металла резервуара, кг	Масса металла на 1 м3 вместимости, кг	Общая длина сварных швов, м	Длина швов на 1 м3 вместимости, м
С плоскими днищами, усиленными ребрами жесткости, вместимостью 46,5 мч	3525	75,8	208,2	4,5
Со сферическими днищами, вместимостью 51 м3	3270	64,2	159,0	3,1
С плоскими мембранными днищами, вместимостью 51 м3	3222	63,0	187,2	3,7
С цилиндрическими днищами конструкции Е.Н. Лессинга, вместимостью 50 м3	2887	57,7	137,6	2,7
кими днищами; при давлении до 70 кПа — вместимостью 75, 100 и 150 м3, диаметром 3,25 м, с цилиндрическими днищами конструкции Е.Н. Лессинга; при давлении более 70 кПа — со сферическими днищами [44].
Обечайки 1 горизонтальных резервуаров имеют ступенчатое расположение или выполняются встык, так же выполняются и продольные швы корпуса. Для придания корпусу резервуара большей жесткости монтируются специальные кольца 3, выполненные из угловой стали. Для более крупных резервуаров (50 и 70 м3) кольца жесткости усиливаются связями в форме треугольника. Для осмотра резервуара в верхней части установлен люк с крышкой 2.
Резервуары с плоскими днищами устанавливаются наземным или заглубленным способом.
Резервуары с коническими днищами могут устанавливаться только наземным способом, при этом они опираются на седловидные опоры.
Сравнительные технико-экономические показатели горизонтальных резервуаров с днищами различных конструкций приведены втабл. 4.1 [44].
При изготовлении горизонтальных резервуаров необходимо придерживаться следующих конструктивных и технологических решений, предусмотренных типовыми проектами [79]:
а)	сборка корпуса производится царгами с подвариантами соединения отдельных царг
между собой (по длинной стороне) как внахлестку, так и встык;
б)	образование корпуса производится методом «сворачивания» с соединением отдельных листов между собой по длинной стороне внахлестку, а по короткой — встык;
в)	прикрепление плоского или конического днища к корпусу резервуара производится с применением отбортовки, а также плоское днище крепится к корпусу без отбортовки на окаймляющих уголках;
г)	указанные варианты конструкции применяются для корпусов резервуаров шириной 1000, 1400, 1500, 2000 мм. Для подземного расположения (с заглублением до 1200 мм) используются резервуары с такой же конструкцией корпуса, как и для подземного расположения с плоскими днищами, вместимостью 10, 25, 50, 75 и 100 м3, но обязательно усиленные дополнительными диафрагмами [79]. Кроме того, применяются также резервуары для подземного расположения вместимостью 25, 50, 75 и 100 м3, в которых сохранена конструкция корпуса и днища по предыдущему варианту, но кольца жесткости и диафрагмы выполнены из гнутых профилей [79].
Резервуары с коническими днищами или для подземного хранения имеют дополнительные буквенные обозначения: соответственно КД или П.
К горизонтальным резервуарам предъявляются следующие основные требования и ограничения [79, 90]:
143
они предназначены для хранения нефти и нефтепродуктов с плотностью до 900 кг/м3;
внутреннее избыточное давление паров в воздушном пространстве не должно превышать 4000 мм вод. ст. (0,4 МПа). При условии применения повышенных методов контроля сварных швов по требованию потребителей допускается повышение избыточного давления до 0,7 МПа. Подземные резервуары рассчитаны на то же внутренние давление и установку в грунт на глубину 1200 мм от поверхности земли до верха корпуса. Допускается давление не выше 100 мм вод. ст. (0,01 МПа);
испытание на прочность и герметичность производится водой под давлением рисп = = 1,25/?раб. Испытание воздухом допускается при давлении не выше 0,25 МПа;
резервуары для наземного хранения нефтепродуктов должны опираться на две седловидные опоры. Ширина каждой из этих опор (вдоль резервуара) должна быть не менее 300 мм, центральный угол охвата резервуара седлом на опоре около 90°. Конструкцию опор разрабатывают с учетом местных условий расположения резервуара и особенностей грунта;
резервуары для подземного хранения нефти и нефтепродуктов укладываются на песчаную подушку, отсыпаемую по профилированной грунтовой подготовке. При заглублении в землю конструкция должна быть защищена стойким антикоррозийным покрытием. Над заглубленным резервуаром на поверхности земли, помимо собственного веса грунта, не допускаются иные постоянные или подвижные (временные) нагрузки;
горловина резервуара по отношению к поверхности корпуса принята выступающей с плоской крышкой на болтах;
для всех наземных резервуаров предусмотрены навесные съемные лестницы легкого типа из прокатных профилей стали;
для конструкций резервуаров приняты следующие марки стали:
а)	для оболочки резервуаров толщиной 4 мм и более, а также для кольцевых ребер жесткости и диафрагм — мартеновская сталь группы В (Ст Зкп с дополнительными требо
ваниями на изгиб в холодном состоянии согласно ГОСТ 380—60);
б)	для оболочек толщиной менее 4 мм — та же сталь или мартеновская сталь группы Б с дополнительными требованиями на изгиб в холодном состоянии согласно ГОСТ 380—60.
Институтом «Промстальконструкция» разработано семь типоразмеров резервуаров с номинальной вместимостью 3, 5, 10, 25, 50, 75 и 100 м3. Всего существует 104 варианта конструкций, в том числе 64 варианта с плоскими днищами, 36 вариантов с коническими днищами и 4 варианта с плоскими днищами для подземного хранения с облегченными диафрагмами [79].
Вертикальный цилиндрический резервуар состоит из следующих основных элементов: днища, стенки и покрытия. Покрытие опирается только на стенку резервуара или на стойку, устанавливаемую в центре. Для восприятия ветровой нагрузки стенку резервуара усиливают одним или несколькими кольцами жесткости.
Кроме того, на резервуаре устанавливают эксплуатационное и защитное оборудование, лестницу, устройство для грозовой защиты и ограждение кровли. Вертикальные резервуары сооружаются на поверхности земли. Как правило, основанием для них служит песчаная подушка. Вся поверхность днища опирается на основание.
Вертикальные цилиндрические резервуары строятся с конусными, щитовыми или сферическими кровлями (крышами). Наиболее широкое распространение получили стальные вертикальные цилиндрические резервуары с плоским днищем и конической крышей (уклон 1 : 20). Они в этой серии рассматриваются как типовые. В основном такие резервуары бывают сварными, что позволяет экономить до 20% металла по сравнению с клепаными резервуарами. К тому же сварные резервуары способны выдерживать внутреннее избыточное давление в газовом пространстве до 2 кПа.
При изготовлении корпуса резервуара стальные листы располагают короткой стороной вертикально. Замкнутое расположе-
144
Рис. 4.7. Стальные вертикальные цилиндрические резервуары с конической крышей и плоским днищем:
д — изготовляемый полистовым способом (вид спереди); б~ то же (разрез); в — то же (план покрытия резервуара); г — с рулонированным днищем и корпусом, щитовой кровлей и решетчатой стойкой (вертикальный разрез); д- то же (план щитов покрытия с прямым раскроем); е— то же, с центральной стойкой в виде трубы (вертикальный разрез); ж — то же (план щитов покрытия с радиальными прогонами); 1 — полуферма; 2 — кольцевые балки; 3 - радиальные балки; 4~ центральная стойка; 5— опорная стойка фермы; 6— растяжки; 7 — связи; 8 — решетчатая центральная стойка; 9— центральная стойка в виде трубы
ние листов в одном ряду по окружности резервуара образует пояс.
Пояса резервуаров в корпусе могут иметь следующее взаимное расположение (рис. 4.7) [44]:
ступенчатое, с перемежающимся располо
жением поясов — внешним и внутренним (верхние слои) (рис. 4.7, г, ё)\
телескопическое, когда каждый последующий верхний пояс входит в предыдущий (рис. 4.7, а,
смешанное, когда нижние пояса распола
145
гаются ступенчато, а верхние — телескопически;
встык [применяется в резервуарах, свариваемых в заводских условиях под слоем флюса, (рис. 4.7, г, е)].
Стальные вертикальные резервуары различаются также по способу сборки.
Применяются резервуары полистовой сборки с внутренним давлением в газовом пространстве до 2 кПа, а также резервуары с тем же внутренним давлением, по с корпусом, выполненным методом рулонироваиия.. Резервуары вместимостью 100—5000 м3 изготовляются из рулонных заготовок.
На рис. 4.8 [75] представлен сварной вертикальный резервуар с конусной кровлей вместимостью 5000 м3, изготовленный из рулонов (конструкция Промстройпроекта).
Резервуары вместимостью 100—2000 м3 изготовляются методом полистовой сборки.
Характеристики стальных вертикальных цилиндрических резервуаров вместимостью 100—5000 м3 приведены в табл. 4.2 [28].
Полная вместимость обычного резервуара определяется по внутреннему диаметру первого пояса и высоте стенки.
Для одинаковых типов резервуаров по мере увеличения их вместимости уменьшается относительный расход металла на 1 м3.
Рулонный способ сооружения резервуаров заключается в том, что они па месте монтажа собираются из готовых полотнищ (рулонов), которые доставляются по железной дороге. При сборке рулоны наворачиваются па ре-
Рис. 4.8. Вертикальный стальной резервуар с конусной кровлей вместимостью 5000 м3:
1 — перекрытие; 2 — кожух; 3 — железобетонные плиты-противовесы; 4— шахтная лестница
шетчатую центральную стойку (резервуары с конусной кровлей) или па центральную стойку в виде трубы (резервуары со щитовой кровлей). Рулонный метод изготовления резервуаров получил широкое распространение из-за многих достоинств. Прежде всего повышается качество сварки и надежность корпуса и днища, сокращаются объем сварочных работ и продолжительность монтажа. Таким методом собираются резервуары со щитовой кровлей и со сферическим покрытием.
В табл. 4.3 приведены основные технические характеристики сварных цилиндрических резервуаров вместимостью до 20000 м3.
Для районов со скоростным напором ветра 0,55 и 1,0 кПа стенки резервуаров вместимостью 2000, 3000 и 5000 м3 усиливаются горизонтальным кольцом жесткости, а стенки резервуара емкостью 1000 м3 укрепляются кольцом жесткости при напоре ветра 9,81 МПа.
В резервуарах вместимостью 10 000 м3 кольцо жесткости устанавливается на верхнем поясе стенки с шгутрепней ее стороны; оно воспринимает ветровой напор (0,3 кПа) и распор от сферической кровли. Верхняя часть стенки резервуаров со щитовой кровлей иногда усиливается приваркой вертикальных уголковых стоек. Это делается в случае, если толщина поясов не удовлетворяет условиям устойчивости [80].
Наиболее распространенными в настоящее время являются конструкции днища с прямыми или сегментными окрайками. Среднюю часть днища собирают из полотнищ, свариваемых из листов стандартных размеров (преимущественно 1500x6000 мм) или из листов большего размера при наличии рулонной листовой стали. При этом один из монтажных стыков между полотнищами должен проходить посредине днища, выполняемого из рулона.
Крайние листы, называемые окрайками, располагаются по окружности днища. Для резервуаров РВС-2000, РВС-3000 и РВС-5000 они толще основных листов днища. У резервуаров вместимостью 100—1000 м3 все листы днища имеют одинаковую толщину. На лис-
146
Таблица 4.2. Характеристики стальных вертикальных цилиндрических резервуаров конструкции Промстройпроекта
Вместимость, м3
Показатель	100	200	300	400	700	1000	2000	3000	5000
	Резервуары полистовой сборки								
Полная вместимость, м3		104	204	334	422	757	1062	2150	—	—
Диаметр, мм		4740	6630	7590	8540	10 440	12 370	15 250	—	—
Высота, мм	5920	5920	7390	7390	8860	8860	11 780	—	-
Общий расход металла, т	4,866	7,524	10,81	12,02	17,437	22,797	40,121	-	-
То же по проекту, т	5,09	7,85	10,81	12,31	17,68	23,16	—	—	—
Номер типового проекта ЦИТП	7-02-240	7-02-241	7-02-242	7-02-243	7-02-244	7-02-245	7-02-246	—	—
Инвентарный номер ЦИТП	6593	6594	6595	6596	6597	6598	6599	-	-
Резервуары с рулонным изготовлением корпуса
Полная вместимость, м3	104	204	333	422	761	1057	2139	3348	4838
Диаметр, мм	4730	6620	7560	8510	10 410	12 330	15 180	18 980	22 790
Высота, мм	5920	5920	7390	7390	8860	8860	И 820	И 840	11 860
Общий расход металла, т	4,833	7,550	10,426	11,970	17,660	22,743	41,438	60,315	83,411
Номер типового проекта ЦИТП	7-02-240	7-02-241	7-02-242	7-02-243	7-02-244	7-02-245	7-02-246	7-02-247	7-02-248
Примечание. Вместимость резервуара определена по диаметру между внутренними поверхностями листов нижнего пояса и высоте между поверхностью днища и обушком верхнего обвязкого уголка. ЦИТП — Центральный институт типовых проектов.
Таблица 4.3. Основные технические характеристики
Показатель	Номинальная			
	100	200	300	400
Номер проекта	7-02-103/62	7-02-102/62	7-02-101/62	7-02-100/62
Расчетная вместимость, м5	104	204	332	421
Диаметр по внутреннему поясу, мм	4730	6680	7580	8530
Высота цилиндрической части, мм	5920	5920	7325	7325
Диаметр днища, мм	4810	6710	7660	8610
Толщина листов днища, мм:				
центральной части	4	4	4	4
окрайков	4	4	4	4
Толщина стенки по поясам, мм:				
I	4	4	4	4
II	4	4	4	4
III	4	4	4	4
IV	4	4	4	4
V	—	—	4	4
VI	—	—	—	—
VII	—	—	—	—
VIII	-	—	-	-
Число элементов днища, шт.	1	1	2	2
Число щитов покрытия, шт.	2	2	5	9
Масса, кг:				
днища	605	1180	1550	1970
стенки	2860	4003	5712	6425
щитового покрытия	652	1344	1690	2344
кольца жесткости	—	—	—	—
центральной стойки лестницы	431	—	755	755
прочих конструкций	152	219	172	184
Общая масса резервуара, кг	4700	7177	10 583	12 387
Масса основных отгружаемых узлов, кг:				
днища с центральной стойкой	—	—	—	—
днища и стенки со стойкой	4220	5938	8017	9150
стенки с лестницей	--	—	—	—
Наибольшая масса одного щита кровли, кг	376	772	393	327
Масса одного сегмента кольца жесткости, кг	-	-	-	—
148
сварных вертикальных цилиндрических резервуаров
вместимость, мЛ						
700	1000	2000	3000	5000	10000	20000
7-02-99/62	7-02-98/62	7-02-97/62	7-02-96/62	7-02-95/62	7-02-271	7-02-273
757	1056	2135	3340	4832	10950	19500
10430	12330	15180	18980	22790	34200	45640
8845	8845	11305	11825	11825	11920	11920
10510	12410	15280	19080	22890	34350	45770
4	4	4	4	5	5	6
4	4	6	7	8	8; 10	10
4	5	7	8	10	14	14
4	4	6	7	8	12	12
4	4	5	6	7	И	10
4	4	4	5	6	9	10
4	4	4	5	5	7	10
4	4	4	4	5	6	10
—	—	4	4	5	6	10
—	—	4	5	5	6	10
2	2	2	2	2	4	4
11	13	15	19	25	32	18
2881	4019	10 560	11 620	19 830	41 150	86 674
9433	И 605	21 705	31 364	43 570	90 880	14 6770
3540	5292	7839	13 397	18 387	55 503	11 8747
—	—	—	-	—	10 192	22 729
940	940	1480	1480	1561	—	-
281	824	865	1698	1776	2719	6780
1877	24 313	41 794	62 539	89 231	20 3171	38 1700
3821	4959	12 040	13 100	20 891	42 710	2x48 000
—	—	—	—	—	—	—
111 382	13 310	24 085	33 744	45 950	2x48 167	3x51 632
387	473	610	728	1148	1251	2133
-	-	-	-	-	629	9462
149
ты окрайков опирается стенка резервуаров, поэтому их поверхность не должна иметь выступов и нахлесточных соединений.
Обычно днище, изготовленное па заводе, поступает на монтажную площадку свернутым в рулон. Его навертывают на центральную стойку или на каркас. Днище крупных резервуаров монтируют из нескольких элементов. Днище мелких резервуаров доставляют на место монтажа в виде единого полотнища. Элементы днища соединяют внахлестку. Диаметр изготовленного на заводе днища обычно на 20 мм превышает проектный.
СНиП допускает монтаж днищ также из отдельных листов, собираемых и свариваемых на монтажной площадке. В этом случае все листы соединяют внахлестку с односторонней сваркой изнутри резервуара, а в местах опирания стенки резервуара листы окрайков сваривают встык на подкладке. Ранее применявшиеся сборка и сварка па клетках с последующим опусканием днища на основание не допускаются.
В настоящее время повсеместно применяется кровля, собираемая из крупных щитов, являющаяся одновременно и несущей, и ограждающей конструкцией. Щит представляет собой каркас из балок и швеллеров, к которому приварен листовой настил [80].
Щитовая кровля имеет ряд преимуществ по сравнению с кровлей, сконструированной из настила по балкам на фермах. Так, кровля резервуара вместимостью 5000 м3 состоит из 300 элементов (листов, настила, ферм, прогонов, связей и др.), а щитовая кровля — только из 26 элементов. Конструкция щитовой кровли предусматривает на
правление разворачивания рулона стенки резервуара по часовой стрелке. Щиты кровли опираются на верхний пояс стенки резервуара по всему его периметру.
У резервуаров, имеющих небольшую вместимость, щитовая кровля монтируется из двух (РВС-100 и РВС-200) или пяти-восьми (РВС-300 и РВС-400) элементов.
К стенке резервуара, чтобы придать устойчивость верхнему поясу, приваривают ребра. Щитовая кровля рассчитана на нагрузку 981 и 1471,5 Н/м2 для резервуаров вместимостью 2000, 3000 и 5000 м3 и нагрузку 1471,5 Н/м2 для резервуаров вместимостью 100—1000 м3.
В середине резервуара часть щитов опирается на оголовник центральной стойки, которая устанавливается на днище. Для резервуаров вместимостью 300, 400, 700, 1000, 2000, 3000, 5000 м3 применяется трубчатая стойка, внутренняя полость которой заполняется песком. Это препятствует отрыву ее от днища при повышении внутреннего давления в резервуаре. В РВС-100 и РВС-200 стойки не применяются: щиты кровли опираются в них на стенки. При изготовлении резервуаров на заводе на центральную стойку наворачивают полотнище днища (иногда сначала па стойку наворачивают стенку, а затем — полотнище днища) [80].
В резервуарах, имеющих большую вместимость, в момент их заполнения может происходить значительное испарение нефтепродукта [44], что создает повышение давления в газовом пространстве. Это может привести к выгибанию днища и некоторому подъему корпуса, а затем к потере устойчивости частично заполненного резервуара, особенно
Таблица 4.4. Характеристики противовесов для вертикальных цилиндрических резервуаров полистовой сборки
Показатель	Вместимость резервуара, ms				
	700	1000	2000	3000	5000
Площадь кровли, м2	86	120	183	285	410
Подъемная сила, т	17,2	24,0	36,6	57,0	82,0
Масса покрытия и корпуса, т	13,4	16,0	32,0	46,9	66,5
Масса кольца днища шириной 1 м, т	1,1	1,4	2,2	3,4	4,5
Масса противовеса, т	2,7	6,6	2,4	6,7	11,0
150
Рис. 4.9. Вертикальный стальной резервуар со щитовой кровлей вместимостью 5000 м3
Таблица 4.5. Максимальные значения нагрузок для стальных резервуаров
Резервуар	Плотность жидкости, т/м3	Снеговая нагрузка, МПа	Ветровая нагрузка, кПа
Полистовой сборки	0,9	5,5	1
Рулонной сборкой	0,9	10,0	1.5
при сильных ветрах. Для предотвращения этого явления к нижнему поясу резервуаров полистовой сборки подвешивают противовесы из железобетонных плит, масса которых указана в табл. 4.4 [44]. Противовесы в основном используются в резервуарах вместимостью более 700 м3.
Для резервуаров, изготовленных из рулонов, противовес не требуется, так как у них неуравновешенной является центральная стойка. Для предотвращения подъема центральная стойка, как уже говорилось, запол
няется песком и бетоном, а решетчатая стойка нагружается в нижней части бетонным массивом [44].
Стальные резервуары рассчитаны на нагрузки, значения которых приведены в табл. 4.5 [44].
На рис. 4.9 [75] представлен общий вид резервуара со щитовой кровлей вместимостью 5000 м3 конструкции института «Проект-сталькопструкция», изготовленного методом рулопирования.
Резервуары этой конструкции вместимостью до 10 000 м3 разработаны с помощью типовых проектов, а вместимостью более 10 000 м3 — в виде индивидуальных проектов.
У резервуаров вместимостью 300—20 000 м3 щиты кровли опираются на корпус и на центральную стойку. Резервуары меньших объемов стойки не имеют. Преимуществом их является небольшое число элементов, свариваемых при
Таблица 4.6. Габаритные размеры и расход стали на изготовление резервуаров со щитовой кровлей
Номинальная вместимость, м3	Диаметр, м	Высота, м	Масса, т	Расход стали на 1 м3 вместимости, кг	Номер типового проекта ЦИТП
100	4,73	5,92	4,90	47,11	7-02-103
200	6,63	5,92	7,34	35,98	7-02-102
300	7,58	7,36	10,50	31,60	7-02-101
400	8,53	7,37	12,39	31,00	7-02-100
700	10,43	8,84	18,77	26,11	7-02-99
1000	12,33	8,84	24,34	24,27	7-02-98
2000	15,18	11,80	41,73	20,54	7-02-97
3000	18,98	11,82	61,73	19,52	7-02-96
5000	22,79	11,84	88,79	19,34	7-02-95
10 000	34,20	11,94	194,23	17,70	7-02-274
15 000	39,80	11,95	237,00	15,80	ПСК-34063-200
20 000	45,50	11,95	326,16	16,30	ПСК-34063-300
151
Рис. 4.10. Вертикальный стальной резервуар со сферическим покрытием вместимостью 10 000 м3
Таблица 4.7. Габаритные размеры резервуаров со сферической кровлей
Показатель	Вместимость, мч				
	10 000	15 000	20 000	30 000	50 000
Диаметр внутренний по нижнему поясу, мм	34 200	39 900	45 600	47 400	60 700
Высота корпуса, мм	11 920	11 920	11 920	17 900	17 900
Полная вместимость, м3	10 950	14 900	19 460	29 240	47 880
монтаже, высокая степень унификации их изготовления и сборки.
В результате воздействия внутреннего давления у резервуаров вместимостью 700—5000 м3 возникают вертикальные силы, для уравновешивания которых предусматривается нагрузка центральной стойки сухим песком [75].
Габаритные размеры и данные о расходе стали на изготовление резервуаров со щитовой кровлей приведены в табл. 4.6 [75].
Резервуары со сферическим покрытием конструкции института «Проектстальконст-рукция» (рис. 4.10, табл. 4.7) по форме аналогичны резервуарам со щитовой кровлей рулонной сборки, но крупнее по объему (вместимость 10 000—50 000 м3). При монтаже монтируется один укрупненный щит, собранный из трех заводских щитов, которые опираются на центральное кольцо и кольцо жесткости, устанавливаемое на корпусе резервуара. Для удобства монтажа кольцо жесткости изготовляется из отдельных монтажных элементов.
Замена резервуарами большой вместимости (10 000—50 000 м3 и более), имеющих массовое распространение резервуаров РВС-5000
значительно экономит средства при сооружении крупных хранилищ мазута [80].
При этом экономия по капитальным затратам составляет 20—39% и по расходу металла — 10—20%. Экономия металла достигается за счет уменьшения протяженности коммуникаций и числа оборудования.
4.4.	Железобетонные резервуары
На тепловых станциях большое распространение получили железобетонные резервуары. Как говорилось выше, они имеют ряд преимуществ: в 2—3 раза долговечнее; в 2 раза меньше расход металла; более пожаробезопасны.
Комплексные проекты разработаны для цилиндрических и прямоугольных резервуаров вместимостью 100—40 000 м3. Оборудование обоих типов резервуаров одинаковое, по монтируют его с учетом особенностей формы этих резервуаров.
Железобетонные резервуары для мазута по назначению подразделяются на три группы хранилищ:
1)	для нефтеперерабатывающих заводов;
2)	для перевалочных нефтебаз;
152
3)	для промышленных и энергетических предприятий.
Каждая группа имеет свой особый эксплуатационный тепловой режим хранения, зависящий от физико-химических свойств мазутов, сроков хранения, периодичности поступления и выкачки топлива из хранилищ [81].
Исходя из этого оборудование резервуаров унифицировано с учетом требований и особенностей этих предприятий и с условием возможности поступления в емкости мазу-тохрапилищ различных марок мазута.
Основным типом железобетонных резервуаров являются заглубленные (подземные) резервуары, рассчитанные для строительства в сухих грунтах [91].
На площадках с высоким уровнем грунтовых вод и при неблагоприятных условиях для дренирования рекомендуется строительство полузаглубленных (полуподземных) и наземных железобетонных резервуаров.
На практике используются железобетонные резервуары: круглой (цилиндрической) и прямоугольной форм.
Цилиндрическая форма является наиболее рациональной, так как стенки таких резервуаров работают в горизонтальном сечении только па растяжение или сжатие. Кроме того, все точки любого горизонтального сечения находятся под одинаковым напряжением.
Если сравнить резервуары цилиндрической формы с резервуарами прямоугольной формы той же вместимости, то площадь поверхности и расход материалов у первых значительно меньше.
При выборе типа железобетонных резервуаров следует учитывать, что по своей конструкции цилиндрические железобетонные резервуары по сравнению с прямоугольными более стойки к температурному воздействию, более трещиноустойчивы и более надежны при строительстве на мягком грунте и в сейсмичных районах.
Железобетонные резервуары могут быть как монолитными, так и сборными. Но предпочтение отдают сборным резервуарам, так как при строительстве монолитных резервуаров встречается ряд затруднений.
Рис. 4.11. Монолитный цилиндрический железобетонный резервуар вместимостью 3000 м3 для темных нефтепродуктов:
1 — покрытие; 2, 4 — днища; 3 — отверстие для оборудования; 5 — деформируемый шов; 6 — приямок; 7 — сборные плиты покрытия
Во-первых, высокая степень ручного труда при опалубочных и арматурных работах. Во-вторых, высокая трудоемкость процессов бетонирования и уплотнения бетона. В третьих,-сезонность проводимых работ, так как практически основные строительные работы производятся в летнее время, когда трудоемкость и стоимость строительства гораздо ниже, чем в зимний период. К тому же качество сборных железобетонных элементов по сравнению с качеством монолитных конструкций всегда бывает выше. Расход цемента, стали и леса для изготовления сборных элементов также меньше по сравнению с монолитными резервуарами.
Конструкция заглубленного монолитного цилиндрического железобетонного резервуара представлена на рис. 4.11 [44]. Для хранения темных нефтепродуктов допускается
153
строительство резервуаров вместимостью 100, 200, 500, 1000 и 3000 м3.
Днище резервуаров из бетона марки 75 монолитное, армированное рулонной сеткой [44]. С внутренней стороны оно торкретируется, т. е. покрывается цементно-песочной изоляцией. Стенка резервуара выполнена из бетона марки 200 и является монолитной. Как и днище, внутренняя поверхность резервуара поэтапно торкретируется. Сначала до обжатия укладывается первый слой толщиной 15 мм, затем в момент гидравлического испытания — второй слой толщиной 25 мм. Вода при этом не выпускается до получения торкретом расчетной прочности. Как только торкретная изоляция достигает 70% проектной прочности, резервуар освобождается от воды и в торкрет-бетонной стенке возникают сжимающие напряжения. При этом дополнительно увеличиваются сжимающие усилия в бетоне [44].
Покрытие резервуара — балочное или панельное с радиальным расположением колонн. Центральная колонна устанавливается в башмак из монолитного железобетона [44]. Металлоемкость этих резервуаров на 30—42% меньше металлоемкости стальных. При этом их стоимость на 30—38% выше стоимости стальных резервуаров.
После сборки резервуара проводится обязательная проверка герметичности швов. Она осуществляется заполнением резервуара водой. Кроме того, это необходимо для придания резервуару правильной цилиндрической формы и создания предварительной деформации от гидравлического давления. Одновременно с проверкой на внешнюю поверхность стенки наносят четыре-пять слоев торкрета, который защищает металлическую облицовку от коррозии и внешнего давления грунта. Как только прочность торкрет-бетона достигнет 70% проектной и в стенке из-за бокового давления грунта возникают сжимающие напряжения, вода сливается.
При одинаковых вместимостях и нагрузках предпочтение отдается сборным цилиндрическим резервуарам.
На рис. 4.12 представлена конструкция заглубленного сборного цилиндрического железобетонного резервуара [44]. Для хранения темных нефтепродуктов существует типовая серия сборных резервуаров вместимостью 500, 1000, 2000, 3000, 5000, 10 000, 20 000 и 30 000 м3.
В настоящее время днища сборных резервуаров выполняются монолитными из плоских железобетонных плит толщиной от 100 до 150 мм. Стенки резервуаров сборные, сооруженные из предварительно напряженных панелей (плит), изготовленных из бетона марки 200. Высота таких плит соответствует высоте резервуаров, а толщина изменяется от 100 до 160 мм. Панели имеют в плане трапецеидальные сечения с криволинейными и одной плоской поверхностями [44].
Для резервуаров вместимостью 500 м3 применяются стеновые панели, имеющие по высоте форму в виде опрокинутой буквы Г. Они более устойчивы при монтаже и не требуют приспособлений для удержания их в вертикальном положении.
В тех резервуарах, где подвижка стенки неизбежна, в стыке сопряжения стенки с днищем предусматриваются деформационные швы, изготовленные из полосовой стали толщиной 2,5 мм. Под днищем расположен бетонный дренажный приямок [44]. Вертикальные стыки смежных стеновых панелей предусматривают выпуски арматуры, которые затем свариваются. После установки стеновых панелей и обработки бетоном вертикальных стыков производится обжатие стенки резервуара путем навивки на нее кольцевой предварительно напряженной арматуры.
В резервуарах вместимостью 5000 м3 обработка бетоном стыка стеновой панели в фундаменте днища производится после обжатия стенки.
После сборки резервуара проводится гидравлическое испытание его водой. Стенки резервуара покрываются торкретом, а с внутренней стороны торкретом покрывается лишь вертикальный стык стеновых панелей.
Покрытия резервуаров (рис. 4.12) выполняются из унифицированных крупнопанельных
154
1
2
/=0,007
Рис. 4.12. Типовой заглубленный сборный железобетонный резервуар цилиндрической формы вместимостью 5000 м3: а — разрез по оси симметрии; б— план; 1 — засыпка грунтом толщиной 10 см; 2— сборные плиты покрытия; 3 — сборные балки; 4 — плита капители; 5 — капитель колонны; 6 — колонна; 7 — стена из сборных элементов; 8 — фундамент под колонну; 9— соединительный шов между сборными элементами
ребристых плит 2 длиной 6900 мм и шириной 400—3110 мм, опирающихся на сборные балки 5и колонны 6 [44]. Данная конструкция резервуаров с различным объемом имеет одинаковые значения размеров a, b, с, R\, R2 и R3 . Некоторые характеристики сборных элементов различных типоразмеров приведены в табл. 4.8 [44].
Рассмотренные сборные цилиндрические резервуары пригодны для строительства в несейсмических районах. В местностях, где сейсмичность составляет более шести баллов, к резервуарам предъявляются дополнительные конструктивные требования: их поясуют на-
вивочной арматурой, которая обжимает плиты покрытия; усиливается вертикальная арматура в нижней части панелей; применяют кольцевой фундамент, который связывает в одно целое стеновые панели и фундамент.
На рис. 4.13 [75] представлен прямоугольный сборный железобетонный резервуар вместимостью 2000 м3.
Технические характеристики заглубленных сборных железобетонных (цилиндрических и прямоугольных) резервуаров приведены в табл. 4.9 и 4.10 [75].
В НИИГС (Научно-исследовательском институте гидротехнических и санитарно-техни-
155
Таблица 4.8. Характеристики унифицированных сборных элементов цилиндрических резервуаров
Элемент	Масса элемента, т	Число элементов, шт., в резервуаре вместимостью, мл		
		1000	3000	5000
Плита покрытия. ПП-1	3,0	16	16	16
ПП-2	3,0	—	26	26
ПП-3	2,4	—	—	32
Колонна: К-1	1,3			9	24
К-2	2,2	1	1	1
Плита капители ПК-1	4,6	1	1	1
Капитель колонны КК-1	0,7	1	1	1
Кольцевая балка: КБ-1	2,0	—	9	9
КБ-2	2,0	—	—	15
Фундамент: Ф-1	2,8			9	25
Ф-2	6,3	1	1	1
Примечание. Плиты покрытия ПП-1 используются для всех резервуаров; плиты ПП-2 применяются в дополнение к плитам ПП-1 в резервуарах с двумя рядами колонн; плиты ПП-3 — в дополнение к указанным плитам в резервуарах с тремя рядами колонн.
ческих работ) были разработаны конструкции заглубленных сборных железобетонных гори-зонтальных цилиндрических резервуаров вместимостью 100, 500 и 1000 м3. Конструкция таких резервуаров (рис. 4.14) [44] состоит из двух типовых элементов — скорлуп и плоских плит. Изменяя число скорлуп, можно изготавливать резервуары различной вместимости.
Для сооружения резервуаров диаметром 4, 5, 7 м требуется соответственно четыре, пять, восемь скорлуп. Скорлупы представляют собой тонкостенные криволинейные панели. По сравнению с типовыми резервуарами резервуары НИИГС значительно экономичнее, что видно из табл. 4.11 [44].
Наземные сборные цилиндрические железобетонные резервуары для хранения темных нефтепродуктов вместимостью 1000, 2000, 3000, 5000 и 10 000 м3 разработаны институтами «Водоканалпроект» и «Гипротрубопро-вод». Характеристики этих резервуаров приведены в табл. 4.12 [75]. Наземные резервуары выполняются в двух вариантах: со стационарной крышей висячего типа и с плавающим понтоном (рис. 4.15,а), а также с плавающей крышей (рис. 4.15,0 [75].
В первом случае резервуар собирается из унифицированных сборных элементов, изготовленных из плотного бетона марки 300. Купол сооружается из обычного бетона той же марки. Крыша резервуара (диаметром 18—34 м и выше) выполнена в виде оболочки висячего типа сборно-монолитной конструкции 2, которая опирается на центральную колонну 6, воспринимающую всю нагрузку от крыши. Центральная колонна представляет собой сваю.
Для резервуаров вместимостью 100— 2000 м3 (диаметром до 15 м) принята плоская крыша из ребристых плит. Для повышения трещипостойкости основание днища закладывается предварительно напряженным.


7
К25а
+4,80 максимальный уровень мазута
5 - —ф	- >
К26а
+0,00
II
П.
К26а
К26а
К25а
з
3
Рис. 4.13. Прямоугольный сборный железобетонный резервуар вместимостью 2000 м3:
7 — одернование, утрамбованная глина, два слоя пергамина на битумной мастике, бетонная стежка (бетон марки 50 толщиной 100 мм); 2— сборные железобетонные панели (железобетон марки 200); 3 — слой бетона для создания уклона, железобетонная плита днища (бетон марки 200 толщиной 120 мм), слой пергамина с проклейкой швов, подготовка из бетона марки 50 толщиной 100 мм
156
Таблица 4.9. Технические характеристики железобетонных заглубленных цилиндрических резервуаров со стенками и с покрытием из сборных унифицированных конструкций заводского изготовления
Показатель	Условная вместимость, м3					
	1000	3000	5000	10 000	20 000	30 000
Полезная вместимость, м3	1180	3350	5330	10 510	19 550	29 300
Внутренний диаметр, м	18	30	30	42	54	66
Высота резервуара, м	5,34	5,38	8,28	8,28	9,26	9,26
Максимальный уровень продукта, м	4,84	4.88	7,78	7,78	8,76	
Общий расход металла на резервуар, т	10,5	27,2	37,8	66,6	115,7	161,2
Общий расход сборного и монолитного железобетона, м3	129,73	308,84	393,29	670,6	1070,5	1510,3
Номер типового проекта ЦИТП	74)2-293	7-02-294	7-02-295	7-02-296	7-02-297	7-02-298
Таблица 4.10. Технические характеристики железобетонных заглубленных прямоугольных резервуаров со стенками и покрытием из сборных унифицированных конструкций заводского изготовления
Показатель	Условная вместимость, м3				
	100	250	500	1000	2000
Полезная вместимость, м3	110	226	491	981	1985
Длина и ширина, м	6x6	12x6	12 х 12	18 х 12	24 х 18
Высота резервуара, м	3,62	3,62	3,75	5,00	5,00
Максимальный уровень продукта, м	3,40	3,40	3,50	4,80	4,80
Общий расход металла на резервуар, т	5,03	6,62	11,64	20,50	32,50
Общий расход сборного и монолитного железобетона, м3	32,74	58,0	82,81	154,62	257,76
Номер типового проекта ЦИТП	Т-02-311	Т-02-312	Т-02-313	Т-02-314	Т-02-315
I-I
1500 2800 1500
Рис. 4.14. Сборный железобетонный горизонтальный заглубленный резервуар конструкции НИИГС вместимостью 500 м3
157
Таблица 4.11. Сравнительные характеристики резервуаров конструкции НИИГС и типовых
Вместимость резервуаров, м3
Показатель	Конструкция НИИГС			Типовые		
	100	500	1000	100	500	1000
Расход бетона, м3	0,11	0,083	0,094	0,195	0,157	0,128
Расход арматурной стали, кг	10,0	7,3	9,3	13,5	13,4	10,8
Трудовые затраты, чел.-дней	0,83	0,33	0,24	1,76	0,71	0,53
Примечание. Показатели рассчитаны на 1 м3 вместимости.
Рис. 4.15. Наземные железобетонные резервуары вместимостью 30 000 м3:
а — с покрытием висячего типа; 1 — шахтная лестница; 2 — висячее железобетонное покрытие; 3 — оголовок; 4— железобетонная балка; 5— колонна; 6 — центральная колонна; 7— свайный ростверк; 8— сборные стеновые панели; 9 — приемораздаточное устройство;
1— асбоцементная стяжка толщиной 20 мм, армоцементные плиты покрытия; 11— железобетонное днище, асфальтовый слой, дренирующий слой из гравия, щебень, втрамбованный в грунт;
о —с плавающей крышей: 7 — сборные стеновые панели; 2 — шахтная лестница; 3 — катучая лестница; 4— короб плавающей крыши; 5 — металлическое кольцо понтона; 6— неметаллическая пленка; 7— сборное железобетонное кольцо; 8— приемораздаточное устройство; 9 — водоотводящая труба
С целью уменьшения потерь теплоты в окружающую среду стена и крыша резервуаров утепляются минеральной ватой и пенобетоном. Несущие конструкции также изготовлены из бетона с заполнителями, обладающими теплоизоляционными свойствами. Необходимость снижения потерь нефтепродуктов от испарения при хранении и наличие центральной колонны привели к созданию
сборных плавающих понтонов. Наинизшее положение понтона соответствует высоте 2 м от дна резервуара.
Сборка резервуаров с плавающими крышами аналогична сборке резервуаров с покрытием висячего типа. Плавающие крыши полностью выполнены из металлических элементов, накрытых армоцементными плитами.
Резервуары с плавающими крышами в на-
158
Таблица 4.12. Характеристики наземных железобетонных резервуаров
Номинальная вместимость, м3	Полезная вместимость, м3	Диаметр резервуара, м	Высота резерву ра, м	Расход стали на 1 м3 полезной вместимости, кг	Расход бетона на 1 м3 полезной вместимости, м3
1000	1020	10,50	12	8,10	0,077
2000	2220	15,50	12	5,85	0,059
3000	3000	18,50	12	5,80	0,053
5000	5100	23,85	12	4,78	0,047
10000	10220	33,75	12	4,80	0,045
Расход стали на один резервуар, т	Объем сборного железобетона, м3	Объем монолитного железобетона, м3	Объем торкрета, м3	Номер типового проекта
8,427	56,87	23,38	18,5	7-02-192
12,82	91,960	38,90	27,0	7-02-193
17,700	116,90	47,40	39,4	7-02-194
24,41	172,590	70,00	61,4	7-02-195
49,010	311,40	126,20	105,2	7-02-196
шей стране не нашли широкого применения для хранения мазутов.
4.5.	Приемные и расходные баки
Приемные резервуары или баки устанавливаются в приемно-сливных системах. Назначение их — обеспечение бесперебойного слива мазута из цистерн [35] при кратковременных перебоях в работе перекачивающих насосов, чистке лотков и др.
В типовых проектах хозяйства ГРЭС предусмотрев но сооружение двух железобетонных резервуаров сборной конструкции цилиндрической формы с диаметром 13 м и вместимостью по 600 м3. Резервуары (рис. 4.16) оборудованы секционными подогревателями. Отвод конденсата от подогревателей резервуаров, как и от паровых спутников лотков, осуществляется в барботер.
Суммарная вместимость приемных резерву
Рис. 4.16. Схема расположения приемных мазутных резервуаров в типовом проекте мазутного хозяйства ТЭЦ
159
аров, сливных и разводящих лотков для ГРЭС мощностью 2400 МВт составляет около 1900 м3, а время наполнения их при отключении перекачивающих насосов — 2 ч. В качестве перекачивающих насосов использованы погружные насосы артезианского типа, размещенные на крышках приемных резервуаров. Такое решение позволило сооружать наземные резервуары и наземные мазутонасосные [35].
В приемных резервуарах ГРЭС мощностью 2400 МВт установлено по два насоса типа 20НА-22хЗ с подачей (по мазуту) 0,136 м3/с при давлении 362 кПа. При такой подаче насосов откачка мазута из приемных резервуаров продолжается 2 ч — 2 ч 40 мин, а время слива его из цистерн составляет 3,5 ч.
Для ГРЭС мощностью до 600 МВт па каждом резервуаре установлен один насос аналогичного типа с подачей 0,153 м3/с при давлении 380 кПа [35].
Для мазутных хозяйств промышленных ТЭЦ предусмотрен железобетонный приемный резервуар сборной конструкции вместимостью 200 м3 , диаметром 9,5 м и высотой 3 м. Резервуар оборудован секционными подогревателями.
Институт «Промэнергопроект» при проектировании мазутных хозяйств использует также прямоугольные железобетонные приемные резервуары с перекачивающими насосами артезианского типа.
В промышленных котельных, в которых мазут является основным топливом, приемный бак имеет вместимость 25 м3 при расходе мазута до 0,9 кг/с и 59 и 75 м3 при расходах топлива соответственно 0,9—1,7 и более 1,7 кг/с. Если мазут применяют в качестве резервного топлива, используется приемный резервуар вместимостью 25 м3 (вне зависимости от расхода мазута). Для отопительных котельных с котлами мощностью до 30 МВт вместимость приемного бака составляет не более 25 м3, а для котлов большей мощности — до 50 м3. Приемные баки промышленных и отопительных котельных изготовляют из железобетона без металлической облицовки. Они оборудованы змеевиковыми подогревателями [35].
В типовом растопочном мазутном хозяйстве ГРЭС железобетонная приемная емкость расположена на расстоянии 1,5 м от здания мазутонасосной и имеет объем 30 м3. Мазут подогревается змеевиковым подогревателем.
Применение металлических резервуаров в качестве приемного бака допустимо в районах Крайнего Севера и в районах с сейсмичностью выше шести баллов.
Традиционный метод подогрева мазута в приемных резервуарах не предотвращает осаждение механических примесей и карбоидов. Очистка подземных емкостей и удаление осадка сопряжены со значительной затратой тяжелого физического труда и эксплуатационными осложнениями, связанными с выводом приемного резервуара в ремонт. Дня подогрева мазута лучше применять циркуляционный подогрев его в приемных резервуарах. Циркуляция топлива может быть осуществлена перекачивающими насосами приемносливных устройств мазутного хозяйства [35].
Расходные баки или резервуары используются обычно в котельных, причем монтаж их часто производится внутри помещения. Их вместимость нс превышает 100 м3.
Помещение для установки баков должно быть оборудовано стационарной системой пожаротушения.
Оно должно быть отделено от котельной несгораемыми степами без проемов, перекрытиями и снабжено самостоятельным входом.
Установка расходного бака закрытого типа непосредственно в котельной, (но не над котлами или экономайзерами) допускается при вместимости бака нс более: 1 м3 — для встроенных котельных, 5 м3 — для отдельно стоящих котельных.
Расходные наземные баки, установленные в котельной, должны быть соединены трубопроводом с подземным аварийным резервуаром, расположенным на расстоянии не менее 1 м от глухой стены здания и не менее 5 м от стены с проемом [44]. Эти баки могут быть также соединены трубопроводом с основными резервуарами.
Соединительные аварийные трубопроводы должны быть снабжены устройствами, преду
160
преждающими возможность передачи огня. На каждом трубопроводе должно быть по одному клапану, установленному вне здания или на первом этаже вблизи выходов наружу.
4.6.	Резинотканевые резервуары
Выпускаемые отечественной промышленностью резинотканевые резервуары вместимостью 2,5—50 м3 предназначены для хранения и транспортировки нефтепродуктов при температуре от -50 до +50 °C. Ввиду малой вместимости такие резервуары не применяются на ТЭС. Использование их возможно в котельных отдельно расположенных объектов, в том числе и сельскохозяйственного назначения.
Резервуары (рис. 4.17) [75] представляют собой замкнутую оболочку в виде подушки с вмонтированной в нее арматурой. Оболочка резервуара состоит из внутреннего маслобен-зоводостойкого резинового слоя полиамидной противодиффузионной пленки, капронового силового и наружного атмосферостойкого резинового слоев. Резинотканевый материал изготовляется в виде отдельных невулкани-зированных полотнищ. Все слои материала соединены между собой специальным клеем. Внутренний маслобензостойкий резиновый слой предназначен для защиты оболочки резервуара от воздействия нефтепродуктов и для обеспечения герметичности.
Преимуществами таких резервуаров по сравнению с металлическими являются: экономия металла; сокращение эксплуатационных расходов на содержание, погрузочно-
Рис. 4.17. Резинотканевый резервуар вместимостью 50 м3:
1 — соединительный Т-образный патрубок; 2 — воздушная трубка; 3 — сливоналивная горловина
разгрузочные работы, транспортировка в пункты приема, выдачи и хранения нефтепродуктов; уменьшение потерь нефтепродуктов. Однако они требуют более бережного обращения и соблюдения определенных правил при эксплуатации.
Технические характеристики резинотканевых резервуаров приведены в табл. 4.13 [75].
4.7.	Оборудование резервуаров
Резервуары мазутохранилищ оборудуются устройствами для приема, опорожнения, подогрева и выдачи мазута, приборами для измерения уровня и отбора проб.
Расположение оборудования можно рассмотреть на примере наземного вертикального цилиндрического (рис. 4.18) и заглубленного цилиндрического (рис. 4.19) резервуаров [44]. В табл. 4.14 [28] приведены основные характеристики оборудования, устанавливаемого на мазутных резервуарах.
Рассмотрим состав оборудования наземного вертикального цилиндрического резервуара (см. рис. 4.18) [44]. Световой люк 1 пред-
Таблица 4.13. Основные технические характеристики резинотканевых резервуаров
Марка	Номинальный объем, м3	Масса с арматурой, кг	Габариты незаполненных резервуаров, мм		Габариты резервуаров в свернутом состоянии, мм		Габариты заполненных резервуаров, мм		
			Длина	Ширина	Длина	Ширина	Длина	Ширина	Высота
МР-2,5	2,5	43	3470	2550	2550	70	2930	1900	615
МР-4	4,0	51	4010	2735	2735	80	3400	2520	544
МР-10	10,0	94	7000	2900	2900	100	5780	2456	722
МР-12	12,0	100	9600	2750	2750	800	8800	2500	500
МР-25	25,0	200	9300	3800	1500	1350	8600	3300	900
МР-50	50,0	360	18000	3800	1500	1350	17100	3400	900
161
Рис. 4.18. Схема расположения оборудования, устанавливаемого на наземных вертикальных цилиндрических резервуарах для темных нефтепродуктов:
1 — люк световой; 2 — патрубок вентиляционный; 3 — предохранитель огневой; 4 — клапан дыхательный; 5 — люк измерительный; 6 — прибор для измерения уровня; 7 — люк-лаз; 8 — кран сифонный; 9— патрубок приемнораздаточный; 10 — перепускное устройство; 11 — подъемная труба; 12 — шарнир подъемной трубы; 13 — роликовый блок; 14 — ручная лебедка
назначен для проветривания резервуара перед зачисткой или ремонтом. Он располагается на крыше резервуара над приемно-раздаточным патрубком 9. Вентиляционные патрубки 2 размещаются также на его крыше и предназначены для сообщения газового пространства резервуара с атмосферой. Вентиляционные отверстия патрубка обвертываются сеткой из стальной нержавеющей проволоки диаметром 0,25—0,35 мм. Для осмотра и очистки сетки на вентиляционном патрубке предусматривается съемный колпак.
Огневые предохранители 3 устанавливаются на резервуарах в комплексе с дыхатель
ными клапанами 4 и предназначаются для предотвращения проникновения пламени в резервуар через дыхательный клапан. Принцип действия огневых предохранителей заключается в том, что пламя, попадая в такой предохранитель, проходит через систему каналов малого сечения и дробится на отдельные мелкие потоки; поверхность соприкосновения пламени с предохранителем увеличивается, возрастает отдача теплоты стенкам канала, и пламя затухает [44].
В результате изменения температуры при наполнении и опорожнении резервуара существует опасность создания предельно допустимого давления или вакуума. Для предотвращения этой угрозы устанавливают дыхательные клапаны 4, которые автоматически соединяют газовое пространство резервуара с атмосферой.
Дыхательный клапан состоит из двух клапанов: один срабатывает при повышении давлении, другой открывается при разрежении. Так как в зимнее время клапаны часто примерзают из-за конденсации влажных паров нефтепродукта, то необходимо следить за их состоянием. Для осмотра и притирки клапанов корпус снабжен легко открывающимися крышками.
Люк 5 служит для измерения в резервуаре уровней нефтепродукта и подтоварной воды, а также для отбора проб при помощи пробоотборника. Эти люки располагаются на специальном патрубке, вваренном вертикально в крышу резервуара.
Приборы 6 предназначены для измерения уровня и оперативного учета количества нефтепродуктов. Такой прибор представляет собой герметичный кожух, состоящий из поплавка и мерной ленты. По мере изменения уровня нефтепродукта поплавок перемещается, а мерная лента наматывается на блок в смотровой коробке. В наземных резервуарах эти приборы устанавливаются на стенке, в заглубленных — на покрытии резервуаров.
Люк-лаз 7 размещается на нижнем поясе резервуара и необходим при его очистке и ремонте, а также служит для обеспечения ос-
162
1 2
3
4
Рис. 4.19. Оборудование заглубленного цилиндрического резервуара для темных нефтепродуктов:
а — вертикальный разрез; б— план; 1 — указатель уровня УДУ-5; 2— вентиляционный патрубок; 3— люк с гидравлическим затвором; 4 — ручная лебедка; 5 — ввод пара; 6— вывод конденсата; 7— подъемная шарнирная труба; 8 — подогревательные элементы; 9—паропроводы; 10— конденсатопроводы
вещения и проветривания резервуара при ремонте.
Сифонный кран 8 используется для спуска из резервуара подтоварной воды и представляет собой горизонтальную трубу, которая на наружном конце имеет проходной сальниковый кран, а на другом конце — отвод с козырьком. Сифонный кран устанавливается на высоте 350 мм от дна резервуара. В зависимости от вместимости резервуара он имеет различные диаметры: например, для резервуаров вместимостью до 5000 м3 диаметр составляет 50 мм, для более крупных резервуаров — 80 мм. Обязательная промывка крана от воды осуществляется чистым нефтепродуктом.
Приемно-раздаточные патрубки 9 пред
назначаются для присоединения к ним приемных или раздаточных трубопроводов снаружи резервуаров и шарнира подъемной трубы внутри резервуара. Патрубки устанавливаются на нижнем поясе вертикальных резервуаров [44]. Наибольший диаметр патрубка принимается равным 700 мм, а наименьший — 150 мм.
Перепускное устройство 10 размещается на всех резервуарах, имеющих высоту более 6 м (вместимость более 300 м3), и применяется для уравнивания давления нефтепродукта путем перепуска его из резервуара в приемно-раздаточный патрубок.
Подъемные трубы 11 служат для отбора нефтепродукта с требуемой высоты, в зави-
163
Таблица 4.14. Основные характеристики оборудования, устанавливаемого на стальных и железобетонных резервуарах
Оборудование	Марка	Диаметр условного прохода Z)y, мм	Масса, кг	Вид резервуара		
				Стальные	Железобетонные	
				Вертикальные	Заглубленные	Наземные
Труба подъемная		100 150 200 250	95,8 144,4 236,46 290,7-366,4	+	—	+
Шарнир подъемной трубы	ШД-100 ШД-150 ШД-200 ШД-250	100 150 200 250	47,36 90 113,56 174	+	—	+
Лебедка ручная настенная	ЛР-500 ЛР-1000	—	96 250	+	—	+
Роликовый блок для пропуска троса подъемной трубы или хлопушки	—	100-350	47	+	—	+
Хлопушка резервуарная чугунная	Х-80 Х-100 Х-150 Х-200 Х-250	80 100 150 200 250	8 11 21 24,3 58	+		+
Вентиляционный патрубок	ВП-150 ВП-200 ВП-250	150 200 250	18,41 27,75 37,88	+		+
Огневой предохранитель типа ОПЛ		50 100 150 200	7,2 18 31 40	+	+	+
Примечание. Знак «+» означает наличие, знак «—» — отсутствие.
симости от объема приемно-отпускных операций требуется одна или две трубы. Шарнир 12 используется для соединения подъемной трубы 11с приемно-раздаточным патрубком 9. Для направления каната при перемещении подъемной трубы на крыше резервуара устанавливают роликовый блок 13. Он состоит из стального корпуса и двух бронзовых роликов диаметром 185 мм.
Лебедка 14 предназначена для перемещения подъемной трубы 11. Лебедки подразделяются на два типа: грузоподъемностью 500 кг для подъемных труб диаметром до 200 мм; грузоподъемностью 1000 кг для подъемных труб диаметром до 250 мм и более.
В целях снижения потерь нефтепродуктов от испарения при их хранении рекомендуют [75] применять газовую обвязку системы резервуаров (рис. 4.20) [75].
Принцип действия газовой обвязки заключается в перекачке паров нефтепродукта из резервуара в резервуар при их заполнении. Газовая обвязка дает наибольший эффект в резервуарных парках, где работа по приему и откачке совпадает как по производительности, так и по времени.
На ТЭС газовая обвязка в полном объеме обычно не применяется, так как в станционных резервуарах редко бывают большие объемы нефтепродукта. На резервуарах ТЭС дыха-
164
Рис. 4.20. Схема централизованной (групповой) установки дыхательной аппаратуры в резервуарном парке:
1 — предохранительный мембранный клапан; 2 — трубы металлические диаметром 400 мм; 3 — задвижка; 4 — огневой предохранитель; 5 — асбоцементные трубы диаметром 400 мм; 6 — дыхательный клапан
тельная аппаратура (дыхательные и предохранительные клапаны, огневые предохранители) устанавливается обычно в виде индивидуальных комплектов приборов (по нескольку штук на каждом резервуаре).
Для горизонтальных металлических резервуаров согласно стандарту предусматривается следующее оборудование:
измерительный люк;
хлопушка с управлением;
огневой предохранитель с коленом;
дыхательный клапан;
задвижка;
водогрязеспускная пробка;
заземление резервуара.
4.8.	Очистка резервуаров от осадков мазута
С течением времени на днищах мазутных резервуаров накапливается осадок, сокращающий полезную вместимость и затрудняющий их эксплуатацию. Осадок представляет собой густую массу темно-коричневого цвета
и может распределяться неравномерно. Наибольшая его толщина создается на участках, отдаленных от приемно-раздаточных патрубков. Поэтому не реже одного раза в год мазутный резервуар должен очищаться от накопившегося осадка. Некоторыми конструкторскими организациями (Гипронефтехим, ВНИИСПТнефть, ЮВэнергочермет) был предложен ряд способов удаления осадков [93, 94].
Дчя предотвращения накопления их в мазутных резервуарах Гипронефтехимом было разработано устройство, дающее хорошее перемешивание мазута по всему объему резервуара. Конструкция устройства показана на рис. 4.21 и 4.22. Принцип действия заключается во вращении соплового устройства, которое создается за счет использования силы реакции, истекающей из сопла струи, для чего ствол сопла отогнут на 30° в плоскости вращения.
Стойка изготовлена из трубы и жестко прикреплена к днищу в центре резервуара. Непо-
165
Рис. 4.21. Схема расположения устройства для перемешивания мазута в резервуаре:
1 — стенка резервуара; 2 — ствол сопловой части; 3 — тормозная лопастная система; 4 — подводящий трубопровод; 5 — фильтр; а и Ь~ плечи моментов вращения
1
Рис. 4.22. Схематичный разрез устройства для перемешивания мазута в резервуаре:
1 — лопасть тормозная; 2 — подводящий трубопровод; 3 — неподвижная стойка; 4 — вращающаяся обойма; 5 — ствол; 6— хлопушка; 7— сопло; 5 —днище резервуара
движная стойка песет на себе поворотное сопловое устройство и имеет четыре окна для пропуска мазута в ствол сопла. К верхнему концу стойки подключается мазутная подводящая труба. Сопловое устройство состоит из обоймы, которая надевается на посадочные поверхности стойки. В обойму вварен ствол, который заканчивается соплом. Фильтр на подводящей трубе, монтируемый вне резервуара, предохраняет сопло от засорения.
Существует способ размыва осадков в ре-
Рис. 4.23. Система размыва осадка осесимметричными соплами:
1 — резервуар; 2 — сопло; 3 — донный осадок
зервуаре с помощью стационарных веерных или осесимметричных сопел (рис. 4.23), предложенный ВНИИСПТнефть [82].
Принцип действия заключается в размыве осадков затопленными струями. Размытые отложения откачиваются из резервуара насосами. Недостатком размыва с помощью веерных и осесимметричных сопел является то, что в окрестности сопел осадки (донные отложения) быстро размываются и в дальнейшем продолжает промываться уже очищенное дно. Если сравнивать качество работы сопел, то предпочтение отдается осесимметричным соплам. Это объясняется тем, что в них энергия струи подается более концентрировано, поэтому одним соплом размывается большая площадь днища. Если в веерной струе скорость на оси равна 0,4 м/с на расстоянии 3,5 м от сопла, то при том же давлении и расходе жидкости в подводящей трубе в осесимметричной струе осевая скорость, равная 0,4 м/с, будет па расстоянии 15 м. Таким образом, осесимметричная вращающаяся струя способна размыть площадь в 19 раз больше, чем веерная [82].
ЮВэпергочерметом [83] была проведена работа по разработке способа очистки подземных резервуаров от отложений с применением активных присадок типа ВНИИ НП (ВНИИ НП-102 и ВНИИ НП-106). Отличительная особенность этого способа — предварительная подготовка к проведению очистки, которая заключается в отборе проб осадков, определении высоты их слоя; расчете требуемого количества присадки. Преимуществом такого способа является то, что мазут, стабилизированный присадкой, после размыва осадков может быть использован по прямому назначению при условии разбавления его свежим.
166
1
X--
Рис. 4.24. Принципиальная технологическая схема очистки резервуаров от отложений мазута:
1 — железнодорожная цистерна для присадки; 2 — насос центробежный; 3 — фильтр для присадки; 4— резервуары для хранения присадки; 5 - резервуар, предназначенный для чистки от отложений; 6— мерный бак; 7 — иасос-дозатор; S— размывающие головки; 9 — насос артезианский; 10 — пробоотборный кран; 11 — сливной лоток; I— слив присадки из цистерны; II — дозирование присадки в остальные резервуары мазутохозяпства; III — вариант подачи насосом-дозатором присадки в сливной чоток
Энергочерметом разработана технологическая схема системы очистки резервуаров от осадков (рис. 4.24) [83]. В схеме рассматриваются два варианта: первый — основной, предусматривающий дозирование присадки из мерного бака 6 и использование для ее приема и хранения железнодорожной цистерны 7; по второму варианту дозирование присадки осуществляется насосом-дозатором 7, а для ее хранения служат два резервуара 4 [83]. Присадка подается в резервуар одновременно с мазутом, поступающим по линии рециркуляции. Перекачиваются они через размывающие головки S, насаженные на концы трубопроводов. Контроль эффективности размыва осуществляется при сопоставлении показателей качества исходного мазута и смеси мазута с осадками [83].
Для очистки резервуаров после их опорожнения используют ряд традиционных способов.
Старейший способ — ручная очистка с применением простейших средств. Вначале пригодный мазут откачивают передвижными перекачивающими средствами. При этом все подходящие к резервуару трубопроводы отсоединяют и закрывают заглушками. Одновременно с этим открывают все верхние и нижние люки и лазы с целью проветривания резервуара от паров мазута. Такая естественная вентиляция является продолжительной
операцией и может длиться до 10 дней. Для полного удаления паров мазута резервуары пропариваются, количество пара для проведения этой операции должно быть таким, чтобы внутри резервуара поддерживалась температура 60—70 °C. После пропарки резервуар повторно вентилируется до полного охлаждения, а затем промывается холодной водой в течение 2—3 ч. Если на дне резервуара остался осадок мазута, то после вентиляции его удаляют через нижний люк деревянными лопатками и скребками [28]. При этом необходимо постоянно разжижать осадок горячей водой и проветривать резервуар. Недостатками такого способа очистки являются: высокая продолжительность полной очистки резервуара; значительный расход горячей воды; применение ручного труда; неполная очистка резервуара; высокая стоимость [28, 92].
Механизированный способ основан на гидродинамическом воздействии струи раствора па осадок мазута, оседающий на внутренней поверхности резервуара. В результате химического воздействия раствора осадок отрывается от поверхности и создает легко расслаивающуюся эмульсию типа «масло в воде». При этом струи раствора, пересекающие пространство резервуара, поглощают пары мазута, тем самым дегазируя резервуар. Образующаяся эмульсия собирается в специальный
167
Таблица 4.15. Концентрация моющих препаратов МЛ для очистки резервуаров от осадков мазута
Тип препарата	Концентрация, %
МЛ-1	0,5 — 0,6 (в морской воде)
МЛ-2	0,5 — 0,6 (в пресной воде)
МЛ-6	0,1 — 0,2 (в морской воде)
Рис. 4.25. Принципиальная схема очистки резервуара раствором препарата МЛ с его каскадированием
Рис. 4.26. Принципиальная схема очистки резервуара раствором препарата МЛ-6 без его каскадирования (обозначения те же, что на рис. 4.25)
бачок, где разделяется на раствор и отмытые остатки. Применение в качестве раствора препаратов МЛ обеспечивает сохранение отмытого мазута и улучшение его товарных качеств за счет снижения обводненности [28].
Преимуществами использования моющих препаратов МЛ являются: исключение использования ручного труда во вредных условиях; отсутствие необходимости в предварительной пропарке резервуаров; сохранение качества мазута и возможность его использования без дальнейшего обезвоживания; не-токсичность и взрывобезопасность препаратов, хорошая растворимость их в воде; сокращение времени чистки резервуара [28].
В зависимости от концентрации сущест
вуют следующие препараты: МЛ-1, МЛ-2 и МЛ-6 (табл. 4.15) [28].
На рис. 4.25 [28] представлена принципиальная схема механизированной очистки резервуара раствором препарата МЛ-1 или МЛ-2 с использованием системы каскадных отстойников. Нагретый до температуры 70—80 °C водный раствор препарата МЛ подается насосом 4 под давлением 0,9—1,1 МПа на моечную машинку S, находящуюся внутри емкости 6. После воздействия струи растйЪ-ра образуется легкоподвижная эмульсия 7, которая откачивается насосом 5 в отстойник 3, где она самопроизвольно разделяется на мазут I и раствор 2. Образованный раствор из последней ступени каскадного отстойника подается по замкнутому циклу насосом 4 в очищаемую емкость [28].
Препарат МЛ-6, созданный на основе синтетических поверхностно-активных веществ, дает более полное и быстрое разделение эмульсии, что позволяет очищать емкость также по замкнутому циклу, но без каскадирования раствора (рис. 4.26) [28].
Известна схема механизированного способа очистки без каскадирования раствора, представленная на рис. 4.27 [28]. Моющий раствор, подогретый до температуры 70—80 °C в резервуаре 1, при помощи насоса 2 забирается по трубопроводу 3 и подается по нагнетательному трубопроводу 4 и рукаву 5 к гидромонитору 6, опущенному в резервуар 7 с остатком мазута. Эмульсия по трубопроводу 8 тем же насосом 2 откачивается в резервуар 9, где она расслаивается. Из резервуара 9 моющий раствор откачивается вновь в резервуар 1, а мазут по трубопроводу 10 направляется в резервуар, не проходящий очистку [28].
4.9.	Противопожарные мероприятия при хранении мазута
Резервуарные парки должны быть обеспечены устройствами для тушения пожаров или иметь оснащенную техническими средствами пожарную команду. При пожаре тушение горящих нефтепродуктов в резервуарах осуществляется следующими возможными
168
7
6
Рис. 4.27. Схема механизированной очистки резервуаров
средствами: химической пеной, воздушномеханической пеной, распыленной водой, водяным паром и углекислым газом.
Системы пожаротушения подразделяются на стационарные, полустационарпые и передвижные [44, 88].
Стационарной системой считается такая система, в которой оборудование резервуаров, система трубопроводов и пенообразующие аппараты установлены стационарно.
При полустационарной системе оборудование и трубопроводы монтируются стационарно, а пенообразующие аппараты подаются во время пожара.
При передвижной системе все оборудование доставляется к месту пожара.
Для наземных резервуаров вместимостью до 1000 м3, для всех подземных и полупод-земных резервуаров применяется передвижная система пожаротушения.
При возникновении пожара в мазутном резервуаре необходимо [84]:
—	сообщить о возникновении пожара начальнику смены котлотурбииного цеха и вызвать пожарную команду;
—	откачать (по возможности) мазут из горящего резервуара в другие резервуары мазутохранилища;
—	отключить резервуар по линии заполнения;
—	закрыть пожарные задвижки в мазутонасосной;
—	включить систему подачи пены в резервуар (автоматически, дистационно или вручную).
Во избежание пожара необходимо придерживаться следующих правил:
—	на территории мазутохранилища запрещается курить, разводить огонь, пользоваться факелами, фонарями не во взрывобезопасном исполнении (на расстоянии менее 20 м);
—	запрещается включение паровых регистров до начала слива мазута с температурой вспышки ниже 61 °C;
—	включение паровых регистров следует производить при уровне мазута над регистрами не менее 500 мм;
—	движение транспорта, не оборудованного искроуловительными приспособлениями, должно осуществляться только по пожарным проездам;
—	дороги, проезды, подъезды к сооружениям, пожарным гидрантам и средствам пожаротушения нельзя загромождать и использовать для складирования материалов, деталей и оборудования;
—	ремонтно-монтажные огневые работы (сварка, резка) разрешается проводить на расстоянии не ближе 20 м от резервуарного парка;
—	запрещается производить огневые работы на резервуарах без проведения их дегазации;
169
Таблица 4.16. Основные технически характеристики
установки ГПСС-2000	
Показатель	Значение
Рабочее давление перед распылителем, МПа	0,4-0,6
Расход 6%-ного водного раствора пенообразователя, м3/с	(17+21)-10~3
Кратность пены	Не менее 70
Давление перед распылителем для расфиксации затвора, МПа	Не более 0,2
Усилие, необходимое для срабатывания ручного дублирующего привода, кг	Не более 25
Время тушения пожара, мин	Не более 10
— осуществлять чеканку резервуаров допускается только холодным способом, при условии, что места чеканки будут все время обрабатываться густой смазкой, а инструмент для чеканки должен быть изготовлен из металла, не дающего искр;
— резервуары, подлежащие вскрытию в связи с ремонтом, должны быть отсоединены от действующего оборудования заглушками, освобождены от находящегося в них мазута и очищены от его остатков (пропарены), при этом все люки и лазы должны быть открыты [84].
Для резервуаров большой вместимости вопрос пожаротушения стоит наиболее остро. Для автоматического пожаротушения институт «Гипротрубопровод» предложил монтировать на таких резервуарах установку ГПСС-2000. Характеристики установки приведены в табл. 4.16 [85].
На рис. 4.28 [86] представлена схема монтажа установки ГПСС-2000 со всеми вспомогательными устройствами на стальном вертикальном резервуаре РВС-20000 с понтоном. ГПСС-2000 представляет собой прямоугольный короб из листового железа с усиливающими элементами в местах сгиба. Корпус короба приварен к корпусу резервуара.
Рис. 4.28. Схема монтажа установки ГПСС-2000 на резервуаре РВС-20000:
1 — ГПСС-2000; 2— площадка для обслуживания; 3 — лестница-стремянка; 4 — растворопровод; 5 — понтон; 6 — короб верхнего ввода
Прочность конструкции достаточна для сохранения ее в работоспособном состоянии после воздействия взрывной волны. Для возможности ввода в резервуар передняя часть корпуса выполнена в виде конфузора. Для защиты от паров нефтепродуктов конфузор выполнен с откидывающейся герметичной крышкой. На задней стенке корпуса размещается патрубок диаметром 108 мм для подключения растворопровода. Снизу корпус открыт для возможности подсоса наружного воздуха в период подачи пенного раствора. Для осмотра и ремонта на верхней части корпуса имеется смотровой люк диаметром 300 мм. Все эти элементы вместе с деталями и специальными технологическими устройствами внутри корпуса представляют собой пенную камеру. Сброс пеновоздушной огнетушащей смеси внутрь резервуара осуществляется через «окна» в местах его кровли [86].
АЛГОРИТМ И МЕТОДИКА РАСЧЕТА ПРОЦЕССОВ ПОДОГРЕВА МАЗУТА В РЕЗЕРВУАРАХ
5.1. Способы подогрева мазута в резервуарах
Как уже говорилось, мазут, поступающий в резервуары из цистерн и приемных емкостей, находится в подогретом состоянии. Далее при его хранении в резервуарах необходимо постоянно не только поддерживать температуру для предотвращения застывания и обводнения, но также дополнительно подогревать мазут до требуемой Правилами эксплуатации температуры.
Дополнительный подогрев мазута в резервуарах и приемных (промежуточных) и расходных баках производится до значений температур, приведенных ниже:
Марка мазута М20 М40 М60	М80 М100 М200
Температура
подогрева, °C 30-55 40-60 50-70 60-80 60-80 70-90
Меньшие значения температур подогрева
мазута принимаются согласно [28] при перекачке его винтовыми и шестеренчатыми насосами, большие значения — при перекачке центробежными насосами, а средние значения — при перекачке поршневыми и скальча-тыми насосами.
Подогрев мазута в резервуарах может осуществляться следующими способами:
с помощью статических подогревателей, к которым относятся парозмеевиковые и секционные подогреватели;
при использовании циркуляционного подогрева с помощью выносных отдельных подогревателей;
стационарными качающимися вибрационными подогревателями;
горизонтальными вращающимися шнековыми подогревателями;
с помощью электроподогревателей.
Парозмеевиковые подогреватели монтируют в
Рис. 5.1. Размещение парозмеевиковых подогревателей в цилиндрическом вертикальном наземном резервуаре:
1 — резервуар; 2 — подогреватель; 3, 6 — опоры; 4 — кожух местного подогревателя; 5 — местный змеевиковый подогреватель; 7 — паропровод; 8 — мазутопровод; 9— конденса-топровод; 10 — хлопушка
171
Рис. 5.2. Расположение местного змеевикового подогревателя в железобетонном резервуаре (V = 5000 м5) для хранения мазута:
1 — резервуар; 2— подогреватель
нижней части резервуаров или баков. Иногда для увеличения мощности и площади поверхности нагрева применяют дополнительные «ширмовые секции» [35].
Вариант размещения парозмеевиковых подогревателей в наземном вертикальном резервуаре представлен на рис. 5.1. Теплово
му расчету парозмеевиковых подогревателей посвящено достаточно большое число работ, некоторые формулы из которых будут приведены ниже (см. § 5.2).
Секционные подогреватели изготовляются и комплектуются из отдельных подогревательных элементов, представляющих собой ряд параллельныхтрубок, вваренных в коллекторы, в которые подается пар. Вся конструкция монтируется внутри резервуара.
На рис. 5.2 показаны местные змеевиковые подогреватели, которые в отличие от общих (см. рис. 5.1) применяются в резервуарах, уже оборудованных общими подогревателями или циркуляционным подогревом, для дополнительной подачи теплоты в зону забора (откачки) мазута из резервуара.
Подогревательные элементы маркируются ПЭ и отличаются друг от друга площадью поверхности нагрева и габаритами.
Подогревательный элемент (рис. 5.3) состоит из четырех параллельных трубок размером 60x3,75 мм, концы которых вварены в коллекторы размером 108x4 мм.
Основные характеристики подогревательных элементов ПЭ представлены в табл. 5.1.
Для находящих наибольшее распространение вертикальных стальных резервуаров типа РВС по отраслевым нормалям из подогревательных элементов ПЭ комплектуются общие
В
Рис. 5.3. Подогревательный элемент ПЭ в сборе:
а — подогревательный элемент; б— соединительный коллектор; в — стойка; 1 — трубка подогревателя; 2— коллектор; 3 — соединительная муфта; 4 — патрубок; 5 — хомут с гайкой; 6— выдвижная стойка; 7— опора для подогревателей; 8 — неподвижная стойка
172
Таблица 5.1. Основные технические характеристики подогревательных элементов ПЭ
Тип	Длина, м		Ширина, м	Площадь поверхности нагрева, м2
	между осями коллекторов, А	общая, В		
ПЭ-1	2,0	2,44	0,45	1,70
ПЭ-2	2,5	2,94	0,45	2,06
ПЭ-3	3,0	3,44	0,45	2,42
ПЭ-4	4,0	4,44	0,45	3,14
ПЭ-5	5,0	5,44	0,45	3,86
ПЭ-6	6,0	6,44	0,45	4,58
Таблица 5.2. Площади поверхностей нагрева, м2, различных марок общих секционных подогревателей для резервуаров типа РВС
Вместимость резервуара, м3	Марка						
	П-1	П-2	П-3	П-4	П-5	П-6	П-7
100	7,3	—	—	8	9	13	14
200	8,3	10	—	8	15	20	25
300	8,3	13	—	16	22	25	33
400	9,0	13	15	19	22	30	36
700	15,0	19	23	30	46	50	—
1000	20,0	25	28	38	52	61	75
2000	30,0	34	47	77	85	110	—
3000	43,0	62	85	106	127	177	—
5000	56,0	80	106	130	155	190	-
секционные подогреватели типа П, площади поверхностей нагрева которых приведены в табл. 5.2.
Схема расположения в наземном резервуаре общих секционных подогревателей, набранных из элементов типа ПЭ, представлена на рис. 5.4.
На рис. 5.5 представлена схема размещения общих секционных подогревателей в железобетонном подземном приемном резервуаре мазутного хозяйства ГРЭС. Здесь используются секции с суммарной площадью поверхности 48 м2, изготовленные из труб с диаметром и толщиной стенки 32x2,5 мм.
В промышленных и отопительных котельных в баках и резервуарах применяют местные секционные подогреватели, набранные из секций типа ПЭ. Они, как уже гово-
Рис. 5.4. Размещение общих секционных подогревателей в наземном резервуаре:
1 — резервуар; 2 — секционных4! подогреватель; 3, 6 — опоры; 4 — паропровод; 5 — мазутопровод; 7 — конденсатопровод; 8 — муфта; 9 — коллектор
173
2500
Рис. 5.5. Размещение общих секционных подогревателей в железобетонном подземном приемном резервуаре мазутного хозяйства ГРЭС:
1— резервуар; 2— подогревательный элемент (диаметр и толщина стенки 32x2,5 мм, длина 2420 мм); 3— подвод пара (диаметр и толщина стенки трубы 32x2,5 мм); 4— отвод конденсата (диаметр и толщина стенки трубы 32x2,5 мм); 5 — коллектор
рилось, используются в резервуарах с общими подогревателями и в резервуарах с циркуляционным подогревом. Основные технические характеристики местных секционных подогревателей приведены в табл. 5.3.
Схема расположения местного секционного подогревателя в резервуаре представлена на рис. 5.6.
Местные змеевиковые подогреватели также применяются в аналогичных случаях для дополнительного подогрева мазута в зоне заборной трубы (см. рис. 5.2).
Как видно из представленных схем, возможно параллельное (см. рис. 5.4) или раздельное (см. рис. 5.5) размещения секционных подогревателей, при этом параллельное размещение обеспечивает более равномерный подогрев мазута.
Недостатками статических методов подогрева мазута являются большое число соеди
нений и громоздкость металлоконструкций подогревателя. Преимуществом является возможность подключения не всей секции, а только части элементов.
Для подогрева мазута в резервуарах при помощи секционных подогревателей используется обычно пар давлением 0,6 МПа. На выходе конденсата из подогревателей устанавливают конденсационные горшки с термостатом или клапаны для ручной регулировки выпуска конденсата [44]. При небольших длинах труб и небольшом числе секций может применяться пар давлением менее 0,4 МПа.
Иногда местные секционные подогреватели размещают в специальных кожухах или колпаках, монтируемых внутри резервуаров из тонколистовой стали. Мазут поступает в кожух через откидные люки. Такое применение нагревательных устройств часто называ-
174
Таблица 5.3. Основные технические характеристики местных секционных подогревателей
Площадь поверхности нагрева, м2	Подогревательные элементы		Габаритные размеры, м		
	Марка	Число, шт.	Длина	Ширина	Высота
12	ПЭ-1	6	4,2	1,3	1,3
17	ПЭ-3	6	5.2	1,3	1,3
20	ПЭ-4	6	6,5	1,3	1,3
29	ПЭ-6	6	8,5	1,3	1,3
40	ПЭ-4	12	6,5	2,6	1,3
58	ГТЭ-5	12	8,5	2,6	1,3
Рис. 5.6. Расположение местных секционных подогревателей (Г= 40 и 56 м2) в резервуаре:
1 — резервуар; 2— кожух подогревателя; 3 — подогревательный элемент; 4 — опора; 5 — коллектор; 6 — запорный клапан; 7—конденсатопроводы; 8 — паропроводы
ют методами крупнопорционного подогрева.
Например, в [152] предложена конструкция устройства, позволяющего снизить затраты теплоты и времени на разогрев мазута в резервуаре (рис. 5.7). Основной особенностью этой конструкции является использование колпака 4, позволяющего подогревать мазут в меньшем, по достаточном для откачки объеме. В пространстве колпака находятся секционные подогреватели 6 и приемнозаборные трубы 5. Колпак имеет заборную трубу 3 и трубу 2 для выпуска воздуха, необходимую для вытеснения воздуха из него через отверстия 1.
При использовании подогревателей иногда происходит обводнение мазута и загряз-
нение конденсата топливом из-за коррозии труб и течи соединений. Проведение ремонта в этом случае требует выключения резервуара и соответствующей сложной подготовки [28].
Применение циркуляционного метода позволило резко сократить время разогрева мазута, уменьшить его обводнение и вследствие эффективного перемешивания в резервуарах обеспечить высокую однородность топлива и равномерное распределение температур.
Циркуляционный контур включает в себя (рис. 5.8) [28]: резервуар 7, всасывающий трубопровод 2, насос рециркуляции Зу подогреватель рециркуляции 4У напорный трубо-
175
Рис. 5.7. Устройство для крупнопорционного подогрева мазута
провод 5, распределительный коллектор 6, насадки 7. В резервуаре мазут растекается в виде затопленных струй 5, которые обеспечивают эффективное перемешивание мазута и его однородность, а также препятствуют осаждению карбоидов.
Принцип действия циркуляционной системы подогрева [35] заключается в том, что мазут забирается из нижней части резервуара погружным насосом и прокачивается через циркуляционный подогреватель. Затем подогретое топливо по напорному трубопроводу направляется в нижнюю часть резервуара через насадки, расположенные над днищем. Для лучшего всасывания мазута погружным насосом резервуар оборудуется местным секционным подогревателем. Такая общая схема подогрева обеспечивает интенсивное перемешивание мазута и препятствует осаждению карбоидов.
На рис. 5.9 представлена схема размещения подогревателей в цилиндрическом вертикальном резервуаре при циркуляционном способе подогрева.
На рис. 5.10 [44] показана компоновка подогревательных систем при статическом (а) и циркуляционном (б) способах подогрева мазута в железобетоном прямоугольном резервуаре. При обоих способах подогреватели монтируются из типовых подогревательных элементов ПЭ.
Насадки ввариваются горизонтально по оси коллектора. Выходная кромка устанавливается строго перпендикулярно к оси насадки.
Рис. 5.8. Схема циркуляционного подогрева мазута в резервуаре
Рис. 5.9. Схема размещения подогревателей (площадь поверхности нагрева 6,1 м2) в резервуаре вместимостью 5000 мя при циркуляционном методе подогрева:
/ — подогревательный элемент ПЭ-3 с площадью поверхности нагрева 2,42 м2; 2— скользящая опора для подогревательного элемента; 3 — опора для трубы; 4 — трубопровод (159x4,5 мм) для подачи горячего мазута; 5 — паропровод (48x3,5 мм); 6 — конденсатопровод (34x3,5 мм); 7—насадок; 1 — опоры для трубы; 11— опора для двух подогревательных элементов
176
Таблица 5.4. Основные технические характеристики систем циркуляционного подогрева мазута
Вместимость резервуара, м3	Площадь поверхности нагрева, м2	Число сопел	
		для циркуляционного подогрева	для размыва при очистке
100	3,0	—	4
250	3,0	—	4
500	3,0	2	4
ЮОО	11,0	2	4
2000	15,6	2	4
3000	20,7	2	4
5000	40,0	2	4
10 000	60,0	3	6
20 000	80,0	4	8
30 000	100,0	4	16
40 000	150,0	6	18
Рис. 5.10. Размещение подогревателей в прямоугольном резервуаре вместимостью 2000 м3 при статическом и циркуляционном способах подогрева:
а — статический способ (площадь поверхности нагрева подогревателей 105 м2); 1 — подогревательный элемент ПЭ-3 с площадью поверхности нагрева 2,42 м2; 2 — коллектор для трех подогревательных элементов; 3 — труба (108x4 мм); 4 — паропровод (89x4 мм); 5 — то же (60x4 мм); 6 — конденсатопровод (60x4 мм); 7— приемораздаточная труба; 8— приямок:
б— циркуляционный способ (площадь поверхности нагрева подогревателей 5,6 м2); 1 — подогревательный элемент ПЭ-1 с площадью поверхности нагрева 1,7 м2; 2— приемо-раздаточная труба (D = 400 мм); 3 — труба для ввода горячего мазута (108x4 мм); 4 — паропровод (48x3,5 мм); 5 — конденсатопровод (34x3,5 мм); 6 — опора для трубы; 7— труба (108x4 мм); 8— сопло (насадок)
177
Рис. 5.11. Схема половины основного коллектора подачи мазута для резервуара вместимостью 20 000 м3:
1-12 — насадки; длины участков, м: 0-1- 16; /-2- 1; 2-3-8; 5-4-1; 4-5 — 4; 5~6 — 1; 6-7-7; 7-5—1; 8-9— 5; 9-10-1; 10-11-8; 11-12— 1; б'-А- 1; А-7— 2; диаметры коллектора на участках, мм: 0-А — 150; А-12— 100
I о
I т!
i
В табл. 5.4 приведены площади поверхностей нагрева секционных подогревателей (при циркуляционном методе) для первоначального разогрева мазута, число сопел в насадках для разогрева всей массы мазута, а также число сопл, необходимых для размыва мазута при очистке резервуаров.
Опыт эксплуатации показал, что при циркуляционном подогреве как в металлических, так и в железобетонных резервуарах вместимостью до 10 000 м3 достигаются высокий темп, равномерное распределение температуры в объеме резервуара и устраняется осаждение карбоидов и механических примесей [35].
Аналогичные исследования З.И. Геллера [35] были выполнены для железобетонных резервуаров вместимостью 20 000 м3. На рис. 5.11 представлена схема расположения основного коллектора подачи мазута для резервуара вместимостью 20000 м3.
Проведенные гидравлические расчеты показали, что при максимальном расходе через коллектор (480 т/ч) давление перед ним составляет 9,5 МПа. Это означает, что насосы первого подъема полностью обеспечивают работу схемы [35]. Перепад давления по длине коллектора при указанном расходе незначителен, и поэтому подача мазута в резервуар по всей длине коллектора равномерная. Так, например, расход через первый насадок составляет 4,625 м3/с, а через последний — 4,425 м3/с.
Для двух значений температур мазута на выходе из подогревателя рециркуляции (115 и 130 °C) разработана номограмма (рис. 5.12) для расчета расхода мазута в зависимости от времени разогрева т и значений начальной или вероятной температуры мазута в резервуаре t*.
Проведенные гидродинамические расчеты [35] скорости всплывания подогретых струй мазута на свободную поверхность топлива в резервуаре, их радиуса и дальнобойности для различных расходов мазута показали, что для всех режимов скорость истечения из сопел должна составлять 6—17 м/с. При скорости более 17 м/с и температуре мазута /м = 115 °C происходит удар струи о
Рис. 5.12. Номограмма для расчета подогрева мазута в резервуаре вместимостью 20 000 м3: а- ^,= 130 °C; б- /^-115 °C
178
дно и стенки резервуара. При скоростях менее 6 м/с струи всплывают вблизи коллектора, не вовлекая в циркуляцию основную массу мазута. Расчеты также показали, что колонны, поддерживающие кровлю резервуара, практически не влияют на условия распространения струй при всех возможных режимах разогрева [35].
Из опыта эксплуатации следует, что годовые эксплуатационные расходы при подогреве мазута в резервуарах, например Заинской ГРЭС, с помощью секционных паровых подогревателей в 2,9 раза больше, чем при циркуляци-
Рис. 5.13. Стационарный качающийся подогреватель для местного форсированного нагрева в резервуаре
окном подогреве, при циркуляционном подогреве также повышается надежность работы котлов. Благодаря эффективному перемешиванию происходят тонкое диспергирование влаги и равномерное распределение ее по всему объему топлива.
Одним из эффективных способов подогрева вязких жидкостей является применение вибрирующих подогревателей — стациопар-
ных качающихся и горизонтальных вращающихся шнековых.
На рис. 5.13 [72] представлен стационарный качающийся подогреватель для местного нагрева в резервуаре при откачке, состоящий из одной горизонтально расположенной секции труб, качающейся на цапфах. Подогреватель приводится в движение электродвигателем через редуктор с кривошипным механизмом, находящимся вне резервуара.
Подвод пара к подогревателю и отвод конденсата осуществляются через ось качания металлическими шлангами. Зона работы его отделена от всей массы нефтепродукта в резервуаре кожухом. С одной из открытых сто
рон подогревателя [направление а (см. рис. 5.13)] поступает холодный нефтепродукт, с другой стороны через трубу, заделанную в стену резервуара, нагретый нефтепродукт откачивается из него. Такой подогреватель очень удобен в эксплуатации, так как при необходимости он со всем его оборудованием может быть выдвинут из резервуара для осмо
тра, чистки и ремонта.
На рис. 5.14 [72] представлен горизонтальный вращающийся шнековый подогреватель для вязких нефтепродуктов, состоящий из трубчатого змеевика с осью из толстостенной трубы. Он приводится во вращение электродвигателем через редуктор и состоит из двух концентрических труб: наружной, по которой подается пар для подогрева, и внутренней, по которой отводится конденсат. Частота вращения всей конструкции составляет до 50 мин4.
ВНИИгаз разработал оригинальное устройство для электроподогрева стенок стальных резервуаров (рис. 5.15) [153, 154]. Из
ту

Рис. 5.14. Горизонтальный вращающийся шнековый подогреватель для резервуаров
179
Рис. 5.15. Схема присоединения электропитания к элек-трообогреваемой емкости при однофазном питании
стали 20 нарезаются уголки размером 50x50x4 мм, которые затем привариваются сплошным швом к стальной стенке емкости. В устройство под уголок протянут кабель КРПТ, который присоединен к источнику электропитания — разделительному трансформатору. Электропитание подается на кабель и корпус емкости, кабель присоединяется также к корпусу емкости. Одна фаза электропитания подводится к корпусу (на контактную пластину, приваренную к уголку, под которым находится провод), вторая фаза проходит через провод, протянутый под всеми уголками, также к корпусу (на контактную пластину, приваренную к соседнему уголку).
Устройство для электроподогрева имеет ряд достоинств: оно электробезопасно, большая часть энергии в виде теплоты выделяется непосредственно на стальной конструкции.
Особое внимание следует уделить тепловой изоляции резервуаров.
Как показано в [35], металлические резервуары должны иметь тепловую изоляцию. Тепловые потери при хранении мазута Ml00 в неизолированных стандартных резервуарах вместимостью 300, 500, 1000, 2000 и 5000 м3 при средней за период хранения тем
пературе мазута tM = 80 °C, средней температуре окружающего воздуха /возд = -30 °C и скорости ветра, равной 5 м/с, составляют соответственно 258, 357, 503, 843 и 1360 кВт-ч. Для компенсации тепловых потерь при температуре мазута ZM= 115 °C количество циркулирующего топлива будет равно 3,6; 5,0; 7,1; 11,9 и 19,2 кг/с.
Потери теплоты в металлических резервуарах со стандартной тепловой изоляцией (ми-нераловатпые маты толщиной 70 мм, штукатурка с толщиной слоя 20 мм) составляют соответственно 21,5; 28,5; 41,3; 71,1 и 119 кВт-ч.
Таким образом, при хранении мазута в резервуарах с изоляцией тепловые потери и количество циркулирующего топлива уменьшаются в 11—12 раз и затраты на устройство изоляции быстро окупаются [35].
5.2. Методика расчета подогревателей и способов подогрева мазута в резервуарах
Подогрев мазута в резервуарах необходим для поддержания его постоянной температуры с целью предотвращения застывания, обводнения и лучшей выдачи. Достигается это способами подогрева, изложенными выше (см. § 5.1). Примерные значения температур, до которых необходимо подогревать мазут в резервуарах, приведены в § 5.1.
Мазутные резервуары независимо от своей конструкции постоянно отдают теплоту в атмосферу или грунт. Кроме того, вновь загружаемый мазут может иметь различную температуру в зависимости от климатических условий, способа подачи или загрузки его в резервуар, длительности доставки.
Целью теплового расчета является определение необходимой площади поверхности подогревателя (подогревательных элементов или секций) и (или) необходимого расхода теплоносителя (пара, циркулирующего подогретого мазута). Расчет тепловых процессов в резервуарах сводится к двум основным этапам [252, 253].
Этап первый — это определение количества теплоты Q, необходимого для покрытия потерь ее qnoT от резервуара в окружающую атмосферу или грунт и для дополнительного
180
подогрева мазута в резервуаре до температур, приведенных в § 5.1.
Этап второй — это поверочный расчет способа подогрева с целью определения его основных характеристик или характеристик теплообменного оборудования, осуществляющего этот подогрев.
Причем поверочный расчет проводится при условии, что способ подогрева и (или) теплообменное оборудование должны компенсировать все теплопотери дпот и обеспечить постоянный подогрев мазута до необходимого заданного уровня.
Рассматривая более подробно первый этап расчета, можно выделить основные его цели:
определение начальной (вероятной) температуры мазута в резервуаре;
определение потерь теплоты <?П()Т в окружающую среду независимо от конструкции резервуара и способа его размещения;
определение количества теплоты Q, которое должно компенсировать потери ^пот и обеспечить постоянный дополнительный подогрев мазута до заданных конечных температур.
Начальная температура мазута — это температура, которую он имеет при подаче в резервуар или в конце длительного хранения в резервуаре. Начальную температуру часто называют вероятной температурой в связи со способами ее определения и учета факторов, от которых зависит ее значение.
Вероятной начальную температуру называют потому, что при ее определении стараются учесть все многообразие факторов, влияющих на интенсивность охлаждения нефтепродукта. К таким факторам относятся: 1) способ перевозки (железнодорожными цистернами, водным или трубопроводным транспортом); 2) температура мазута при его наливе в резервуар; 3) температура окружающей среды (наружного воздуха или грунта); 4) размеры емкости, определяющие площадь поверхности охлаждения; 5) уровень заглубления резервуара (наземный, подземный и полуподземный); 6) коэффициент теплопередачи через стенки резервуара; 7) продол
жительность охлаждения; 8) количество мазута в резервуаре и его теплофизические свойства.
Конечная температура зависит от того, для каких целей производится подогрев мазута. Для каждой технологической операции в мазутном хозяйстве имеется свое наиболее выгодное значение температуры подогретого мазута, в том числе и для храпения в резервуаре.
Для первого этапа расчета будем считать заданными следующие величины:
марка мазута;
геометрические характеристики резервуаров (диаметр, высота, ширина, длина и др.);
материал отдельных слоев стенок, днища и покрытия резервуаров;
толщины отдельных слоев стенок, днища и покрытия резервуаров (включая загрязнения, осадки) 8,ст, 8ГД, 8гп, м;
высота слоя мазута в резервуаре Ав, м;
температура мазута при заливе его в резер-вуар t„, °C;
время хранения мазута в резервуаре Т(), с;
масса мазута в резервуаре G, кг;
конечная температура мазута, до которой необходимо нагреть его в резервуаре ^м, °C;
температура окружающего воздуха t3, °C;
высота выступающей над землей части ре-зервуара /г|1Н 3, м;
глубина расположения днища резервуара Ад, м.
На рис. 5.16 представлена укрупненная блок-схема первого этапа расчета подогрева мазута в резервуарах. Как видно из рис. 5.16, методика первого этапа теплового расчета состоит из пяти расчетных блоков, обозначенных римскими цифрами I—V, при этом расчетный блок V является подпрограммой и используется для расчетов как во II, так и в III расчетных блоках методики.
I расчетный блок: определение характерных площадей поверхности резервуара. С целью наглядного представления на рис. 5.17 изображены схемы расположения наземных, полуподземных и подземных резервуаров, рассматриваемых в данной методике расчета.
181
I расчетный блок. Определение характерных площадей поверхности резервуаров
Рис. 5.16. Укрупненная блок-схема первого этапа теплового расчета процесса подогрева мазута в резервуаре
1. Определяем площадь поверхности днища Гд, м2: для вертикальных цилиндрических резервуаров (5.1) 4 где d— диаметр резервуара; для горизонтальных цилиндрических резервуаров /^ = 0;	(5.2) для прямоугольных резервуаров Fa = ab,	(5.3) где а, Ь — длина и ширина резервуара. 2. Находим площадь поверхности покрытия или кровли резервуара Fn, м2: для вертикальных цилиндрических резер-* вуаров с плоским покрытием Fn=^,	(5-4) 4	со сферическим покрытием, имеющим высоту купола Лп, (d~	.. —ч-А,; ;	(г>.5) 14 J с коническим покрытием высотой Fn=^d2+4^;	(5.6) для горизонтальных цилиндрических резервуаров Fn = 0;	(5.7) для прямоугольных резервуаров Fn = ab.	(5.8) 3. Определяем площадь поверхности стенок резервуара FCT, м2: а) для вертикальных цилиндрических резервуаров: общая площадь поверхности стенок FCT=ndhCT,	(5.9)
182
Воздух 'вн
Воздух
Воздух
Воздух
Рис. 5.17. Схемы расположения резервуаров относительно окружающих сред:
I — вертикальные цилиндрические и прямоугольные резервуары; II — то же, горизонтальные цилиндрические; а —то же, наземные; б— то же, полуподземные (при Ли „ ,> Лст~ Ли); в — то же, полуподземные (при Лин з < Лсг- Лн); г — то же, подземные
где Лст — высота стенки резервуара; площадь поверхности стенок, щих мазут в резервуаре и грунт,	разделяю-	для полуподзсмиых резервуаров при Аи н.з>Аст-А11
для наземных резервуаров		^СТ.М.Г ^Лд,
Л:т.м.г= °!	(5.10)	
для подземных резервуаров		при ЛВ11.3 < лст- hn
^ст.м.г ~	(5.П)	^ст.м.г
(5-12)
(5.13)
183
площадь поверхности стенок, разделяющих мазут в резервуаре и воздух,
для наземных резервуаров
^.М.В=«А;	(5-14)
для подземных резервуаров
^.м.и=0;	(5.15)
для полуподземных резервуаров
при АВ.Н 3^АСТ-А„
^.м^МЧ-Лд);	(5.16)
при А„ н э < Аст - Ав
Fct.m.b=°;	(5-17)
площадь поверхности стенок, разделяющих газовое пространство в резервуаре и грунт,
для наземных резервуаров
^ст.г.п.г=°;	(5.18)
для подземных резервуаров
(5.19)
для полуподземных резервуаров:
при Ав н э > hCT- hn
^ст.г.п.г=О;	(5.20)
при Ав нз< h„- hti
^.r.n.r=M\-A,);	(5.21)
площадь поверхности стенок, разделяющих газовое пространство в резервуаре и воздух,
для наземных резервуаров
7?cr.r.n.B = WcT-AH);	(5.22)
для подземных резервуаров
FCT.r.n.B=°;	(5.23)
для полуподземных резервуаров:
при Ав н.э Аст- Ав
^ст.г.п.в =МАСТ - А,);	(5.24)
при Ав н э < hCT- ha
F^^d^-hJ-,	(5.25)
общая площадь поверхности стенок F^F^ + F^,	(5-26)
где площадь поверхности торцевых стенок
FT.CT = nd2/2;	(5.27)
площадь поверхности боковых стенок F6cT = ^L,	(5.28)
здесь d — диаметр резервуара; L — длина резервуара;
площадь поверхности стенок, разделяющих мазут в резервуаре и грунт,
для наземных резервуаров
fcr.M.r’O;	(5.29)
для подземных резервуаров
fCT.M.r=^.B+^.B.	(5.30)
где площадь торцевых поверхностей резервуара, разделяющих мазут и окружающую
среду,
nd2 d2 2у1^-к2
F =0----------arctg-*-2----—+
т 2	2	° 2hn-d
+ (2ha-d)ylhud-h2-,	(5.31)
здесь
ГО, при h* <d/2, [1, приЛп>^/2;
площадь боковой поверхности резервуара, разделяющей мазут и окружающую среду,
F(K0 = Ld Ox-arctg-^ 1 2hn-d
(5.32)
для полуподземных резервуаров при А > d- h
ЪмгЧЛ (5.33)
где
r	nd2 d2	2^hd-f.
F = 0-------arctg—------
л 2	2 2h^d
+ (2hA-d)y]had-h2
(5.34)
б) для горизонтальных цилиндрических — площадь торцевых поверхностей стенок ререзервуаров:	зервуара, находящихся в грунте;
184
Fr>)l = Ld 07t - arctg
2h-d
(5.35)
— площадь боковой поверхности резервуара, находящейся в грунте;
при /гин, < d- hK к	D. П .«э	В
Лгт.м.г=	+ F6.»;	(5-36)
площадь поверхности стенок, разделяющих мазут в резервуаре и воздух,
для наземных резервуаров
Л:тмв = ^тв+	(5.37)
для подземных резервуаров
FCTMB = 0;	(5.38)
для полуподземных резервуаров:
при Ав.н.э £ d~ К
= ^.В - Л-Л +	- F6.,t	(5.39)
при Лвн.^d-h*
^.м.в = 0;	(5.40)
(5.41)
(5.42)
(5.43)
(5.44)
(5.45)
площадь поверхности стенок, разделяющих газовое пространство в резервуаре и грунт, F = р +р СТ.Г.П.Г Т.СТ.Г л б.СТ.Г’
где для наземных резервуаров ^Т.СТ.Г = 0, ^б.СТ.Г = °;
для подземных резервуаров: г = р _р р — р _ р Гт.ст.г ГТ.СТ ^Т.В’ Г б.СТ.Г 7б.ст гбл»
для полуподземных резервуаров при h*H3>d- hu
7?TXT.r = 0, F6„r = 0;
при hn H э < d- h№ p = p —p p = p _ p Гт.ст.г гт.д гт.п> Г б.СТ.Г Гб.Д Гб.1Р
площадь поверхности стенок, разделяющих газовое пространство в резервуаре и воздух,
F = F + F,	(5.46)
л СТ.Г.П.В л Т.СТ.В б.СТ.В’
где для наземных резервуаров:
^Т.СТ.В ^Т.СТ ^Т.В> ^б.СТ.В ^б.СТ ЛкВ’ (5*47) для подземных резервуаров
^т.ст.в = 0, F6.CTB = 0,	(5.48)
для полуподземных резервуаров
^СТ.Г.П.В ~ ^Т.СТ.В + ^б.СТ.В»	(5.49)
при \H3>rf-Ав
^Т.СТ.В ^Т.СТ ~^Т.В’ ^б.СТ.В ” Aj.ct” ^б.в’	(5.50)
при hn н 3 < d — hn
^Т.СТ.В ~ ^Т.СТ ”^Т.Д> ^б.СТ.В " ^б.ст- ^б.д»	(5.51)
для прямоугольных резервуаров: общая площадь поверхности стенок
^ = 2(а+Ь)^	(5.52)
площадь поверхности стенок, разделяющих мазут в резервуаре и грунт,
для наземных резервуаров
^ст.м.г = 0;	(5.53)
для подземных резервуаров
Гстмг = 2(а + Л)АВ;	(5.54)
для полуподземных резервуаров:
при Лв н 3 > Лст - Лн
Гст<мт = 2(а + />)АД;	(5.55)
при Лв н з < Аст - Ав
FCTM.r = 2(a+A)AB;	(5.56)
площадь поверхности стенок, разделяющих мазут в резервуаре и воздух,
для наземных резервуаров
FCT.M.B = 2(a+A)AB;	(5.57)
для подземных резервуаров
^стмв = 0;	(5.58)
для полуподземных резервуаров при АВ Н З>АСТ-АВ
^ст.м.в = 2(«+А)(Ав-Ад);	(5.59)
при Лв.н.3 < Аст - Ав
^ст.м.в = 0;	(5.60)
площадь поверхности стенок, разделяющих газовое пространство в резервуаре и грунт,
185
для наземных резервуаров
^т.г.п.г = о;	(5-61)
для подземных резервуаров
^Т.г.п.г = 2(«+/>)(АСТ-Лв);	(5.62)
для полуподземных резервуаров
при hR н 3 > ACT — Ав
(5-63)
при Ав н 3 < Аст - Лв
^сТ.г.в.г = 2(а+6)(Ад-А11);	(5.64)
7. Площадь поверхности, м2, находящейся в воздухе, рассчитывается по формуле
FR = F-Fr.	(5.73)
II расчетный блок: определение вероятной температуры мазута t* при хранении его в резервуаре в течение времени То.
1. Находим среднюю температуру окружающей среды /0, °C, для резервуаров, находящихся в двух средах:
площадь поверхности стенок, разделяющих газовое пространство и воздух,
для наземных резервуаров
^™ = 2(«+6)(Лст-Ав);	(5.65)
для подземных резервуаров
^ст.г.п.» = 0;	(5.66)
для полуподземных резервуаров:
при АПНЗ>АСТ-ЛВ
^г.п.в = 2(а+6)(Аст-Ав);	(5.67)
при hn н 3 < Аст - hR
^ст.г.п.н = 2(а+А)(Аст-Ад);	(5.68)
г) вагоны-цистерны и автоцистерны следует рассматривать как наземные горизонтальные цилиндрические резервуары.
4.	Определяем площадь поверхности стенок, находящихся в грунте, м2:
F = F + F	(5 69)
* СТ.Г л СТ.М.Г л СТ.Г.П.Г’
5.	Находим общую площадь поверхности резервуара, м2:
F = FA+Fcr + F„.	(5.70)
6.	Вычисляем площадь поверхности резер--	2
вуара, находящейся в грунте, м .
Fr = VA +FCT.r + УгЛ-	(5-71 )
где \|/д, 1|/п— коэффициенты, определяемые как
Уд
О для цистерн и автоцистерн,
< 1 для наземных, полуподземных и подземных резервуаров;

0 для наземных и полуподземных резервуаров, цистерн и автоцистерн,
1 для подземных резервуаров.
где Ес1 ,Лс2 — площади поверхностей, находящихся в двух окружающих средах; /с1, Zc2 — средние температуры окружающих сред.
Если в качестве окружающих сред рассмотреть воздух и грунт, то формулу (5.74) следует записать как
^=ф?-+(]-фК,	(5-75)
где ф = Fr/F;
/; = Zr(0)	(5.76)
— для наземных резервуаров;
0,5(tr(h/l)+tr(hA-hCT))Fct +
tr	—
Fr
> + (^д )^Д + *Г (^Д ~ ^СТ )Л1	/g 77ч
— для подземных вертикальных цилиндрических и прямоугольных резервуаров;
0,5(/г(Ад) + ^г(0))^г + /г(Ад)Гд
Т —	7-	п
— для полуподземных вертикальных цилиндрических и прямоугольных резервуаров;
Гг=/г(Лд-^)	(5.79)
— для подземных горизонтальных резервуаров;
г (5.72)
-Н,.(0) при /*д <<//2
(5.80)
186
— для полуподземных горизонтальных резервуаров [здесь а() =агс81п(2^Адб/-Лд/d)].
Значения tr в (5.76) и (5.80) получены как среднеинтегральные значения по площади поверхности резервуара, находящейся в грунте.
Для вагонов-цистерн и автоцистерн
<р = °,	=	(5.81)
Если значение не задано, то в качестве него можно использовать среднемесячные значения ZB для городов России, и в частности для г. Казани, представленные в табл. 5.5 и 5.6 [61].
Если выбор /в вызывает затруднение, следует производить все расчеты для наименьшего из предполагаемых значений /в.
Выражение для определения функции /г, °C, используемой в (5.76)—(5.80) можно представить в виде
=	A+2W-<!.6r. (5-82)
U,О
где 6r, 8г — среднемесячные значения температуры грунта на глубинах 1,6 и 0,8 м, представленные для некоторых городов России в табл. 5.7 [61]; Л — глубина произвольной точки.
2.	Задаемся в первом приближении значением вероятной температуры мазута в резервуаре /х, °C, после периода хранения его в течение времени т():
гх=0,5(гн+^).	(5.83)
3.	Вычисляем среднюю температуру мазута за период хранения То.
Если ———^2, то среднюю температуру “4)
мазута °C, за период хранения т0 определяют как среднеарифметическую величину
<=0,5(/x+Q.	(5.84)
Если ——=т>2, то среднюю температуру ZX
мазута , °C, за период хранения т{) определяют как среднелогарифмическое значение:
t'= 1" 1*_-,	(5.85)
м	t - 4/
^х -4)
4.	Находим коэффициент теплопередачи k' от мазута в резервуаре в окружающую среду при температуре 1^. Определение К производим по методике изложенной ниже, (согласно блок-схеме, представленной на рис. 5.16, переходим к расчетному блоку V).
При этом в качестве tM используется уже вычисленное значение :
I = С	(5.86)
5.	Уточняем значение вероятной температуры °C, за период времени т0 после залива мазута в резервуар по формуле [44]:
С = 4> +G..- 4) )ехР
(5.87)
4»с/>м ,
где Срм — удельная теплоемкость мазута, рассчитанная по формулам, приведенным ниже [см. (5.98) или (5.99)] при ZM=^ .
6.	Определяем относительную погреш
ность ez, полученную при вычисления вероятной температуры:

^х^х ^х
(5.88)
7.	Если Е,<0,1, то значение принимаем за окончательное значение вероятной температуры /х и переходим к выполнению расчетного блока III.
Если Ez > 0,1, то значению Zx присваивается новое значение Zx и расчет повторяется с п. 3 данного расчетного блока до тех пор, пока не будет выполнено условие Ez < 0,1.
Ill расчетный блок: определение потерь теплоты от мазута в резервуаре в окружающую среду за единицу времени при нагревании его от до <2м’
1.	Вычисляем среднее значение температуры мазута в резервуаре t” при его подогреве от tx до 42м.
187
Таблица 5.5. Температуры наружного воздуха, °C, для городов РФ
Город	Среднегодовая	Абсолютная минимальная	Средняя для наиболее холодной пятидневки	Средняя для наиболее холодного периода	Средняя для наиболее холодного месяца
	Северо-Западный экономический район				
Петрозаводск	2,2	-40	-29	-15	-10,6
Сыктывкар	0,4	-51	-36	-20	-15,1
Архангельск	0,8	-45	-31	-19	-12,5
Нарьян-Мар	1,2	-51	-34	-19	-14,0
Котлас	-3,5	-51	-37	-25	-16,8
Вологда	2,2	-48	-31	-16	-11,8
С.-Петербург	4,3	-36	-26	-11	-7,9*
Мурманск	0,0	-37	-27	-18	-10,1
Новгород	3,9	-45	-27	-12	-8,6
Псков	4,6	-41	-26	-11	-7,5
		Центральный экономический район			
Брянск	4,9	-42	-26	-13	-8,5
Владимир	3,4	-48	-28	-16	-11,4
Иваново	2,7	-46	-29	-16	-11,8
Тверь	3,3	-50	-29	-15	-10,4
Калуга	3,8	-46	-27	-14	-10,0
Кострома	2,7	-46	-31	-16	-11,8
Москва	3,8	-42	-26	-15	-10,2
Орел	4,6	-39	-26	-13	-9,2
Рязань	3,9	-41	-27	-16	-11,1
Смоленск	4,4	-41	-26	-13	-8,6
Тула	4,2	-42	-27	-14	-10,1
Ярославль	2,7	-46	-31	-16	-11,6
	Центрально-Черноземный экономический район				
Белгород	6,3	-37	-23	-12	-7,6
Воронеж	5,4	-38	-26	-14	-9,3
Курск	5,4	-38	-26	-14	-8,6
Липецк	5,1	-38	-27	-15	-10,3
Тамбов	4,8	-39	-28	-15	10,8
		Поволжский экономический район			
Стерлитамак	2,6	-48	-36	-20	-15,2
Уфа	2,5	-44	-35	-19	-14,6
Элиста	8,6	-34	-23	-9	-6,7
Казань	2,8	-47	-32	-18	-13,5
Астрахань	9,4	-34	-23	-8	-6,8
Волгоград	7,6	-36	-25	-13	-9,2
Камышин	6,5	-37	-26	-15	-11,0
Самара	3,8	-43	-30	-18	-13,8
Пенза	3,9	-43	-29	-17	-12,1
	Северо-Кавказский экономический район				
Махачкала	11,8	-26	-14	-2	-0,4
Нальчик	8,8	-31	-18	-5	-4,8
Орджоникидзе	7,9	-34	-18	-5	-5,0
188
Продолжение табл. 5.5
	Средне-	Абсолютная	Средняя для	Средняя для	Средняя для
Город	годовая	минимальная	наиболее	наиболее	наиболее
			холодной	холодного	холодного
			пятидневки	периода	месяца
Грозный	10,1	-33	-18	-5	-3,6
Краснодар	10,8	-36	-19	-5	-1,8
Армавир	9,9	-34	-19	-7	-3,4
Майкоп	10,5	-34	-19	-5	-1,7
Новороссийск	12,7	-24	-13	-2	2,6
Сочи	14,1	-14	-3	2	5,8
Туапсе	13,4	-19	-7	2	4,4
Ставрополь	9,1	-36	-19	-7	-3,7
Ростов-на-Дону	8,7	-33	-22	-8	-5,7
Каменск-Шахтинский (Ростовская обл.)	8,2	-40	-24	-10	-6,6
		Уральский экономический район			
Ижевск	2,1	-46	-34	-19	-14,2
Курган	0,8	-49	-37	-24	-18,5
Оренбург	3,9	-42	-31	-20	-14,8
Пермь	1,5	-45	-35	-20	-15,1
Кудымкар	0,8	-48	-37	-21	-15,7
(Пермская обл.) Екатеринбург	1,2	-43	-35	-20	-15,3
Челябинск	1,5	-44	-34	-21	-16,4
Магнитогорск	1,2	-46	-34	-22	-16,9
	Западно-Сибирский экономический район				
Барнаул	1,1	-52	-39	-23	-17,7
Бийск	0,5	-53	-38	-24	-18,2
Рубцовск	1,6	-49	-38	-23	-17,8
(Алтайский край) Кемерово	-0,4	-55	-39	-24	-19,2
Киселевск	0,4	-50	-39	-23	-17,7
(Кемеровская обл.) Новосибирск	-од	-50	-39	-24	-19,0
Омск	0	-49	-37	-23	-19,2
Томск	-0,6	-55	-40	-25	-19,2
Тюмень	1,3	-50	-37	-21	-16,6
Березово	-3,8	-53	-43	-27	-22,0
(Тюменская обл.) Салехард	-6,4	-54	-42	-29	-23,6
Сургут	-3,1	-55	-43	-28	-22,0
Тобольск	0	-46	39	-22	-18,5
Ханты-Мансийск	-1,4	-50	-41	-24	-19,8
	Восточно-Сибирский экономический район				
Нижнеангарск	-3,2	-47	-33	-25	-22,8
Улан-Удэ	-1,7	-51	-37	-28	-25,4
Кызыл	-4,5	-58	-48	-37	-38,7
Красноярск	0,5	-53	-40	-22	-17,1
Ачинск	-0,2	-60	-41	-23	-17,9
Диксон	-11,5	-51	-41	-33	-26,3
189
Окончание табл. 5.5
Город	Среднегодовая	Абсолютная минимальная	Средняя для наиболее холодной пятидневки	Средняя для наиболее холодного периода	Средняя для наиболее холодного месяца
Дудинка	-10,2	-57	-46	-35	-28,0
Игарка	-8,7	-64	-48	-34	-28,6
Канск	-0,7	-51	-42	-26	-20,2
Тура	-9,5	-67	-55	-44	-36,7
(Красноярский край) Иркутск	-1,1	-50	-37	-25	-20,9
Бодайбо	-5,6	-55	-47	-36	-31,8
(Иркутская обл.) Братск	-2,2	-57	-43	-30	-22,6
Чита	-3,1	-54	-38	-31	-27,7
Агинское (Читинская обл.)	-1,9	-51	-36	-26	-23,6
	Дальневосточный экономический район				
Якутск	-10,3	-64	-55	-45	-43,2
Алдан	-6,2	-51	-42	-32	-27,8
Верхоянск	-15,7	-68	-59	-51	-48,6
Вилюйск	-9,3	-61	-52	-42	-38,2
Тикси	-13,4	-54	-44	-35	-33,3
Владивосток	4,0	-31	-24	-16	-14,4
Находка	4,3	-30	-20	-14	-12,8
Уссурийск	2,6	—46	-31	-21	-20,3
Хабаровск	1,4	-43	-31	-23	-22,3
Комсомольск-	-0,7	-50	-35	-27	-25,6
на-Амуре Николаевск-	-2,4	-47	-35	-25	-23,9
на-Амуре Благовещенск	0	-45	-34	-25	-24,3
Тында	-6,5	-54	-42	-35	-31,7
Петропавловск-Камчатский	1,9	-34	-20	-10	-8,4
Оссора	-2,4	-48	-31	-20	-14,3
(Камчатская обл.) Усть-Кам чатск	-0,9	-42	-27	-16	-12,4
Магадан	-4,7	-50	-29	-23	-21,0
Анадырь	-8,0	-51	-40	-30	-22,8
Александровск-Сахалинский	0,3	-41	-27	-19	-18,5
Оха	-2,4	-42	-29	-22	-19,9
(Сахалинская обл.) Поронайск (Сахалинская обл.)	0	-42	-28	-20	-17,7
Южно-Сахалинск	2,1	-39	-24	-15	-13,8
190
Таблица 5.6. Среднемесячные наружные температуры воздуха для г. Казани, °C
Сентябрь	Октябрь	Ноябрь	Декабрь	Январь	Февраль	Март	Апрель	Май	Июнь
+10,7	+3,2	-4,7	-11,0	-13,5	-12,9	-7,0	+3,3	+ 12.1	+ 16,9
Таблица 5.7. Температуры почвы на различных глубинах для городов РФ, °C
Город	На глубине 0,8 м			На глубине 1,6 м		
	Низшая среднемесячная (отопительный период)	Высшая среднемесячная (летний пероиод)	Средняя за год	Низшая среднемесячная (отопительный период)	Высшая среднемесячная (летний период)	Средняя за год
		Северо-Западный экономический район				
Петрозаводск	-ОД	13,4	5,0	0,8	11,4	5,1
Сыктывкар	0,2	12,7	4,7	0,9	10,2	4,6
Архангельск	0,7	13,1	5,2	3,82	6,2	5,0
Вологда	1,1	13,6	6,0	2,1	11,2	6,0
С.-Петербург	0,9	14,5	6,8	3,4	11,5	7,2
Новгород	2,5	11,2	6,4	3,2	10,2	6,4
		Центральный экономический район				
Брянск	0,4	17,0	7,7	1,9	15,5	7,8
Тверь	0,8	14,9	6,8	2,1	12,8	6,7
Кострома	0,3	15,2	6,2	1,4	13,0	6,2
Москва	-0,7	16,4	6,2	2,4	12,2	6,7
Смоленск	1,1	14,7	6,8	2,3	12,5	6,9
		Волго-Вятский экономический район				
Н. Новгород	0,6	15,9	6,8	1,8	13,4	6,8
Киров	0,2	14,4	5,6	1.5	11,4	5,7
	Центрально-Черноземный экономический район					
Воронеж	0,8	17,0	8,1	3,0	14,0	8,2
Курск	1,0	16,2	7,7	2,5	13,8	7,7
Тамбов	0,4	16,8	7,5	2,3	13,3	7,5
		Поволжский экономический район				
Уфа	0,7	15,9	6,7	2,1	12,0	6,7
Казань	-0,2	14,9	6,2	1,6	12,2	6,3
Астрахань	2,4	22,7	12,4	5,9	19,1	12,4
Самара	-0,4	15,9	6,8	1,6	12,9	6,9
Пенза	-0,4	16,4	6,9	1,9	13,3	7,0
		Северо-Кавказский экономический район				
Орджоникидзе	3,1	18,7	10,9	5,8	16,4	и,о
Краснодар	4,5	22,6	12,9	6,4	19,7	12,9
Новороссийск	3,9	21,4	12,4	5,8	18,7	12,2
Сочи	8,0	23,6	15,4	9,6	21,0	15,1
Ростов-на-Дону	1,8	20,8	10,8	4,7	17,0	10,8
191
Окончание табл. 5.7
Город	На глубине 0,8 м			На глубине 1,6 м		
	Низшая среднемесячная (отопительный период)	Высшая среднемесячная (летний пероиод)	Средняя за ГОД	Низшая среднемесячная (отопительный период)	Высшая среднемесячная (летний период)	Средняя за ГОД
Оренбург	-0,8	Уральский эко 15,6	комический f 6,9	>айон 1,9	12,6	7,2
Пермь	-од	13,6	5,3	1,1	10,8	5,2
Екатеринбург	-од	13,5	<	5,5	1,2	пд	5,5
Челябинск	-0,9	12,6	4,9	-	—	-
Барнаул	-2,0	Западно-Сибирс] 15,1	СИИ ЭКОНОМИИ 5,3	еский район 1,2	12,4	6Д
Кемерово	-1,9	12,9	3,9	0,3	9,5	4,0
Новосибирск	-2,0	14,6	4,8	0,5	11,3	5,0
Омск	-2,8	13,8	4,6	-1,0	13,4	4,5
Томск	-1,0	13,4	4,5	0,7	10,9	4,8
Тюмень	-0,9	14,3	5,3	0,9	11,9	5,4
Тобольск	2,4	13,9	4,0	-0,9	14,3	5,39
Улан-Удэ	-10,2	Восточно-Сибир 15,4	СКИЙ ЭКОНОМИ 3,0	[ческий район -з.з	ПД	3,4
Кызыл	-4,3	10,1	2,0	-0,8	6,4	2,2
Красноярск	-5,3	12,4	2,7	-2,3	8,3	2,4
Иркутск	-2,2	11,8	3,2	0,3	7,9	3,1
Чита	-12,2	13,6	1Д	-7,6	9,5	1Д
Якутск	-14,1	Дальневосточнь 9,6	1Й экономичен -2,6	ский район -7,9	1,5	-2,8
Владивосток	-1,8	16,3	6,3	1,0	13,8	6,6
Хабаровск	-7,0	18,1	4,4	-2,3	13,5	4.5
Комсомольск-на-Амуре	-4Д	14,4	3,8	-0,9	11,3	3,9
Петропавловск-Камчатский	0,4	11,2	4,6	1,1	9,6	4,6
Поронайск (Сахалинская обл.)	0	11.2	4,2	0,8	9,6	4,3
Если отношение ——то среднюю «х-4>
температуру определяют как среднеарифметическую по формуле
t'M = 0,5(/х+<2м).	(5.89)
Если ——^->2, то среднюю температуру zx ~4)
7" находят как среднелогарифмическую
^2м
1п^'
(5.90)
^х-4)
Здесь /0 определяем по (5.75).
2.	Находим коэффициент теплопередачи k" от мазута в резервуаре в окружающую среду при температуре 1". Определение k" (также как и k' в предыдущем расчетном блоке) проводим по методике, изложенной ниже (согласно рис. 5.16 переходим к расчетному блоку V). При этом в качестве /м используется уже полученное значение l”\
ТМ~Т".	(5.91)
3.	Вычисляем потери теплоты в окружающую среду, Вт:
4tmT = Fk	(5.92)
192
IV расчетный блок: определение количества теплоты, необходимое для подогрева мазута в резервуаре от t* до
Искомое количество теплоты, Дж, (^од найдем по формуле
Олод = GcpM (^2м “ )»	(5.93)
где — удельная теплоемкость мазута, вычисленная по формулам, приведенным ниже [см. (5.98) или (5.99)] при /м =
2h-d	.	2^(1 -hl
где <рн = arccos—2, sin<pH=—-
d	d
при AlbH3<d-AB;
2h-d . 2dhnd-hl
<p„ = arccos---, sin ф = —------
"	d ’ Vh d
при ABH3>d-AB.
V расчетный блок: определение коэффициента теплопередачи от мазута в резервуаре в окружающую среду при 1м.
1.	Задаемся в первом приближении значением температуры стенки резервуара, °C, омываемой мазутом:
G.m=O,5(«m + 4).ct.m),	(5.94)
гп~	Т —	^ctm.i/b + ^СТ.М.г4>.СТ.М.Г	ГПРПИЯ9
где	^о.ст.м -	“Т-----------------средняя
г “Т” г ст.м.в ст.м.г
температура среды, окружающей стенки резервуара, омываемые мазутом; /о стм г — средняя темперагура грунта, окружающего стенки резервуара, омываемые мазутом.
Для вертикальных подземных и полуподземных цилиндрических и прямоугольных резервуаров
при AB.H.3 Аст- Л„
4>.ст.м.г = О, 5(^г (Ад — Ав) + tr (Ад));
2.	Определяем тсплофизические характе-ристики мазута рм, c/JM, Хм,_ VM при (%и Рм.ст- %, ст- *м.ст’ VM.CT при t = ZCTM ПО формулам, данным в [155, 156].
Зависимости для расчета тсплофизичес-ких характеристик мазутов приведены выше (см. гл. 1). Рассмотрим основные формулы, которые нашли более широкое применение па практике.
Для определения плотности, кг/м3, рекомендуется использовать одну из следующих зависимостей:
формулу Менделеева
__ Рм20
Рм 1+Рр(/-20)’
где рм20 — плотность мазута при t = 20 °C; рр— средний коэффициент объемного расшире-
при ккмз>к„-11п
4>.ст.м.г = О, % (0)+ЦАД)).
Для горизонтальных подземных и полу
подземных цилиндрических резервуаров
при Ад > d/2
^о.ст.м.г
dsinep,, 2(л-<Р„Ь
-ЦО);
(, гп
А— + tr
\	2)
при Ад < d/2
+ *г
dsin(pH
<2(л-<р„)
+ /,-(0),
линейную зависимость
рм =Рм20 -	20),	(5.96)
где температурная поправка.
Значения рр и в зависимости от рм20 приведены в табл. 5.8 [156];
для мазута М100 [29, 155] формулу
рм =[0,881-0,00304(г-68)] 103,	(5.97)
которую можно представить в виде (5.96), при этом рм2о= Ю27 кг/м3, £т= 0,00304 1/К.
Ниже [156] даны приблизительные значения рм20 для различных марок мазута:
193
Марка мазута .. Ф5 Ф12 М40 М100 М200 рм2(), кг/м3 .... 872 867 970 990 1000
Для вычисления удельной теплоемкости мазута с^м> Дж/(кг • К), можно воспользоваться следующими зависимостями:
формулой Крего [156], справедливой для температур 0—400 °C:
31 56
с =—=(1687,47 + 3,39/),	(5.98)
>/Рм20
для мазута М100 формулой, предложенной в [29, 155],
с?м =1736,4 + 2,51/.	(5.99)
Для расчета удельной теплопроводности Хм, Вт/(м • К), используются зависимости:
формула Крего—Смита [156], справедливая для диапазона температур 0—200 °C:
хм —— ————~ (0,87169-0,00047г),	(5.100)
Рм20
для мазута Ml00 формула, рассмотрснаня в [29, 155],
Хм = 0,158-0,0002093(/-20). (5.101)
Для нахождения кинематической вязкости vM, м2/с, предлагаются формулы:
формула Вальтера [156]
lg lg (v • IО6 + 0,8) = а + b 1g (Z + 273), (5.102)
которую можно представить в виде
v = [ехр10 ехр10 [а + b lg(Z + 273) ] - 0,8]х хЮ'6,	(5.103)
где
а = lg lg( V1 - IO6 + 0,8) - Hg^ + 273);
1 ст	lg(vr10(i+0,8)~
	lg(v2 • 10fi + 0,8)
z, +273 z2+273
здесь Vp V2 — измеренные в экспериментах значения кинематической вязкости при / ~ и / =
для мазута Ml00 следующая формула [29, 155]:
vM = [ехр10(ехр1()[9,855 - 3,7451g(Z + 273)]) -
-0,8]-10“6.	(5.104)
3.	Вычисляем числа Прандтля Ргм, Ргст и Грасгофа GrM:
	п	^м^мРм PrM = т ;	(5.105)
	р __ ^м.ст^м.стРм.ст	(5.106)
	СТ	Т	» А'М.СТ	
Здесь	Гг VM	(5.107)
	Р _ 	2(рм,ст ~ Рм )	 (Рм.СТ + Рм ) (^м — ^ст.м )	(5.108)
— среднее значение коэффициента объемного расширения, 1/К, в диапазоне темпера-тур кЛ 
При использовании (5.96) р рассчитывает-ся по формуле
Р =-------/'•	у (5.109)
рм20+Ц20 + ^-^
Для зависимости (5.97) р определяется как
----------0-°74 -----------? (5.110) 0,881-0,003041 м + <м -68 I
I 2	)
Для (5.95)
_ Рр_
(/ 4- /
1 + pJ —^-20
rp I 2
(5.111)
4.	Коэффициент теплоотдачи конвекцией от мазута к вертикальной стенке наземных и подземных резервуаров а1ст, Вт/(м2 • К), определяется по следующим формулам [156]:
при (GrMPrM) =103-H09 (ламинарный режим)
194
Таблица 5.8. Средние температурные поправки и коэффициенты объемного расширения [156]
Плотность Рм20» К17м'1	Температурная поправка £г. 10\ 1/К	Коэффициент объемного расширения Рр. 1/К	Плотность Рм‘2<|» КГ/М3	Температурная поправка 10’, 1/К	Коэффициент объемного расширения Рр. 1/К
700-709	0,000897	0,001263	890-899	0,000647	0,000722
710-719	0,000884	0,001227	900-909	0,000638	0,000699
720-729	0,000870	0,001193	910-919	0,000620	0,000677
730-739	0,000857	0,001160	920-929	0,000607	0,000656
740-749	0,000844	0,001128	930-939	0,000594	0,000635
750-759	0,000831	0,001098	940-949	0,000581	0,000615
760-769	0,000818	0,001068	950-959	0,000567	0,000594
770-779	0,000805	0,001039	960-969	0,000554	0,000574
780-789	0,000792	0,001010	970-979	0,000541	0,000555
790-799	0,000778	0,000981	980-989	0,000528	0,000536
800-809	0,000765	0,000952	990-999	0,000515	0,000518
810-819	0,000752	0,000924	1000-1009	0,000502	0,000499
820-829	0,000738	0,000896	1010-1019	0,000489	0,000482
830-839	0,000725	0,000868	1020-1029	0,000476	0,000464
840-849	0,000712	0,000841	1030-1039	0,000463	0,000447
850-859	0,000699	0,000818	1040-1049	0,000450	0,000431
860-869	0,000686	0,000793	1050-1059	0,000437	0,000414
870-879	0,000673	0,000769	1060-1069	0,000424	0,000398
880-889	0,000660	0,000746	1070-1079	0,000411	0,000382
“к.
= 0,76—(GrM ’
Рг,
(5.112)
Рг,
при (GrMPrM) > 109 (турбулентный режим)
для горизонтальных цилиндрических резервуаров при (GrMPrM)=1034-108:
Г	( Рг Y’ 25
alt.1.=O,5-^(GrMPiM)025	. (5.114)
Л в	IP11-J
В [8] ] для вычисления а]ст , Вт/(м2 • К), ре-комендуется использовать следующую эмпирическую формулу:
а1ст= (0,419-0,27-10~3рм20) Kj™. (5.115) V VM 5 * *
5. Для заданной по условию или среднеме-
сячной температуры воздуха /в, определяе-
мой, например, по табл. 5.5 и 5.6, вычисляют
теплофизические характеристики сухого воздуха с использованием интерполяционных полиномов первой степени:
t~tni
XD = Хв,:+  --— (хв i+1 - *1,,).	(5.116)
Zi>i+1
где tu ,< t =tK < tK i+ p
В качестве хв подставляют по очереди вычисляемые значения рв, Хв, vB; при этом значения хв t и хв, + ] выбираются из табл. 5.9 [156].
6.	Число Рейнольдса воздуха при обдувании резервуара ветром определяется по формуле
R ЦЛц	(5.117)
VB
где ф0 — скорость ветра, м/с; vB — кинематическая вязкость воздуха при температуре tn: 4) — характерный размер, м.
При этом d для вертикальных и горизонтальных цилиндрических резервуаров,
195
Таблица 5.9. Теплофизические характеристики сухого воздуха
Температура, 4. °C	Плотность р„ кг/м’	Удельная теплоемкость Cjt u, кДж/(кг • К)	Теплопроводность К  ю2. Вт/(м • К)	Температуропроводность а„ • 106, м2/с	Кинематическая вязкость vlt • 10’*, м2/с	Число Прандтля
-50	1,584	1,013	2,04	12,7	9,23	0,728
-40	1,515	1,013	2,12	13,8	10,04	0,728
-30	1,453	1,013	2,20	14,9	10,80	0,723
-20	1,395	1,009	2,28	16,2	11,61	0,716
-10	1,342	1,009	2,36	17,4	12,43	0,712
0	1,293	1,005	2,44	18,6	13,28	0,707
10	1,247	1,005	2,51	20,1	14,16	0,705
20	1,205	1,005	2,59	21,4	15,06	0,703
30	1,165	1,005	2,67	22,9	16,00	0,701
40	1,128	1,005	2,76	24,3	16,96	0,699
50	1,093	1,005	2,83	25,7	17,95	0,698
60	1,060	1,005	2,90	27,2	18,97	0,696
70	1,029	1,009	2,96	28,6	20,02	0,694
80	1,000	1,009	3,05	30,2	21,09	0,692
90	0,972	1,009	3,13	31,9	22,10	0,690
100	0,946	1,009	3,21	33,6	23,13	0,688
цистерн и автоцистерн (d — диаметр резерву' ара); = min (а, Ь) для прямоугольных резервуаров.
Если неизвестна скорость ветрасоо, то можно воспользоваться данными, представленными в табл. 5.10 [157].
При этом следует отметить, что при расчете потерь теплоты в окружающую среду за достаточно большой промежуток времени (т > 15 дней) в расчетах целесообразнее использовать среднее значение модуля скорости, в других случаях лучше воспользоваться максимальным значением скорости ветра.
7.	Коэффициент теплоотдачи от стенки к воздуху (для сухого воздуха) [156]
X
a2cT.o=Cy-Re£, (5.118)
Ч)
где Сип — безразмерные коэффициенты для воздуха (табл. 5.11) [156].
При отсутствии ветра коэффициент теплоотдачи 0t2CTB определяется по формулам свободной конвекции, т.е. по (5.112)— (5.115). В этом случае вместо чисел GrM и Ргм используются числа GrB и Ргв, которые
находятся по характеристикам сухого воздуха (при р = 0,0981 МПа и средней его температуре):
(5119)
где vB, сн, рв, Хв определяются по (5.116) при
(5.120)
Здесь
2(Рв.СТ Рн)
(Рв.ст + Рв)(4тг.м “ ^в)
(5.121)
Рв.ст рассчитывается по (5.116) при / = /стм.
Для воздуха при скорости ветра 0)() < <0,5 м/с можно воспользоваться эмпирической формулой, справедливой как для плоских, так и для цилиндрических вертикальных стенок [158]:
(5.122)
Для подземного горизонтального резерву-
196
Таблица 5.10. Средние значения модулей скорости ветра для некоторых городов РФ
Город	Средняя скорость (D(), м/с		Максимальная скорость ветра <Ь()п|ах, м/с	Город	Средняя скорость (D(), м/с		Максимальная скорость ветра ю0|Пах, м/с
	Январь	Июль			Январь	Июль	
Архангельск	5,05	4,16	5,9	Краснодар	2,58	2,57	3,2
Вологда	5,07	3,49	6	Сочи	3,51	2,27	6,5
С.-Петербург	3,16	2,45	4,2	Красноярск	3,18	1,98	6,2
Иваново	4,22	3,08	4,9	Новосибирск	3,6	2,35	5,7
Москва	3,91	3,03	4,9	Братск	1,52	1,73	3,4
Йошкар-Ола	4,72	3,2	6,2	Хабаровск	4,49	4,25	5,9
Ижевск	3,79	3,06	4,8	Сыктывкар	4,41	3,5	5,5
Н. Новгород	3,81	2,81	5,1	Тюмень	3,29	2,53	3,9
Барнаул	3,01	2,9	5,9	Пермь	3,7	3,07	5,2
Уфа	3,64	2,94	5,5	Волгоград	7,25	5,61	8,1
Казань	4,52	3,36	5,7	Воронеж	4,41	3,24	5,1
ние для вычисления а2стг [81]:
Таблица 5.11. Зависимость коэффициентов Си п от ReB (для воздуха)
Re„	С	п
5-80	0,81	0,4
80-5  10я	0,625	0,46
5 • 10я—5 • 104	0,97	0,6
Более 5 • 104	0,023	0,8
4Х а0
а2ст г --------—-------•
2стг 4ХГ+ а0(2Лд-Лст)
(5.125)
Для подземных и полуподземных вертикальных цилиндрических и прямоугольных резервуаров рекомендуется [44] зависимость
ара коэффициент теплоотдачи а2ст, Вт/(м2 К), от стенок к грунту определяется [156] по формуле:
4ХГ
32НДГ а0(^ + 16Н2)
й, (5.123)
где Нг — глубина заложения резервуара до оси, м; Zr — теплопроводность грунта, окружающего резервуар (табл. 5.12), Вт/(м • К); а0 — коэффициент теплоотдачи от поверхности грунта к воздуху [принимается равным 11,63—17,45 Вт/(м2 • К)]; dH — наружный диаметр резервуара. Также согласно [44]
2Х,.
Нг(х0+Х 4(а0Я,.+Хг)2
Z j	+ М	2 j2	+1
V	«(А
.(5.124)

(5.126)
В случае отсутствия каких-либо данных или для ориентировочных расчетов значение а2ств можно выбрать из диапазона значений 6,8—9,3 Вт/(м2 • К) [44].
Для цистерн, находящихся в движении, а2ст можно определить [156] по формуле: а2сгв =0,032^^Re0'8, (5.127)
где L — длина котла цистерны; число Re вычисляется по суммарной скорости v = vu + соо, vu — скорость движения цистерны).
8.	Коэффициент теплоотдачи радиацией от стенки наземного резервуара а3ст, Вт/(м2 • К) находится [156] как:
Для подземных вертикальных цилиндрических и прямоугольных резервуаров рекомендуется использовать следующее выраже-
(5.128)
197
Таблица 5.12. Теплофизические характеристики грунта
Грунт	Влажность, (по объему), %	Средняя плотность, кг/м3	Теплопроводность, Вт/(м2-К)	Температуропроводность а • 10-ь, м2/с	Удельная теплоемкость, Дж/(кг • К)
Растительная почва	27	2000	2,3	—	—
Песок:					
речной	0	1520	0,3-0,33	—	-
	11,3	1640	1,13	0,89	774
глинистый	28,3	2020	1,6—2,56	1,32	600-960
Глина	8	1300	0,58	0,4	1115
	18	1400	0,85	0,42	1445
	27	1600	1,23	0,48	1600
	40	2100	2,15	0,56	1830
Торф	24,1	1370	0,81	0,23	2570
Грунт подзолистый	20	1835	1,42	0,67	1155
Суглинок	20	1960	1,49	0,67	1134
определяется [156] по формуле
k = k ' (ГТ ^сТ.В’
Таблица 5.13. Зависимость степени черноты ECT от материала и вида поверхности
Материал	£ст
Алюминий шероховатый	0,055
Железо	
шероховатое	0,242
литое необработанное	0,87-0,96
Сталь окисленная шероховатая	0,94-0,97
Чугун:	
оточенный	0,6-0,7
шероховатый, сильно окисленный	0,95
Асбестовый картон	0,96
Кирпич красный шероховатый	0,93
Известковая штукатурка шероховатая	0,91
Сажа ламповая	0,95
где СЛ= 5,67 Вт/(м2 • К4) — постоянная Планка; Ест- степень черноты поверхности стенки (принимается по табл. 5.13) [156J; Тст= £т.м + 273 — абсолютная температура стенки, К; Тп = + 273 — абсолютная температура воздуха, К.
Для ориентировочных расчетов [81] можно приняты
а3ст= 5,8 Вт/(м2-К).	(5.129)
Для подземных резервуаров а3ст = 0.
9.	Коэффициент теплопередачи через стенку наземных резервуаров Аст, Вт/(м2 • К),
(5.130)
где
К
-------«г—i, (5.131)
__L+у°-"+ ‘— ^Чст *=1 ст ^2ст.в^~ ®3ст
здесь а1ст, агсг.в» а3ст “ коэффициенты теплоотдачи соответственно от мазута к стенке резервуара, от наружной поверхности стенки в окружающую среду, от стенки резервуара радиацией, Вт/(м2-К); 6/ст— толщины стенки резервуара, тепловой изоляции, отложений, м; \ст— теплопроводности материала стенки, отложений, изоляции (табл. 5.14, 5.15), Вт/(м-К).
Для полуподземных вертикальных резервуаров Аст, Вт/(м2- К), определяется [156] по формуле
kF + k F
k — 'УТ.В* CT.M.B 1 'СТ.Г СТ.М.Г (5 | 22)
F “1“ F л ст.м.в 1 л ст.м.г
где &ств, kCTr — коэффициенты теплопередачи через стенку в воздух и грунт, Вт/(м2 • К); FCTM в, Лгг.м.г площади частей поверхности стенки резервуара, омываемых мазутом и соприкасающихся соответственно с воздухом и грунтом, м2.
198
При этом коэффициент теплопередачи через стенку в воздух Лств вычисляется по (5.131), а в грунт kCTr по выражению [156]
Е
(5.136)
1
:-г“ 1	”5,ст	1
—+Хч—+--------
ст г=1 ст ^2ст.г
(5.133)
где 0С2стг определяется по (5.123)—(5.126).
Формула (5.133) применима для подземных вертикальных резервуаров.
Для подземных горизонтальных резервуаров kCT находится [156] по формуле
k = k
кст Лст.г’
(5.134)
где /гстг — определяется по (5.133); а2стг — по (5.123)—(5.126).
10.	Уточняем значение температуры стенки резервуара ZC^M, °C, по формуле
12.	Если Ест> 0,1, то /стм присваивается новое значение ^т'м и расчет повторяется с п. 2 до тех пор, пока не выполнится условие Ест<0,1.
Если £г<0,1, то вычисленные и / ' С 1	' '	С 1	L 1. М
считаются окончательными значениями kCT И ^СТМ •
13.	Определяем температуру газового пространства /гп, °C, по формулам [44]
для маловязких мазутов
ZrB=10 + 0,46FM;	(5.137)
для высоковязких мазутов
ZrB = 8 + 0,63^.	(5.138)
-	k _ _
z'cT.M=iM-^(^-4).cr.M).	(5.135)
04 ст
11. Вычисляем относительную погрешность:
Температура газового пространства над мазутом может приниматься по табл. 5.16 [44], составленной на основании опытных данных.
Таблица 5.14. Теплопроводность строительных материалов, отложений и металлов
Материал	Теплопроводность X, Вт/(м • К)	Материал	Теплопроводность X, Вт/(м • К)
Бетон	1,28	Цемент	0,91-1,05
Железобетон	1,55	Шлаки каменноугольные	0,14
Сталь	34,89—46,52	Силикаты	0,31-0,67
Асбошифер	0,15-0,2	Шлак доменный	0,11
Асфальт	0,6-0,7	Шамот	0,42-1,05
Шлаковый бетон	0,28	Магнезит	0,52-1,14
Штукатурка строительная	0,43	Кирпич:	
Гипсовая штукатурка	0,33	огнеупорный	1,05
Кирпичная кладка:		глиноземный	2,21-2,09
нормально влажная	0,7-0,9	Угольная пыль	0,12
нормально сухая	0,4-0,5	Портландский цемент	0,3
Глина	0,8	Ржавчина	1,26
Песок	1,14	Сернистое железо	7,09
Песчаник	1,84	Гипс	0,69
Кирпич	0,52-0,95	Котельная накипь	1,74-2,91
Известняк	1,24-1,33	Сажа ламповая	0,07
Мел	0,69	Чугун	50-95,37
Линолеум	0,19	Железо	46.52-52,34
Рубероид	0,16	Латунь	91,88-104,67
Толь кровельный	0,14	Бронза	59,31-70,94
199
Таблица 5.15. Характеристика теплоизоляционных материалов
Теплоизоляционный материал	Средняя плотность, кг/м5	Теплопроводность, Вт/(м • К)
Диатомовые сегменты	600	0,065+0,23 • 10‘5Т
Вермикулит	175	0,262 • 10’5Т
Минеральная вата	150	0,046
Стекловата	150	0,046
Ячеистый бетон	600	0,145
Перлит	200	0,0255+0,163 • 10-*Т
Пенопласт	100	0,058
Пенополиуретан ПУЭ	60	0,035
Пенополиуретан ППУ-30	130	0,052
Примечание. Т— температура материала, К.
14.	По температуре и заданному значению ргп находим концентрацию паров мазута в газовом пространстве резервуара, а также теплофизические характеристики паров мазута рп м, ^п.м» ^п.м> Vn.M‘
15.	При температуре определяем рв гп, Срв.г.п> VB.r.n ПРИ 1 = *г.п С ПОМОЩЬЮ (5.116).
16.	Вычисляем теплофизические характеристики газовоздушной смеси рс, с^с, Хс, vc при /=/пп:
рс =рв(1-С) + рпмС;	(5.139)
^=^в.г.п(1-С)+^п.мС;	(5.140)
=ЛВГП(1-С)+ХПМС;	(5.141)
vc = vBn(l-C) + vnMC,	(5.142)
где С— концентрация паров мазута в газовом пространстве.
Для мазутов можно считать, что С~ 0, тогда
17.	Определяем число Рггп по формуле
VССР С Рс РГг.п=—7---•	(5.144)
А'С
18.	Высота газового пространства, м, находится с помощью следующих формул:
а)	для вертикальных цилиндрических и
прямоугольных резервуаров
Лг.п=(Лсг-А,);	(5-145)
6)	для горизонтальных цилиндрических резервуаров
^г.п ^г.п.э»
(5.146)
где Агп э определяется из условия равенства объемов газового пространства в резервуаре и параллелепипеда образованного заменой цилиндрической поверхности над газовым пространством на призматическую поверхность с высотой Агп э . Таким образом,
if nd2
2^ 4
(5.147)
в)	для вертикальных цилиндрических резервуаров со сферическим покрытием для вычисления Лгп также используется (5.146). Значение hrn3 вычисляется аналогичным способом, приводящим к выражению вида
2h (d2	1 9^1	zK1/IQ4
Аг.п.э=Лст“Ли+-у Т +	’ (5.148)
d- I 4	3 J
где Ап— высота купола сферического покрытия.
г)	для вертикальных цилиндрических резервуаров с коническим покрытием высотой Ап
(5.149)
200
Таблица 5.16. Зависимости между температурами мазута и газового пространства в резервуаре
	vM < 3 •	10 2 м2/ с	vM < 3 • 10’2 м2/с	
и 9	Температура газового пространства ^1Р °C			
	при подогреве	при охлаждении	при подогреве	при охлаждении
	мазута	мазута	мазута	мазута
50	32	40	30	39
60	36	47	34	46
70	39	54	36	52
80	43	60	39	58
90	48	67	44	65
100	52	74	47	71
19.	Задаемся в качестве первого приближения температурой покрытия /п, °C:
для наземных и полуподземных резервуаров
Zn =0,5(/гп+/„); (5.150)
для подземных резервуаров
/п =0,5(/г(Лд-Лст)+/гп). (5.151)
20.	Температуру «зеркала» мазута, °C, в резервуаре принимаем равной средней температуре мазута, т.е. t3 = £м, °C.
21.	Число Грасгофа для газового пространства
Grr „ =	(5.152)
Рс— коэффициент объемного расширения газа, 1 /К, который определяется как
В =----2<Pl~PcjJ--- (5.153)
(Ре+Рс.п)0г.п-^П)
Рс.п" Рв.п(1 — О + Рп.М.П^» ЗДеСЬ Рв.п» Рп.м.п плотности воздуха и паров мазута при t - tn.
Для мазутов значением С можно пренебречь, тогда рс п= рв п.
22.	тети\оотда.ч\\ от «зерка-
ла» мазута в газовое пространство резервуара а5, Вт/(м2 • К), вычисляется [156] следующим образом:
при Grrn Рггп = (5 • 102) + (2 • 10)7
а3 «5,466^3-<г п; (5.154)
при Grrn Рггп > 2 • 107
а3== 1,14^з-Zrn. (5.155)
Значение а3 можно принять по табл. 5.17 [44].
23.	Рассмотрим расчет коэффициента теплопередачи от газового пространства в окружающую среду через стенки резервуара.
Когда Лст -	< 0,1 Аст, передачей теплоты
от газового пространства, находящегося над мазутом в резервуаре, в окружающую среду через стенки можно пренебречь. При этом определяющим линейным размером в уравнениях для нахождения астм г и астм в считается Ав, а для площадей можно принять, что
F = F = О л ст.г.п.в л ст.г.п.г	’	(5.156)
F = F ' “'ст.м.г /ст.г >	(5.157)
F = F • ст.м.в л ст.в»	(5.158)
F k = F k + F k =0 ст.г.п'тт.г.п л ст.г.п.в'тт.г.п.в л СТ.Г.П.Г^СТ.Г.П.Г	•	
	(5.159)
Когда - А^>О,1АСТ, для вертикальных цилиндрических и прямоугольных резервуаров количество теплоты, Вт, переданное от мазута в резервуаре в газовое пространство, равно:
Q=a3(4.-<r,n)^.	(5.160)
где F3— площадь поверхности «зеркала» ма-
201
Таблица 5.17. Коэффициент теплоотдачи (Х3 от поверхности нефтепродукта в газовое пространство
Показатель	Значение
°с	2	5	10	15	20	25	30	35	40	45	50
а,, Вт/(м2  К)	1,40	1,98	2,33	2,79	3,14	3,26	3,50	3,72	3,95	4,07	4,19
зута (F3 = Fn для вертикальных цилиндрических и прямоугольных резервуаров). При этом Q разделяется на две части Qi и
Q = Qi + Q2-	(5.161)
Количество теплоты, Вт, переданное от газового пространства в окружающую среду через стенки резервуара,
Q1 _ ^ст.г.гЛ'ст.г.гХА’.п ” ^О.ст.г.п)»	(5.162)
где to стгп — средняя температура стенок, окружающих газовое пространство, °C;
J	^СТ.Г.П.И^ + ^СТ.Г.П.Г^Г.СТ.Г.П	163)
О.СТ.Г.П	р
ст.г.п
Здесь для вертикальных цилиндрических и прямоугольных полуподземных резервуаров
^.сТ.г.п = 0,5(/г(0)-ьгг(Ад-Лв));	(5.164)
для вертикальных цилиндрических и прямоугольных подземных резервуаров:
£ст.г.п = <wr(ha -Л„)+Гг(Лд -Лст)). (5.165)
Количество теплоты, переданное от газового пространства в окружающую среду через покрытие резервуара, Q2 определяется по приведенной ниже методике.
Для наземных и полуподземных резервуаров задаемся первоначальным значением средней температуры стенки резервуара, °C, разделяющей газовое пространство и воздух:
(5.166)
Определяем коэффициент теплоотдачи агп в от газового пространства к стенке резервуара, разделяющей это пространство и воздух, по (5.122), где в качестве температурного напора вместо ZCTM - /в используется разность ^г.п”~ 4т. в*
Вычисляем коэффициент теплоотдачи от стенки, разделяющей газовое пространство и воздух, в окружающую среду а2стн за счет конвекции, используя данные табл. 5.20, или по формулам (5.118)—(5.122), подставляя вместо ZCTM значение £ств и сохраняя определяющие размеры в формулах для числел Re, Рг и Gr.
Рассчитываем коэффициент теплоотдачи от стенки, разделяющей газовое пространство и воздух, в окружающую среду а3стн за счет излучения по формуле (5.128), где Тст = = /ст.в+273.
Определяем коэффициент теплопередачи, Вт/(м2 • К), от газового пространства в воздух через стенку резервуара:
Уточняем /стн по формуле
ъ
/' -f - “ст.г.п.в /	х
ГСТ.В Vll	VT.n ‘'в/’
С^Г.П.В
(5.168)
Вычисляем погрешность, полученную при
расчете ZCTB:
ст. в
(5.169)
Если Е/ств>0,1, то ZCTB присваивается значение /с'тв и расчет повторяется до тех пор, пока не выполнится условие С/ств <0,1.
Если е,стн <0,1, то вычисленные значения k^rn и и считаются окончательными.
Для полуподземных (при Ав н 3 < hCT - hB) и подземных резервуаров задаемся первоначальным значением средней температуры стенки резервуара, °C, разделяющей газовое пространство и грунт:
202
г
(5.170)
Рассчитываем коэффициент теплоотдачи ОСгп.гот газового пространства к стенке резервуара, разделяющей это пространство и грунт, по (5.122), где вместо tCTM - ttt использу-^г.п- ^ст.г’
Определяем коэффициент теплопередачи &ст.г.п.г от газового пространства к грунту через стенку резервуара по формуле
1
5г
ст ^2ст.г
где вычисляется по (5.125) или (5.126).
Уточняем значение Zc'Tr по формуле
К
—, (5.171)
1 аг,
Здесь Qi ~ количество теплоты, переданное от газового пространства в окружающую среду через торцевые стенки резервуара:
Q1=K.
a;
(^Г.п ^о.ст.г.п) ’ (э-177)
где
4
t + F t
ГВ J Т.СТ.Г.П.ГТ.СГ.Г.П (5 1 yg)
Ер с-Г г п
^г.ст.г.п •“ средняя температура грунта, окружающего стенки, разделяющие газовое пространство и грунт. Для подземных резервуаров
L---+
л 9 I
t.
-I хт.г *Т.П а
), (5.172)
где^ст,.,) определяется по (5.164) или (5.165).
Рассчитываем погрешность, полученную при расчете t^.,.:
e,
	^ст.г ^CT.r
	^CT.r
(5.173)
Если Е,стг > ОД, то ZCTr присваивается новое значение /с'тг и расчет повторяется до тех пор, пока не выполнится условие Е,стг <0,1.
Если Е/стг< 0,1, то вычисленные значения ^ст.г.п.г и zctt считаются окончательными.
Определяем коэффициент теплопередачи от газового пространства в окружающую среду по формуле
I _ ^сг.г.п.в^ст.г.п.в(4< ZB) яст.г.п Р (Т Т \ "ст.г.п \*м ~~ ХХСТ.Г.П /
F k (Т -Т }
I х ст.г.п.г Г.СТ.Г.П.ГХ^М ‘т.ст.г.п/
Ест.г.п(^м — 4>.ст.г.п)
(5.174)
Если резервуар горизонтальный цилиндрический, то количество теплоты, Вт, переданное от мазута в резервуаре в газовое пространство
£=аз(<м-/г.п)Г„
(5.175)
Ф1
-<,.(0).	(5.179)
Для полуподземных резервуаров Лв н 3
при Ад > d/2; sin фк > 5Шфн ( Zj, с |] _	1 *	I
_ С d (sin<pK-sin(p„) 42
Фк “Фи
при Ад > rf/2; sin фк < sin<pH
Zr cr r и — Zr Л,. — + l .Cl.I .11	II Д 2 \
f <Z(sin<p„ -sin<pK)
I lv
2
при Ад < d/2
(d , )
^.cr.r.u ~	+
f <Z (sin<p„-sin<pK)
2 Фк-Ф,
+«.-(0);
-Zr(0);
+Z,.(0).
В формулах (5.180)—(5.182)
(5.180)
(5.181)
(5.182)
^had-h2fl
sin<pH=-*------
разделяется на две части Qj и Q^.
Q=Qi + Q2-
(5.176)
2Ад-</
<p= arccos—---,	-..-тн
Vh	d хн d_______________
2h„-d	2А</-^
<pK = arccos—2-; sin<pK = —---2-
d

<Pk-<P.,
d
203
Площадь поверхности «зеркала» мазута, м2, в (5.175) может быть вычислена как
Я, =2yfhud-h^ L. (5.183)
Количество теплоты, Вт, переданное от газового пространства в окружающую среду через цилиндрическую поверхность
0.2 — ^б.ст.г.пЛхст.г.п (^Г.п “ ^о.ст.г.п )» (5.184)
где ^о стгп определяется по (5.178).
Конкретный расчет Q2 будет приведен ниже.
Для наземных и полуподземных горизонтальных резервуаров задаемся значением средней температуры торцевых стенок резервуара, °C, разделяющих газовое пространство и воздух:
^.cT.B = G.M-	(5.185)
Вычисляем коэффициент теплоотдачи <хт.гп.в от газового пространства к торцевой стенке резервуара, разделяющей это пространство и воздух, по (5.122), где вместо ^ст.м" *в подставляем значение irn - ^ств .
Определяем коэффициент теплоотдачи от стенки, разделяющей газовое пространство и воздух, в окружающую среду за счет конвекции а2тсти, используя данные табл. 5.20, или с помощью формул (5.118)—(5.122), подставляя вместо £стм значение ^тстн и сохраняя определяющие размеры чисел Gr, Рг и Re.
Находим коэффициент теплоотдачи от стенки, разделяющей газовое пространство и воздух, в воздух за счет излучения а3тсти по (5.128), где Тст = = «гств +273.
Определяем коэффициент теплопередачи от газового пространства в воздух через торцевые стенки резервуара:
Вычисляем погрешность, полученную при расчете ^ств:
р
(т.ст.в
(5.188)
Если Е/тств > 0,1, то ^ств присваивается новое значение и расчет повторяется до тех пор, пока не выполнится условие Е/Тст.в^0,1.
Если Е/тсти<0,1, то вычисленные значения t.r„rnn и LrTH считаются окончатель-ними.
Для подземных и полуподземных горизонтальных резервуаров задаемся значением средней температуры торцевых стенок резервуара, °C, разделяющих газовое пространство и грунт:
^Т.СТ.Г ^СТ.М '
(5.189)
Определяем коэффициент теплоотдачи ^т.г.п.г от газового пространства к торцевой стенке резервуара, разделяющей это пространство и грунт, по (5.122), где вместо ^ст>м-подставляем £гп - ^стг.
Находим коэффициент теплопередачи от газового пространства в грунт через торцевые стенки резервуара:
*г.сг.г.п.г=—:-----1-------—. (5.190)
^т.г.п.г	ст ^2ст.г
где а2стг вычисляем по (5.125) или (5.126).
Уточняем значение iTCTT по формуле
4.СГ.Г = ‘гп	-Ч.СГ.Г.П).	(5-191)
^т.г.п.г
где ^стгп определяется по (5.179)—(5.182).
Вычисляем погрешность, полученную при расчете ^стт:
^т.гп.в	ст ®2т.ст.в + ®3т.ст.в
(5.186)
Уточняем значение ^ств по формуле k
G.4n-™(‘r.n4)- (5.187)
^Т.ГП.В
т.ст.г	^т.ст.г ^т.ст.г	(5.192)
	^т.ст.г	
Если Е/тстг > 0,1, то ^стг присваивается новое значение ^стг и расчет повторяется до тех пор, пока не выполнится условие £/т.ст.г — 0,1.
204
Если £,тстг<0,1, то вычисленные значения &Г.СГ.Г.П.Г и	считаются окончатель-
ными.
Для наземных и полуподземных горизонтальных резервуаров задаемся значением средней температуры цилиндрических боковых стенок резервуара, °C, разделяющих газовое пространство и воздух:
U.»=U	(5.193)
Определяем коэффициент теплоотдачи 0^ гп в от газового пространства к цилиндрической боковой стенке резервуара, разделяющей это пространство и воздух, по формуле для наземных и полуподземных резервуаров при Лн.н.з * d- hK.
для Ав > d/2
аб.т.в=(1.93-0,4ф0)4/<гв-^ст.в; (5.194)
для Лв < d/2
®б.П1.И
12,56+у—*--------гГ-0,222<|>* -0,99
(л/2 + Фо)1-
^б.СТ.В ’	(5.195)
для полуподземных резервуаров при Лв н.з - Для Лв - d/2 можно использовать формулу (5.194), подставляя вместо ф0 значение фр а для h*<d/2 — формулу (5.195), также подставляя вместо ф() значение фР
Здесь
Ф1
= arcsin
(5.196)
Фо
(5.197)
Формулы (5.194) и (5.195) являются среднеинтегральным вариантом формул (5.118)— (5.122), если предварительно заменить в них /ст на t6 стн и сохранить характерный линейный размер чисел при определении Re и Gr.
В случае отсутствия ветра (со0 < 0,5 м/с) 0^26.ст.в можно вычислить по формулам для на-
земных и полуподземных (Лвнэ > d- Ав) резервуаров:
при Лв > d/2
а2бств = (2,91+О,225фо)^бсг.в-/в; (5.198)
при Л„ < d/2
_(5.473-0.4ф,,),д----—
«26.С- (я/2+<ю Ле,..	(5199)
Для полуподземных резервуаров (^н.н.з - Ю ПРИ Ад- следует воспользоваться (5.198), где вместо ф0 подставляется значение фр при Ад < d/2 — (5.199), где также вместо ф0 подставляется значение фР
Определяем коэффициент теплоотдачи от стенки, разделяющей газовое пространство и воздух, в воздух за счет излучения а% ств по формуле (5.128), где = ^ств +273.
Находим коэффициент теплопередачи от газового пространства к воздуху через цилиндрические стенки резервуара
k	-_______________1______________
б.СТ.Г.П.В	1	X	1
-J-+Z?£L-+-------------5------
^б.г.п.в	ст ^2б.ст.в +^3б.ст.в
(5.200)
Уточняем значение /б>СГЛ по формуле
«бег.» =<г.п	-«»)•	(5.201)
^б.г.п.в
Вычисляем погрешность, полученную при расчете ^СТЛ1:
£/б.ст.в	^б.ст.в ^б.ст.в	(5.202)
	^б.ст.в	
Если е/бств > 0,1, то Z6cTB присваивается новое значение ^ ств и расчет повторяется до тех пор, пока не выполнится условие £/б.СТ.В —0,1.
Если е/бств < 0,1, то вычисленные значения Аб.ст.г.п в и 4>.ст.в считаются окончательными.
Для подземных и полуподземных горизонтальных резервуаров задаемся значением средней температуры цилиндрической
205
боковой стенки резервуара, °C, разделяющей газовое пространство и грунт:
^б.СТ.Г 4тГ.М’
(5.203)
Определяем коэффициент теплоотдачи аб.г.п.г от газового пространства к стенке резервуара, разделяющей это пространство и грунт, по следующим формулам:
при Лв> d/2, hA> d/2
аб.гпг =[~0.4(Ф1 +Фо)+2,56]х х^гп-^г; (5.204)
при Лн < d/2, Лд > d/2
2,56 + —-—Г0,222$ - 0,4<р? 1
Ф1+Ф01-	J
(5.205)
при Ав< d/2, Лд< d/2
«б.г.п г = Р,56+0,222(ф()+ф1)]х
Х^г.п-^.ст.г-	(5.206)
Рассчитываем коэффициент теплопередачи от газового пространства к грунту через стенку резервуара:
*6.cr.r.n.r=—i-----s----------г—. (5.207)
1	ст 1
	+2a—+----- ^б.г.п.г---------------ст 0^26.ст.г
где а2стг определяется по (5.125) или (5.126).
Уточняем значение Z6 стг по формуле
£ст.г = Zr.n	Чсг.г.п). (5.208)
^б.г.п.г
где/гстгп находится по (5.179)—(5.182).
Вычисляем погрешность, полученную при расчете стг :
Е/ б.ст.г
^б.ст.г ^б.ст.г ^б.ст.г
(5.209)
Если Е/бстг > 0,1, то /б стг присваивается новое значение стг и расчет повторяется до тех пор, пока не выполнится условие Е,б.сг,^0Л-
Если Е/бстг<0,1, то вычисленные значения /?г)СТГП.г и /бстг считаются окончательными.
24.	Определяем коэффициент теплопередачи, Вт/(м2 • К), от газового пространства в окружающую среду по формуле
L = (^Т.СТ.Г.П.В^Т.СТ.Г.П.Н~^ ^У).СТ.Г.П.»^б.СТ.Г.П.В. ) (^Г.п~	) 
ЛСТ.Г.П	г- /	X
"сТ.Г.ПГГ.Л — ‘'о.ст.г.п/
I (^т.ст.г.п.г^т.сг.г.п.г+ ^б.ст.г.п.г^б.ст.г.п.г) (^г.п ^Г.СТ.Г.п) Лтг.г.п (^Г.п ~ 4j.CT.r n )
(5.210)
Для неизолированной поверхности металлических наземных резервуаров или вагонов-цистерн, ограждающих газовое пространство над мазутом, при ориентировочных расчетах принимается равным Лстгп= = 2,33 Вт/(м2 • К) [44].
25.	При отсутствии ветра коэффициент теплоотдачи а2гьв, Вт/(м2 К), от крыши в воздух определяется по (5.154) или (5.155) с учетом разности температур /п - £в, при этом за определяющий размер при вычислении числа Gr для вертикальных цилиндрических резервуаров следует принять dH, а для прямоугольных резервуаров — min (а, в).
При наличии ветра а2п в можно найти по формуле (5.118).
В [81] для вычисления а2п п при <Ъ0 < 0,5 м/с рекомендуют воспользоваться эмпирической зависимостью
а2п11 = (6,16+4,19й0),	(5.211)
или руководствоваться табл. 5.20.
Также можно применить эмпирическую формулу, справедливую для плоской горизонтальной поверхности, обращенной теплопередающей частью вверх, при скорости й0<0,5 м/с [158]:
а2п.в =3,264/^.	(5.212)
Для оценочных ориентировочных расчетов можно принять (Х2п.в= ао-
Для подземных цилиндрических и прямоугольных резервуаров
206
а _
2пг Xr+(hA-hCT)ai>'
26.	Коэффициент теплоотдачи а3п в излучением от покрытия в воздух для наземных и полуподземных резервуаров определяется по (5.128), где = /п + 273, а вместо используется значение Еп, принимаемое по табл. 5.14 [156].
27.	Находим коэффициент теплопередачи от газового пространства в окружающую среду через покрытие резервуара:
а)	в случае, когда Аст- hu <0,1/ [Z= или /=niin(a, b) для прямоугольного резерву-ара].
Все количество теплоты, поступающее от «зеркала» мазута в газовое пространство, полностью передается через покрытие, при этом процесс теплообмена в этом пространстве описывается процессом теплопроводности с эквивалентной теплопроводностью, Вт/(м • К), газового пространства:
ХЭ=ФЛ.	(5.214)
где Хс — истинная теплопроводность газового пространства; фк — коэффициент конвекции (табл. 5.18).
Значение фк определяется [156] следующим образом:
при GrrnPrrn < 103
Фк=1;	(5.215)
ПРИ СгепРггп > 1°3
фк =O,18(GrrnPrrn)025.	(5.216)
Коэффициент конвекции фк можно также приближенно принимать по табл. 5.18, но в этом случае значение фк будет больше, чем рассчитанное по (5.216).
Находим коэффициент теплопередачи, Вт/(м2 - К), от газового пространства через покрытие в окружающую среду:
для наземных и полуподземных резервуаров
+--------1-------
п ^2п.в ^Згг.в
(5.217)
для подземных резервуаров
1
(5.218)
К	«2ч.г
б)	в случае, когда Аст - Лн> ОДА^., часть Q2 теплоты Q Вт, поступившей от мазута в газовое пространство, передается через покрытие резервуара в окружающую среду:
Q2=AnFn(/rn-^n), (5.219)
где п = фп/гп + (1 - фпЧ “ средняя температура среды, окружающей покрытие резервуара^
/гп = *г(Ад~	Vn определяется по (5.72).
Вычисляем коэффициент, Вт/(м2 • К), теплоотдачи от газового пространства к покрытию резервуара по формуле
аг.п,п=1.31^~~а.	(5.220)
Находим коэффициент теплопередачи kn , Вт/(м2 • К), от газового пространства в окружающую среду через покрытие:
для наземных и полуподземных резервуаров
^г.п.п ^in ^2п.в + ^Зп.в
для подземных резервуаров
*"	=------у------j-;	(5.222)
----+У,-^+—
^г.п.п	п ^2п.г
для горизонтальных цилиндрических резервуаров примем Fn = 0 —> Ап= 0.
28.	Уточняем значение температуры покрытия
при - Ав < 0,1 Аст
207
Таблица 3.IS. Значения коэффициента конвекции <рк
Высота газового	Температура газового пространства, °C
пространства в резервуаре, м	10	20	30	40	50	60	70	80
12	217	252	272	284	292	297	198	299
8	163	287	194	210	216	218	220	221
4	96	111	119	125	128	130	131	132
1
А + Ат.г.п.в
<*зА
(5.223)
А.П
где для наземных и полуподземных резервуаров tQ п = £в; для подземных резервуаров to п = “ ^г( А “ Ат)»
при - Лв > 0,1/^
^=<г.п--^аг.п-и).	(5.224)
«г.п.п
где to п определяется так же, как и в (5.223).
29.	Вычисляем погрешность, полученную при расчете tn:
(5.225)
30.	Если е/п > 0,1, то tn присваивается новое значение t'n и расчет повторяется с п. 21 до тех пор, пока не выполнится условие eZn <0,1.
Если еж < 0,1, то вычисленные значения kn и считаются окончательными.
31.	Рассчитываем коэффициент теплопередачи , Вт/(м2 • К), от мазута в резервуаре в окружающую среду через газовое пространство:
при hCT-h„< 0,\hCT
kr п "1 1 :
------1--
аз Ьп
(5.226)
при Лст- Лв > 0,1 Лст
___________(Al + Ат.Г.П.В )(А.П + 4>.г.п)____________
^ст.г.п.в Ат.г.п.н (^Г.п	^о.ст.г.п ) + А А (^г.п *" Ап )
(5.227)
где
F Т + F ~Г _ 2 ст.г.п тхст.г п 1 2п
°г п F + F л ст.г.п г 2 п
— средняя температура внешней среды, окружающей газовое пространство в резервуаре;
для горизонтальных цилиндрических резервуаров
^n=Vr.n7n^OCTrn- (5.228)
ЧИ т>.ст.г.п
32.	Уточняем значение £гп по формуле
f' __ А.П (4и	(>.Г.П ) (Al + Ат.т.п
^г.п
. (5.229)
а^п
33.	Вычисляем погрешность, полученную
при расчете £гп:
е
I г.п
Ап А.п ^г.п
(5.230)
34.	Если е/гп > 0,1, то £гп присваивается значение $'п и расчет повторяется с п. 14 до тех пор, пока не выполнится условие е/гп <0,1.
Если £,гп<0,1, то вычисленные значения А.п и Ап считаются окончательными.
35.	Задаемся в первом приближении значением температуры днища резервуара, °C:
208
<Д=0,5&-НОД),	(5.231)
где 7ОД= ^(Лд) — температура грунта на глубине расположения днища резервуара, определенная с помощью (5.82) при h = Ад.
Для цистерн и автоцистерн fB, отсюда
'д =0Ж+*в)-
\ М П 7
36.	Вычисляем теплофизические характе-ристики мазута рмщ, с?мд, д, Ум д при темпе-ратуре t~ (д по формулам (5.95)—(5.104).
37.	Число Прандтля при температуре днища резервуара
Ум.дРм.ДГ/>м.д ^М.д
(5.232)
Зв.Коэффициент теплоотдачи от мазута к днищу резервуара ад, Вт/(м2 • К), определяется [156] по формуле
ад = 0,5—(Gr -PrM)l)-25 а,.
(5.233)
где ^д= rfBH для вертикальных цилиндрических резервуаров и (1Д= шах (а, Ь) для прямоугольных резервуаров.
Числа GrM и Ргм можно найти по формулам (5.105)—(5.107).
Для ориентировочных расчетов можно принять [157], что
ад=0,За1ст.	(5.234)
39.	Коэффициент теплопередачи для цилиндрического вертикального резервуара, Вт/(м2 • К), определяется [156] по формуле
* =-----j(5.235)
_L+y6.>+^i
«а
где 81Д— толщина днища резервуара, отложений и других слоев, м; к-д — теплопроводность материала днища резервуара, отложений и других слоев, Вт/(м • К); dA— диаметр днища резервуара, м; (для прямоугольных резервуаров dA= 0,5(а+ Ь) [44]); Хг— теплопровод-
ность грунта, соприкасающегося с днищем резервуара (см. табл. 5.13), Вт/(м • К).
Для наземных металлических резервуаров, установленных на песчаную подушку, кд для ориентировочных расчетов принимается равным 0,35 Вт/(м2 К) [44].
Для подземных вертикальных и горизонтальных резервуаров коэффициент теплопередачи Ад определяется по формуле
40.	Уточняем значение температуры днища, °C:
_ k _
=	(5.237)
ад
41. Вычисляем относительную погрешность
	t'-1п	
е<д ~	д	д	(5.238)
42.	Если Ем >0,1, то 1Д присваивается значение Сд и расчет повторяется с п. 36 до тех пор, пока не выполнится условие Е/д < 0,1.
Если Е/д < 0,1, то вычисленные значения Ад и (д считаются окончательными.
43.	Коэффициент теплопередачи от мазута в резервуаре в окружающую среду А, Вт/(м2 • К), рассчитывается по выражению
_ ^ст(^ст.м.в+^СТ.М.гХ^М ^>.СТ.м)+
> ~*~^д^д(^м~ *о.д) + ^г.п(Л1 ~^^ст.г.п)(^м~ ^О.г.п)
(5.239)
Для определения коэффициентов теплоотдачи а1ст, а2ст, Вт/(м2 • К), можно воспользоваться табличными данными (табл. 5.19 и 5.20).
Переходя ко второму этапу расчета тепловых процессов при подогреве мазута в резервуарах, следует прежде всего более конкретно сформулировать цель этого расчета.
Независимо от способа подогрева мазута в
209
Таблица 5.19. Значения коэффициента теплоотдачи от нефтепродукта к стенке резервуара <Х1ст, Вт/(м2 • К)
Значение А» Ат» °C	Кинематическая вязкость нефтепродукта V, см2/с								
	0,01	0,1	1	2	5	10	20	30	50
				При	: /?в= 4 м				
10	21,52	10.12	4,77	3,72	2,79	2,21	1,74	1,51	1,28
20	27,21	12,68	5,93	4,77	3,50	2,79	2,21	1,98	1,63
30	31,17	14,65	6,63	5,47	3,95	3,14	2,56	2,21	1,86
40	34,20	16,05	7,44	5,93	4,30	3,50	2,79	2,44	1,98
50	36,63	17,10	8,02	6,40	4,77	3,72	3,02	2,56	2,21
	При /?lt= 8 м								
10	22,10	10,35	4,88	3,95	2,79	2,33	1,74	1,51	1,40
20	27,80	12,91	6,05	4,88	3,49	2,79	2,21	1,98	1,63
30	31,17	14,54	6,89	5,58	4,07	3,26	2,56	2,21	1,86
40	34,20	16,05	7,68	6,05	4,77	3,49	2,79	2,44	2,09
50	37,56	17,56	8,14	6,40	4,88	3,72	3,02	2,67	2,21
	При Л, = 12 м								
10	20,59	9,65	4,54	3,61	2,67	2,09	1,63	1,51	1,16
20	25,93	11,98	5,70	4,54	3,37	2,67	2,09	1,86	1,51
30	29,89	13,96	6,51	5,23	3,72	3,02	2,44	2,09	1,74
40	32,68	15,35	7,21	5,70	4,19	3,37	2,67	2,33	1,98
50	34,98	16,40	7,68	6,16	4,54	3,61	2,79	2,44	2,09
Примечание, t* — средняя температура нефтепродукта, °C; г— средняя температура стенки, °C;	— высота слоя
нефтепродукта в резервуаре, м.
резервуаре и конструкции теплообменных аппаратов, осуществляющих этот подогрев, конечной целью расчета будет выбор теплообменного аппарата или параметров и режимов способа подогрева, компенсирующих теплопотери резервуара и обеспечивающих дополнительный подогрев топлива до заданного уровня температур.
Тогда что касается способов статического подогрева, т.е. способов с применением змеевиковых или секционных паровых подогревателей (см. §5.1.), то расчет сводится к поверочному.
Способы, основанные на применении вибрирующих или вращающихся подогревателей, не имеют принципиальных отличий от статических в плане методики расчета и тоже сводятся к поверочным. При этом, как показано ниже, отличие будет заключаться только в уравнениях для определения коэффициента теплоотдачи от поверхности подогревателя к мазуту.
Методика расчета электроподогрева резервуаров и емкостей также не имеет прин
ципиальных отличий и сводится к поверочному расчету. При этом в качестве определяющих параметров, как будет показано ниже, используются характеристики электрического тока и материалов, а также электрическая мощность подогревателя.
Наибольшее отличие имеет расчет циркуляционного способа подогрева мазута. Его нельзя отнести в классическом понятии к поверочному, и заключается он в нахождении режимных характеристик самого способа.
Таким образом, конкретными целями расчетов являются:
1)	при использовании статических (змеевиковых или секционных) подогревателей — определение площади поверхности теплообмена и числа секций (длины змеевика);
2)	при циркуляционном подогреве — нахождение необходимого времени подогрева при заданном расходе циркулирующего в контуре рециркуляции мазута или, наоборот, необходимого расхода мазута на рециркуляцию при заданном времени его подогрева. При этом в обоих случаях считается задан-
210
Таблица 5.20. Значения коэффициента теплоотдачи от стенки в воздух конвекцией О^ст» Вт/(м2 • К), при COq = 10 м/с
Диаметр резервуара, м
Значения
(‘. + ‘ст)/2. °C	5,4	6,7	8,0	10,7	12,0	15,3	19,1	22,9
10	21,17	20,70	19,89	18,61	18,26	17,45	16,40	16,28
20	20,35	19,31	18,61	17,91	17,33	16,40	15,70	15,24
30	19,54	18,84	18,14	16,86	16,51	15,70	14,89	14,65
40	18,61	17,56	17,10	15,93	15,82	14,77	14,30	14,07
50	17,91	17,00	16,75	15,47	15,12	14,30	13,72	13,49
60	17,21	16,51	15,93	14,89	14,30	13,72	13,03	12,56
Примечание. /в — средняя температура воздуха, °C. При скорости ветра со = 5 м/с значение а2ст принимается с коэффициентом 0,58.
ным значение температуры горячего мазута, подводимого к резервуару;
3)	при использовании электро-, вибро- и вращающихся подогревателей — определение основных геометрических параметров (как и в п.1).
Методика расчета статических подогревателей мазута в резервуарах. Дополнительными (по отношению к первому этапу расчета) исходными данными являются теплофизические характеристики пара:
—	давление греющего пара рц, Па;
—	температура пара £п, °C;
—	плотность пара рп, кг/м3;
—	теплоемкость пара с^п, Дж/ (кг • К);
—	материал труб;
—	теплопроводность материала труб Хст, Вт/(м - К);
—	температура конденсата tKJ °C;
геометрические характеристики подогревателя:
—	число труб п;
—	длина труб L, м;
—	наружный диаметр труб dy м;
—	внутренний диаметр rfBH, м;
—	площадь поверхности теплообмена секции^, м2;
теплофизические характеристики конденсата:
—	плотность рк, кг/м3;
—	теплопроводность Хк, Вт/(м • К);
—	кинематическая вязкость vK, м2/с;
—	удельная теплота парообразования гк, Дж/кг;
для вибрирующих подогревателей:
—	амплитуда колебаний 2а, м;
—	частота колебаний п, об/с;
—	в случае неизвестного расхода пара время разогрева мазута
в резервуаре т, с;
—	в случае неизвестного времени разогрева расход пара Gn в теплообменнике, кг/с.
1. При заданном значении времени разогрева определяем необходимый расход пара Gn, кг/с, для подогрева мазута в резервуаре:
Gn=-^-;	(5.240)
где in— энтальпия пара; iK — энтальпия конденсата; Q- //пот+ <2под)/т — количество теплоты, передаваемое в единицу времени от пара в теплообменнике к мазуту в резервуаре, необходимое для восполнения тепловых потерь в резервуаре рассчитанных по (5.92), и расхода теплоты подогрева 0,ОД/Т мазута до температуры £?м за время Т; здесь 5ПОд рассчитывается по (5.93).
В большинстве случаев можно принять, что tn~ где — температура насыщенного пара при давлении рп, тогда
in-iK=rK.	(5.241)
Если необходимо учесть:
211
перегрев пара, то к гк добавляем Cpn(tn- ZH), где Срп — средняя удельная теплоемкость пара в диапазоне температур от /н до Zn, которая определяется по таблицам справочников, например [159];
переохлаждение конденсата, то к гк необходимо добавить CpK(tH - ZK), где tK — температура переохлажденного конденсата, средняя удельная теплоемкость конденсата в диапазоне температур от tK до ZH;
как перегрев пара, так и переохлаждение конденсата, то
*п *к ~ гк	) * (5.242)
В случае расчета подогревателей с целью только поддержания заданной температуры ^2М расход пара определяется по (5.240), где в качестве Qиспользуется упот (фюд^ 0).
При заданном значении расхода пара Gn для определения времени разогрева мазута, с, используется формула (5.240), из которой получим
Zx — начальная (вероятная) температура мазута.
3.	Задаемся температурой стенки трубок теплообменника, °C, в первом приближении:
zCT=0,5(z/M+zn).	(5.246)
4.	Определяем среднюю температуру пограничного слоя мазута:
4,=0,5(tCT+?M).	(5.247)
5.	Вычисляем теплофизические парамет-ры мазута Хм, рм, срм, vM при Z
^м.ст» Рм.ст» vM CT ПРИ * = G по формулам приведенным выше (см. первый этап расчета), а также значения чисел Ргм, Ргст и Gr при температуре V
(5.248)
______Клод______
(^п ""	) &п ~~ 5пот
(5.243)
Отметим, что значение Gn должно превышать минимальный расход, рассчитанный ДЛЯ Случая 0пОд~" 0 (^п > ^ninin” Япот/(^п “ ^к))‘
2.Определяем среднюю температуру мазута t'M , °C, в резервуаре в процессе его нагревания:
при ——— <2 ^х “^2м
*'m=0,5(zx+z2m);	(5.244)
при ——— >2
*х“*2м
?м=о,5(<пнх)-ди, (5.245)
где
А41ОГ
__ _(^П ^х )	(^Х	*2м ).
In <п~<х
^х ^2м
7.	Находим коэффициент теплоотдачи от пара к стенке трубы подогревателя ап. В большинстве случаев ап » 3000—11 600 Вт/(м2 - К). Для точного расчета ап воспользуемся формулой
а„ =116,1 34 + 4С-Г
< РцЛ^1Ш >
8.	Определяем коэффициент теплоотдачи ам, Вт/(м2 • К), от наружной поверхности труб к мазуту по (5.114), где в качестве линейного размера используется &
ач = 0,5—(Gr Ргм)° 25 [ d kP,'t.
(5.250)
Известно [72], что значение коэффициента теплоотдачи ам от стенок подогревателя к
212
мазуту можно существенно увеличить за счет использования вибрации горизонтально расположенных труб. Вертикальное и наклонное расположение труб подогревателя гораздо менее эффективно.
В [72] расчет ам для вибрирующих подогревателей рекомендуется производить по следующей зависимости:
ам =O,5^-Reo,67Pr()’51,	(5.251)
d
при этом влиянием свободной конвекции на ам пренебрегается.
Для вычисления числа Re в (5.251) в качестве характерного размера используется внешний диаметр трубок подогревателя, а в качестве характерной скорости — среднеквадратичное значение скорости вибрации v, м/с:
ой) 2алп
72~ 72 ’
(5.252)
где 2a— полная амплитуда вибрации синусоидального вида; п — частота вибрации; со == 2яп — угловая скорость вибрации.
9.	Определяем коэффициент теплопередачи, Вт/(м2 • К), от пара в трубах к мазуту в резервуаре по формуле
k = —;-----, - , 1 1 ------i-, (5.253)
1	1 а 1 a..	1
	1	1	1	 and 2X_ d 2Л d CLMda 11 Вп------------------I 15 i"l-rl-M 15
где kT, kH— теплопроводности материала труб и отложений; dtt — внешний диаметр трубы с учетом накипи и осадков, содержащихся в мазуте.
При определении k обычно принимают теплопроводность накипи Хн ~ 1,28 Вт/(м -К) и теплопроводность грязи, осаждающейся на внешней поверхности труб, Хн ~ 0,47 Вт/(м • К).
Для приближенных расчетов
где R= (8,54-25,8) • 10 6 (м2 • К)/Вт дополнительное термическое сопротивление.
10.	Рассчитываем среднелогарифмический температурный напор, °C:
Д^г=—Ч/х/<2м). (5.255)
1п-^—
— ^2м
11.	Уточняем значение Z'T с помощью формулы
С=*п-------(^-^).	(5.256)
«м
12.	Определяем погрешность, полученную при расчете температуры стенки:
C-t<
(5.257)

13.	Если £ZcT> 0,1, то ZCT присваивается значение /т и расчет повторяется с п. 4 до тех пор, пока не выполнится условие £ZcT< 0,1.
Если £ZCT<0,l, то полученные значения ZCT и k считается окончательными.
14.	Находим площадь поверхности теплообмена, м2, по формуле

(5.258)
15.	По известному значению Fопределяем необходимый конкретный тип теплообменника и число секций Zc для секционных подогревателей:

(5.259)
где [ ] — операция взятия целой части от некоторого значения.
16.	Для змеевикового подогревателя по известному значению F и выбранному диаметру d вычисляем полную длину труб, м,
L = F/nd.	(5.260)
Если трубчатый подогреватель имеет змеевиковую конструкцию, необходимо учитывать конденсацию пара по длине трубы, так как наличие конденсата резко увеличивает гидравлические потери в трубах.
Тогда, полученная по (5.260) длина труб
213
подогревателя должна быть меньше предельно допустимой длины:
Ир
= 0,0086<7„ з
Q(pr ~ А1)Г гп ~гк
^5 СМ	\^Д^’|ОГ
(5.261)
где Q = 1 — постоянный коэффициент; ^см — коэффициент гидравлического сопротивления в трубах при движении паровоздушной смеси; ри р2~ давления на входе в трубу и выходе из нее.
Значение ^см в (5.261) рассчитывается по формулам, приведенным ниже (см. п. 6 в § 8.2), а р2 — как
р2 = Р1 - &Р>
где pi = рп; &р — находится по (8.25) (см. § 8.2).
Если значение L, полученное по (5.260), больше Z^p, то подогреватель комплектуют из нескольких параллельных секций.
Методика расчета циркуляционного способа подогрева мазута в резервуарах. Дополнительными исходными данными в этом случае являются:
— температура мазута, поступающего в резервуар после подогрева, tn, °C;
— расход мазута, отводимого из резервуара к другому оборудованию, G2, кг/с;
при определении времени разогрева:
— подача насоса, транспортирующего мазут из резервуара, Gj, кг/с;
при определении подачи насоса Gp
— время разогрева мазута в резервуаре т, с.
В случае, когда подача насоса Gj известна, время разогрева мазута, с, определяется как
Т =-----------— X
(Gj ~G2)cpM + k F
xln------------------7f----(5.262)
(GI-G2)c^M(zn -t2w)-k F(t2M-t{})
где срм — удельная теплоемкость мазута при t'M — средняя температура мазута в резервуаре; k" — коэффициент теплопередачи от мазута в резервуаре в окружающую среду, определенный в расчетном блоке V первого этапа расчета при tM = Z', F— площадь по
верхности резервуара; Zx — вероятная температура мазута в резервуаре до начала подогрева; Zq— средняя температура окружающей среды, рассчитанная по (5.275); G— масса мазута в резервуаре.
В случае, когда задается время подогрева мазута в резервуаре Т, подача насоса Gf рассчитывается по (5.262) итерационным способом.
Определение G{ можно свести к поиску корня уравнения
f(x) = ex—A--— = 0,	(5.263)
x-D
где
д_ zn "А с D_k ib)T. — ^2м	(^п — )
с=(<2м~<х)А/) AZLe	(5.264)
А-*2м)2
После локализации корня на отрезке а = D < х< b = Dx. Рассмотрим решение уравнения (5.263).
1.	Вычисляем значение функции /в точках а и 0,5(л + Ь).
2.	Если /(а)/(0,5(а + />)) > 0, то 0,5(а + Ь) принимаем в качестве нового значения а.
Если /(а)/(0,5(а + Ь)) < 0, то 0,5(а + Ь) принимаем в качестве нового значения Ь.
3.	Вычисляем значение Д:
Ь~а Д = —?=. y/ab
(5.265)
4.	Если Д > 0,01, то расчет повторяем с п.1 до тех пор, пока на выполнится условие Д <0,01.
Если Д < 0,01, то в качестве корня уравнения (5.264) примем значение х= 0,5(а+ Ь).
5.	Определяем подачу мазута Gb кг/с, по формуле
g,=g!+^. т
(5.266)
В случае необходимости определения по
214
дачи насоса для поддержания постоянной температуры используется выражение
G, = G2 +	,	(5.267)
^м(^1 ~^2м)
где k" — коэффициент теплопередачи от мазута в резервуаре в окружающую среду, найденный в расчетном блоке V первого этапа расчета при t=
Методика расчета электроподогревателей для резервуаров. Целью расчета является определение числа электроподогревателей.
Дополнительными исходными данными являются [153]:
—	напряжение питающей сети U, В;
—	электрическое сопротивление электроподогревателя Я, Ом;
—	мощность электрического подогревателя Nf Вт.
1. При мощности электроподогревателя до 10 кВт применяют однофазный ток, а при большей — трехфазный.
2. Вычисляем количество теплоты, Вт, выделяемое одним электроподогревателем, по формуле
ф, С/2
Q1= я ’	(5’268)
где U — напряжение питающей сети (127,
220, 350 В); Я — сопротивление электроподогревателя; фф— коэффициент, определяемый следующим образом:
1, если ток однофазный,
3, если ток трехфазный
при соединении проводов звездой,
9, если ток трехфазный
при соединении проводов треугольником.
Для более точных расчетов (с учетом изменения сопротивления проводника, в зависимости от его температуры) для вычисления Qp Вт, следует воспользоваться формулой
Fa(l+a Тм)
О, =--------—+
4 2ар
'(1 + ар7м)2Г2а2 [ <рф£/2а^
4а2	/?20ар
(5.269)
где F— площадь поверхности нагрева всех проводников электроподогревателя; а — осред-ненпый коэффициент теплоотдачи от поверхности греющего проводника к мазуту [на основании опыта эксплуатации электрогрелок было установлено, что 110-ь170 Вт/(м2 • К)]; ар— температурный коэффициент сопротивления в формуле Я= Я2<)(1 + Otp(£-20)); 7"м=£м-20; Я20 — сопротивление электроподогревателя при t = 20 °C.
Если значение Я20 не задано, то ее можно определить по формуле
Таблица 5.21. Удельное сопротивление и температурный коэффициент расширения некоторых материалов проводника
Материал	р20 ♦ 108, Ом • м	ар- 10s, 1/К	Материал	Р20 * Ю8’ Ом ’ м	ар • 10’, 1/К
Алюминий	2,69	4,2	Мемганин	48	0,03
Бронза	3,52	~4	Медь	1,673	4,3
Висмут	116	4,2	Никелин	42	0,02
Вольфрам	5,5	4,6	Нихром	111-140	0,2-0,05
Железо	9,71	6,5	Олово	12,8	4,2
Иридий	5,3	4,9	Ртуть	95,8	0,89
Кадмий	7,4	4,3	Свинец	20,6	3.36
Константан	45-50	0,01	Цинк	5,92	4,2
Латунь	7,1	1,7	Фехраль	110-130	0,1
Магний	4,4	4,2			
215
^20 “Р20“>
(5.270)
(5.271)
где Z, f — длина и площадь поперечного сече* ния проводника в электроподогревателе; Р20-* удельное сопротивление материала проводника (табл. 5.21).
3. Определяем число электроподогревателей, необходимых для подогрева мазута:
где Q— количество теплоты, необходимое для разогрева мазута в резервуарах, полученное с учетом тепловых потерь в окружающую среду Q= <?пот+ Опод/т; ?noT, вычисляют-ся так же, как и в (5.240); [ ] — операция взятия целой части.
Глава 6
ОБОРУДОВАНИЕ МАЗУТОНАСОСНЫХ СТАНЦИЙ
6,1.	Насосы, применяемые в мазутных хозяйствах ТЭС и котельных
В мазутных хозяйствах ТЭС и котельных применяются следующие насосы: поршневые, шестеренчатые типов РЗ и Ш, винтовые типов ЗВ (трехвинтовые) и МВН, центробежные консольные типа НК (одно-, двух-и восьмиступепчатые), центробежные разъемные типа Н (двух-, четырех- и восьмиступенчатые), центробежные разъемные двустороннего входа типа НД (одно-, двух-, трех-и пятиступенчатые), многосекционные типов НПС и КВН (оба восьмиступенчатые).
Обычно [32] в качестве циркуляционных и основных насосов в котельных при температуре нефтепродукта до 80 °C применяют шестеренчатые насосы. Они также используются в качестве дренажных насосов для откачки в резервуар или нефтеловушку мазута, скопившегося в дренажном приямке. В котельных они также могут служить в качестве рециркуляционных и насосов первого подъема.
Винтовые насосы применяются для перекачивания нефтепродуктов с температурой до 100 °C и часто используются в мазутных хозяйствах в качестве основных насосов.
Центробежные консольные насосы типа НК служат для перекачки мазута температурой 80—200 °C и используются на ТЭС в качестве основных и насосов первого подъема.
Центробежные насосы типа Н применяют в качестве основных насосов для перекачки мазута с температурой до 200 °C в растопочных схемах пылсугольных котельных.
Разъемные многосекционпые насосы типа НПС обычно устанавливают на ТЭС в качестве основных насосов [32].
Поршневые насосы. Эти насосы подразделяют:
1)	по виду привода на:
—	паровые (рис. 6.1);
—	электроприводные (рис. 6.2);
—	ручные (рис. 6.3);
2)	по расположению осей цилиндров (пор-
79 18	17 16 15
Рис. 6.1. Поршневой паровой насос типа ПДГ (продольный разрез)
217
Рис. 6.2. Электройриводной поршневой насос П-75 (продольный разрез)
Рис. 6.3. Ручные насосы: а — типа РН-4; б— типа БКФ
шней) в пространстве на:
—	вертикальные;
—	горизонтальные;
3)	по принципу работы на:
—	одинарного (простого);
—	двойного;
—	тройного;
—	четырехкратного действий.
Технические характеристики основных конструкций паровых и приводных поршневых насосов приведены в табл. 6.1 и 6.2.
Поршневые насосы принадлежат к насосам объемного типа. Они характеризуются наличием одной или нескольких изолированных камер, в которых возвратно-поступательно двигаются поршень, плунжер или
218
Таблица 6.1. Технические характеристики приводных поршневых насосов
Показатель	Вертикальные				Горизонтальные	
	ЭНП-4/1	ЭГ1П-4	ЭН П-7	2П-80/10	П-75	НП-2
Давление нагнетания, МПа	0,3	0,3	0,5-1,0	1,0	4	0,7
Подача, м3/ч	25	28	55-68	65-80	75	50
Частота вращения, мин-1	101	111	71	71	100	58
Мощность, кВт	5	5,5	20-30	34	25	16,5
Диаметр цилиндра, мм	100	100	180	180	150	200
Длина хода поршня, мм	150	150	200	200	200	250
Число цилиндров	2	2	2	2	2	1
Габаритные размеры, мм:						
длина	920	920	1765	920	2625	1090
ширина	550	550	910	880	1170	2180
высота	1500	1500	1700	2100	1700	1415
Масса, кг	732	775	1920	1550	1700	1375
скалка насоса. Изоляция камеры от полостей всасывания и нагнетания в процессе работы осуществляется с помощью впускных и нагнетательных клапанов. Подача поршневого насоса без учета утечек, сжимаемости жидкости и других показателей не меняется с увеличением или уменьшением давления нагнетания, а зависит лишь от объема, описываемого поршнем за один цикл (один оборот, один двойной ход) и от числа циклов в единицу времени.
Особенностью поршневых насосов является периодический, пульсирующий характер подачи. Это связано со сменой периодов всасывания и нагнетания в каждом цилиндре.
Для устранения или уменьшения неравномерности подачи поршневые насосы снабжаются впускными и воздушными нагнетательными колпаками. Поршневые насосы имеют коэффициент полезного действия, равный 0,8-0,85 [95].
На мазутонасосных станциях широкое распространение получили поршневые насосы с паровым приводом, у которых паровой и гидравлический поршни смонтированы на одном штоке. Усилие от давления пара па паровой поршень непосредственно передается на гидравлический поршень. При этом оба поршня и шток благодаря золотниковой парораспределительной системе совершают возв ратн о-п осту п ател ы i ы е д в и же н ия.
Рассмотрим [95] конструкцию поршневого парового насоса типа ПДГ (см. рис. 6.1). Насос состоит из двух основных частей (паровой и гидравлической), соединенных средником 8. Основой паровой части являются золотниковая камера и блок паровых цилиндров /, в которых перемещаются паровые поршни 2, закрепленные на штоках. Поршни в цилиндрах, уплотненные кольцами 3, направляются грундбуксами 18, установленными в корпусах сальников 19. Штоки уплотнены специальной термостойкой сальниковой набивкой 5. Для слива конденсата служат продувные клапаны. Впуск рабочего пара в одну из полостей А или Aj парового цилиндра и выпуск отработавшего пара в полость Г осуществляются плоскими или круглыми золотниками 4. Золотники перемещаются штоками 6, которые при помощи рычажной системы и муфты 7 связаны с поршнями соседних цилиндров. Смазка насосов проводится паровыми масленками, установленными на паровой части. Гидравлическая часть состоит из блока гидравлических цилиндров 9 и камеры клапанов 11, отлитой заодно с корпусом (блоком) гидравлических цилиндров. В цилиндры гидравлического блока запрессованы втулки 13 из антифрикционного материала. Во втулках перемещаются гидравлические поршни 12, неподвижно закрепленные на штоках 13. Поршни, уплотненные во втулках кольцами 14, паправ-
219
Таблица 6.2. Технические характеристики
Показатель	Вертикальные						
	ПИВО- 40/220	ПНП-2М	ПНП-125/8	ПНП- 250	ППГ-5/200	мпн-4М	НПН-6
Подача, м3/ч Давление нагнетания,	40	53	125	250	2,3-5,8	25	13-25
МПа Давление пара, МПа:	2,2	0,8	0,8	1.0	2,0	2,0	2,0
поступающего	1,4	1,1	1,1	1,1	1,4	0,5	1,2
отработавшего Число двойных	0,25	0,2	0,2	0,2	0,2	0,12	0,05
ходов в минуту	20	50	55	38	32-80	25	17-34
Число цилиндров Диаметр цилиндра, мм:	1	2	2	2	2	2	2
парового	320	210	280	440	150	355	190
гидравлического	200	175	220	330	70	150	130
Длина хода поршня, мм Габаритные размеры, мм:	600	200	280	350	100	305	250
длина	930	790	820	1300	908	2273	1695
ширина	1000	535	690	1000	320	866	690
высота	2860	1530	1975	2480	440	1160	890
Масса, кг	1200	700	1400	3600	186	2544	936
Показатель	Горизонтальные				
	ПНГ-6/200	НПН-7	ШПНС	ПНП-8	пнг-140/80
Подача, м3/ч	23-60	35-65	56-112	55-138	55-138
Давление нагнетания, МПа	2,0	2,0	2,5	0,4	0,8
Давление пара, МПа:					
поступающего	1,5	0,85	1.2	1,1	1,2
отработавшего	0,05	0,02	0,4	0,2	0,25
Число двойных ходов					
в минуту	32-80	13-27	16-32	25-49	22-55
Число цилиндров	2	2	2	2	2
Диаметр цилиндра, мм:					
парового	115	350	450	220	280
гидравлического	70	200	220	250	250
Длина хода поршня, мм	100	350	450	250	250
Габаритные размеры, мм:					
длина	1010	2675	3430	1930	2000
ширина	320	1200	1665	1034	1000
высота	440	1095	1465	940	1200
Масса, кг	180	3300	5600	1500	1550
Примечание. В зависимости от варианта исполнения насосы предназначены: Н — для нефтепродуктов
220
паровых поршневых насосов
Горизонтальные
нпн-з	пне	НПН-9	В-3	МПН- 1М	1-СП	ПНП-7	В-4
13-25	14-28	11,5-29	15-30	50	28-56	28-56	36-60
2,0	4,0	0,4	1,2	1,25	2,5	0,8	1,0
1,2	1,2	1,1	1,0	0.5	1,2	1,2	1,1
0,005	0,3	0,2	0,2	0,12	0,4	0,3	0,3
17-34	15-30	32-70	32-75	30	16-32	27-54	35-65
2	1	2	2	2	1	2	2
190	370	115	200	320	450	190	190
130	160	130	130	170	220	160	150
250	450	142	150	350	450	250	250
1945	2760	1300	1360	2565	3295	1665	1775
690	655	525	515	1010	930	955	645
890	1060	485	650	1330	1330	872	795
1037	1075	370	620	3291	2825	1050	920
Продолжение табл. 6.2
К-500	ПДГ 10/40	ПДГ 25/45А	ПДГ 40/32А		ПДГ 60/25А		ПДГ 125/32
	Н I НГ	Н I НГ	И	| НГ	Н	| НГ	Н I НГ
500	10	25		40		60	125
1,4	-	-		-		-	-
0,8	4	4,5		3,2		2,5	3,3
0,02	1	1		1		1	1
32	80	60		50		50	45
2	—	—		-		-	-
530/820	—	—		—		—	—
400	—	—		—		—	—
580	-	-		-		-	-
6440	1810	1755	1810	2230	2300	2230	2300	2965
2320	720	895	895	915	1015	915	1015	1480
2365	690	920	920	960	960	960	960	1210
2010	780 | 800	1250	1450	1600	1720	1600	1720	4400 | 4700
температурой до 220 °C; НГ — то же, температурой до 400 °C.
221
ляются групдбуксами 16, установленными в корпусах сальников. Штоки уплотнены специальной сальниковой набивкой 17. Полости Б и Бх гидравлических цилиндров отделены от нагнетательной Ни всасывающей В полостей насоса тарельчатыми клапанами 10. Для слива жидкости после остановки насоса в нижней части каждого цилиндра предусмотрены сливные пробки [95].
Ротационные насосы. Это насосы объемного типа: подача осуществляется за счет вытеснения жидкости рабочими органами аналогично поршневым насосам. Ротационные насосы в отличие от поршневых не имеют всасывающих и напорных клапанов и не нуждаются в воздушных колпаках ввиду значительно большей, чем у поршневых насосов, равномерности подачи. В отличие от центробежных и вихревых ротационные насосы не могут работать при закрытой напорной задвижке и обязательно должны быть снабжены предохранительным клапаном. Ротационные насосы малогабаритны, работают бесшумно.
К группе ротационных насосов относятся винтовые типов В и МВН и шестеренчатые типов РЗ и Ш.
Винтовые насосы типов В и МВН. По принципу действия винтовые насосы можно представить в виде поршневых с бесконечным, направленным в одну сторону движени
Рис. 6.4. Двухвинтовой насос типа 2ВВ (продольный разрез):
1 — синхронизирующие шестерни; 2— уплотнение; 3 — корпус; 4— обойма; 5— ведущий и ведомый винты
ем поршня. Винтовые насосы обладают рядом преимуществ перед другими типами ротационных насосов: они долговечны, бесшумны в работе, компактны, отличаются малой массой, высоким КПД и отсутствием пульсации подачи. Винтовые насосы могут применяться в широком диапазоне подач (2—500 м3/ч) при давлении нагнетания до 20 МПа, при этом коэффициент полезного действия составляет 60—85 %.
Насосы типа 2ВВ (рис. 6.4, табл. 6.3) [96] предназначены для перекачивания нефтепродуктов. Рабочие органы насоса — корпус 3, обойма 4 и винты 5 (ведущий и ведомый) — расположены в смежных расточках обоймы. Винты имеют двустороннюю нарезку специальной формы.
Жидкость, поступающая в насос через всасывающий патрубок, разделяется па два потока и заполняет впадины винтов. Благодаря различному направлению нарезки в правой и левой частях винтов жидкость, движущаяся вдоль оси насоса к середине, вытесняется в нагнетательную полость. Двусторонний подвод жидкости обеспечивает гидравлическую разгрузку винтов от осевых усилий. Вращение с ведущего винта на ведомый передается синхронизирующими шестернями 1. Ведущий винт вращается против часовой стрелки, если смотреть со стороны электродвигателя.
Насосы типа ЗВ (трсхвинтовые) и насосные агрегаты на их базе предназначены для
5
222
Таблица 6.3. Технические характеристики двухвинтовых насосов
Показатель	2ВВ 1,6/16	2ВВ 2,5/16	2ВВ4/16	2ВВ6.3/16	2ВВ 10/16	2ВВ 16/16
Подача, м3/ч	1,6	2,5	4	6,3	10	16
Давление на выходе, МПа	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4
Частота вращения, мин-1	2900	2900	2900	2900	1450	1450
Мощность, кВт	1,37	1,5	1,6	2,3	2,88	4,2
Высота всасывания, м	7	7	7	6	6	6
Температура перекачиваемой жидкости, °C	80	80	80	80	80	80
Габаритные размеры, мм:						
длина	1000	1000	975	975	1290	1290
ширина	316	316	365	365	435	435
высота	381	381	382	382	430	430
Масса, кг	60	60	60	60	146	146
Таблица 6.4. Технические характеристики трехвиптовых насосов (ГОСТ 20883-83)
Показатель	ЗВ 0,25/25	ЗВ 0,6/25	ЗВ 1/25	ЗВ 1,6/40	ЗВ 2,5/25	ЗВ 1/25
Подача, м3/ч	0,450	0,955	1,800	3,240	4,000	6,840
Давление на выходе, МПа	2,5	2,5	2,5	4,0	2,5	2,5
Частота вращения, мин'1	2900	2900	2900	2900	2900	2900
Мощность, кВт	0,6	1,1	2,1	5,3	4,2	6,6
Высота всасывания, м	6,5	6,5	6,5	6,5	6,0	6,0
кпд, %	52	60	60	63	63	70
Габаритные размеры, мм:						
длина	350	350	410	500	500	500
ширина	150	150	190	230	200	230
высота	200	200	230	260	220	240
Масса, кг	18	20	25	45	40	45
Рис. 6.5. Трехвинтовой насос ЗВ 4/25:
I — пробка; 2— подшипник; 3 — пружина; 4 — передняя крышка; 5— ведущий винт; 6— ведомые винты; 7- обойма; 5— корпус; 9— втулка; 10 — задняя крышка; 11 — колпачок
223
перекачивания жидкостей с температурой 0-100 °C.
В табл. 6.4 [32] приведены технические характеристики основных типоразмеров насосов типа ЗВ.
В качестве примера рассмотрим трсхвип-товой насос ЗВ 4/25 (рис. 6.5) [32]. Насос и электродвигатель смонтированы на общей плите и соединены муфтой, защищенной кожухом. Основными деталями и узлами являются рабочий механизм, корпус с крышкой, торцевое уплотнение, предохранительно-перепускной и разгрузочный клапаны. Рабочий механизм состоит из трех винтов: одного ведущего 5 и двух ведомых 6. Ведомые винты симметрично расположены относительно ведущего и служат для его уплотнения. Нарезка двухзаходная, на ведущем винте — левая, на ведомых — правая. Винты заключены в обойму 7, которая представляет собой бак с тремя смежными цилиндрическими расточками. Обойма размещена в литом корпусе 8 насоса. С торцов корпус закрывается передней 4 и задней 10 крышками. В результате разрежения, создаваемого при вращении винтов во всасывающей камере насоса, мазут под атмосферным давлением поступает во впадины нарезки винтов, взаимно замыкающиеся при их вращении. Замкнутый в нарезке винтов объем жидкости перемещается в обойме прямолинейно без перемешивания и вытеснения в нагнетательную камеру. Остаточные осевые усилия на ведущем винте воспринимаются подшипником 2, а на ведомых — втулками 9. На выходе ведущего винта, в полости передней крышки 4, установлено торцевое уплотнение, которое состоит из упорного кольца, жестко посаженного на вал рядом с подшипником, и пружины 5, прижимающей упорную втулку к резиновому уплотнительному кольцу. Разгрузочный клапан служит для поддержания давления в полости передней крышки от 0,2 до 0,3 МПа. При повышении давления срабатывает шариковый клапан. При этом жидкость перепускается во всасывающую полость. Полость разгрузочного клапана закрывается специальной пробкой 1. Регулировка предохранительно-перепускного
Рис. 6.6. Насос ЗВ 8/63 (вертикальный разрез):
1 — корпус; 2— уплотнение; 3 — подшипник; 4— обойма; 5— ведущий винт; 6— ведомые винты; 7 — нижняя крышка
клапана производится регулировочным винтом, который закрывается колпачком 11.
Трехвиптовой топливно-форсуночный электронасосный агрегат ЗВ 8/63 (рис. 6.6) [96] предназначен для перекачивания топочного мазута М40 и дизельного топлива. Это вертикальный агрегат, состоящий из винтового насоса и электродвигателя, соединенных фонарем и эластичной муфтой. Технические характеристики насоса приведены в табл. 6.5 [96].
Рассмотрим конструкцию и принцип действия винтового насоса типа МВН (рис. 6.7) [28]. Этот насос состоит из чугунного корпуса 7, специальной обоймы 4 и расположенных в ней трех стальных винтов: одного ведущего 2 и двух ведомых 3. Чугунная обойма залита внутри баббитом и имеет три парал-
224
Рис. 6.7. Винтовой насос типа MBII
Таблица 6.5. Технические характеристики трехвинтового насоса ЗВ 8/63
Показатель	ЗВ 8/63
Подача, м3/ч	1,5/2,5/4/6
Давление на выходе, МПа	4,0
Частота вращения, мин-1	115-2250
Мощность, кВт	4/5/7/10
Габаритные размеры, мм:	
ширина	665
высота	1620
Масса, кг	76
дельные цилиндрические полости. В средней полости расположен ведущий винт, а в боковых — ведомые. Ведущий винт через эластичную муфту приводится во вращение с помощью вала электродвигателя, ведомые винты получают вращение от ведущего винта. При работе насоса жидкость, захватываемая ведомыми винтами из камеры всасывания А, заполняет полости между их нарезкой и обоймой. Благодаря вращению винтов она перемещается в осевом направлении и подается в камеру нагнетания Б. Ведущий винт имеет двухзаходную правую нарезку, а ведомые — двухзаходную левую. Форма нарезки винтов позволяет герметически отделять камеру нагнетания от камеры впуска, что обеспечивает высокий объемный КПД насоса и облегчает создание нужного давления. Со стороны всасывания насос закрыт крышкой 5, к которой присоединена впускная труба.
Для облегчения пуска насос конструктивно выполнен так, что при его остановке винты частично остаются погруженными в перекачиваемую жидкость. Для восприятия давления со стороны камеры нагнетания винты насоса имеют подпятники би 7. Подпятники ведомых винтов плавающие. Для разгрузки винтов от осевого усилия под их пяты из камеры нагнетания через специальные отверстия поступает перекачиваемая жидкость. Смазка винтов и их пят производится самой перекачиваемой жидкостью. Засасываемая жидкость поступает в полости, образованные между нарезками винтов и обоймой. После поворота винтов жидкость отделяется от камеры впуска и перемещается в камеру нагнетания [28].
В табл. 6.6 [28] приведены технические характеристики винтовых насосов типа МВН.
Шестеренчатые насосы типов РЗ и Ш. Эти насосы являются в настоящее время наиболее распространенными видами ротационных насосов. Пределы рабочих параметров этих насосов следующие: подача 0,3—200 м3/ч; давление нагнетания 2 МПа при коэффициенте полезного действия 55-65 %.
Основным преимуществом этих насосов является простота конструкции.
К недостаткам следует отнести неуравновешенность внутренних усилий, пульсацию
225
Таблица 6.6. Технические характеристики винтовых насосов типа МВН
Показатель	МВН-0,8	МВН-1,5	МВН-6	МВН-10	МВН-25
Подача, м3/ч	2,9	5,4	21,6	39,6	90
Максимальное давление нагнетания, МПа	0,5	2,5	2,5	2,5	2,5
Допустимая высота всасывания, м	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0
Частота вращения, мин-1	1430	2930	1460	1480	1460
КПД полный, %	66	63	71	72	74
Мощность на валу7 насоса при плотности мазута, равной единице п при максимальном давлении нагнетания, кВт	0,6	5,8	21	37,5	83
Размеры винтов, мм: диаметр начальной окружности	21,6	21,6	42	51	66
длина рабочей части	90	107	214	255	330
Габаритные размеры насоса, мм: длина	275	322	590	767	1030
ширина	150	180	300	320	460
высота	175	270	410	430	615
Масса насоса, кг	13	30	115	206	432
Примечание. Буквы и цифры, составляющие марку насоса, означают: М — мазутный, В — винтовой, Н — насос; 0,8—25 — подача, л/с. Мощность на валу насоса соответствует плотности перекачиваемой жидкости, равной единице.
подачи, шум, вибрацию, ограниченное давление нагнетания.
Технические характеристики насосов типов РЗ и Ш приведены в табл. 6.7 [28] и табл. 6.8 [32].
Наибольшее распространение среди шестеренчатых насосов получили насосы серии Ш (Ш, ШФ, ШГ, ШВГ, ШВ) (рис. 6.8-6.10). Рассмотрим конструкцию и принцип дейст
вия шестеренчатого насоса (см. рис. 6.9) [32].
В электронасосный агрегат входят шестеренчатый насос и электродвигатель, которые смонтированы на общей плите и соединены муфтой, защищенной кожухом. Насос состоит из следующих основных деталей и узлов: рабочего механизма, корпуса с крышкой, торцевого уплотнения, предохрани-
Таблица 6.7. Характеристики ротационно-зубчатых (шестеренчатых) насосов типа РЗ
Показатель	РЗ-За	Р3-4,5а	РЗ-7,5	РЗ-ЗОи	ЭНнН-8м (РЗ-60)	ЭНпН-8м/1 (РЗ-60)
Подача, м3/ч	1,1	3,3	5,0	18	38	38
Полный напор, м вод. ст.	145	33	30	42,5	28	28
Высота всасывания, м Мощность на валу насоса при	5	3	3	6,5	7	7
максимальном напоре, кВт	1,1	0,8	1,3	4,5	9,5	9,5
кпд, %	45	38	42	45	45	45
Тип электродвигателей	А-41-4, А-42-4	А-41-4, А-42-4	А-41-4, А-42-4	А-52-6, А-61-6, МА-142-2/6, КОМ-32/6	А-52-6, А-61-6	А-6 2-6, МА-14 3-2/6, АО-62-6
Частота вращения, мин1 Габаритные размеры агрегата с мотором, мм:	1240	1420	1420	950	950	970
длина	655	670	670	910	826	1000
ширина	370	370	370	440	428	500
высота	347	347	347	480	474	580
Масса агрегата, кг	68	69	72	78	174	270
Примечание. Буквы и цифры, составляющие марку насоса, означают: ЭН — электронасос, п — перекачивающий, Н — нефть, 8м и 8м/1 — электродвигатель соответственно постоянного или переменного тока.
226
Рис. 6.8. Насос типа Ш (разрез):
1 — клапан; 2 — корпус; 3 — ведущий ротор; 4 — ведомый ротор; 5 — стойка; 6 — уплотнение
Рис. 6.9. Шестеренчатый насос типа Ш 40-4 (разрез):
7 — корпус; 2—клапан; 3 — пружина; 4 — наконечник; .5 — регулировочный винт; би 10— крышки; 7—стопорное кольцо; 8— ведущий вал; 9— ведущие шестерни; 77 — ведомый вал; 72— ведомые шестерни
тельного клапана. Рабочий механизм содержит два ротора: ведущий и ведомый. Ведущий ротор состоит из вала 8, на котором установлены па общей шпонке две шестерни 9с косыми зубьями: одна шестерня с правой, а другая - с левой нарезками. Они установлены так, что образуют одну шестерню с шевронным зубом. Ведомый ротор 11 также имеет две шестерни, но при этом одна из шпонок установлена свободно. Вращение ведомый ротор получает через шестерню от ведущего ротора. Осевое перемещение шестерен предотвращается с помощью стопорных колец 7, которые находятся на валу роторов. Во избежание самоотвинчивания кольца стопо
рятся винтами. Роторы устанавливаются в специальные расточки корпуса 1. С торцов корпус закрывается крышками би 10. В результате разрежения, создаваемого при вращении роторов во всасывающей камере насоса, мазут под атмосферным давлением заполняет межзубьевые впадины и в них перемещается из полости всасывания в полость нагнетания. Уплотнение ведущего вала насоса торцевое и расположено в передней крышке 10. Предохранительный клапан состоит из клапана 2, наконечника 4, регулировочного винта 5. В случае повышения давления в нагнетательном трубопроводе выше допустимого срабатывает предохранитель-
227
Таблица 6.8. Технические характеристики
Показатель	ШФ 0,4-25	ШФ 0,6-25	ШФ 0,8-25	Ш 1,2-25	ШФ 1,2-25	ШГ 1,2-25	Ш 2-25	ШФ 2-25
Подача, м3/4	0,22	0,36	0,58	0,9	0,9	0,9	1,4	1,4
Давление на выходе, МПа	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5
Частота вращения, мин-1	1450	1450	1450	1450	1450	1450	1450	1450
Мощность, кВт, не более	0,5	0,6	0,8	1,3	1,3	1,3	1,6	1,6
Межцентровое расстояние, мм	27,5	27,5	27,5	44	44	44	44	44
Шестерни: модуль, мм	25	25	25	4	4	4	4	4
число зубьев	10	10	10	10	10	10	10	10
ширина, мм	10	14	18	12	12	12	18	18
Габаритные размеры, мм: длина	165	190	200	290	260	290	300	270
ширина	205	205	220	230	280	280	230	230
высота	105	105	105	210	200	220	220	200
Диаметр условного прохода, мм: всасывающего	15	15	15	20	20	20	25	25
напорного	10	10	10	15	15	15	20	20
Масса, кг, не более	12	14	16	17	17	18	19	19
Показатель	Ш В 20-6	ШВГ 20-6	Ш 20-25	ШФ 20-25	ШГ 20-25	Ш 20-16	ШФ 20-16	Ш 40-4
Подача, мл/ч	9	9	9	9	9	18	18	18
Давление на выходе, МПа	0,6	0,6	2,5	2,5	2,5	1,6	1,6	0,4
Частота вращения, мин-1	980	980	980	980	980	1450	1450	980
Мощность, кВт, не более	5	5	17	17	17	15	15	11
Межцентровое расстояние, мм	17	17	78	78	78	78	78	83
Шестерни: модуль, мм	6	6	6	6	6	6	6	6
число зубьев	12	12	12	12	12	12	12	13
ширина, мм	70	70	70	70	70	80	80	130
Габаритные размеры, мм: длина	700	700	410	380	450	330	330	400
ширина	320	400	320	320	400	325	360	320
высота	350	400	350	300	400	330	290	320
Диаметр условного прохода, мм: всасывающего	65	65	65	65	65	65	65	80
напорного	50	50	50	50	50	50	50	80
Масса, кг, не более	120	150	70	70	ПО	70	70	55
Примечание. Ш — с внутренними опорами на лапах; ШФ — с внутренними опорами, фланцевые; ШВ — с вынос-опорами, с обогревом или охлаждением корпуса.
228
шестеренчатых насосов серии Ш
ШГ 2-25	Ш 3,2-25	ШФ 3,2-25	ШГ 3,2-25	Ш 5-25	ШФ 5-25	ШГ 5-25	Ш 8-25	ШФ 8-25	ШГ 8-25
1,4	2,3	2,3	2,3	3,6	3,6	3,6	5,8	5,8	5,8
2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5
1450	1450	1450	1450	1450	1450	1450	1450	1450	1450
1,6	2,6	2,6	2,6	3,5	3,5	3,5	5,9	5,9	5,9
44	44	44	44	44	44	44	44	44	44
4	4	4	4	4	4	4	4	4	4
10	10	10	10	10	10	10	10	10	10
18	28	28	28	45	45	45	70	70	70
300	320	290	320	330	360	330	350	300	350
230	230	280	280	230	280	280	230	280	280
220	220	200	220	220	200	220	220	220	220
25	32	32	32	40	40	40	50	50	50
20	20	20	20	32	32	32	32	32	32
22	20	20	23	21	21	25	22	23	27
Продолжение табл. 6.8
Ш 80-2,5	Ш 80-16	ШФ 80-16	ШГ 80-16	ШВ 120-16	ШВГ 120-16	Ш 120-16	ШФ 120-16	ШГ 120-16
36	36	36	36	58	58	58	58	58
0,25	1,6	1,6	1,6	1,6	1,6	1,6	1,6	1,6
980	980	980	980	980	980	980	980	980
17	30	30	30	25	25	50	50	50
101	130	130	130	130	130	130	130	130
7	10	10	10	10	10	10	10	10
13	85	85	85	12	12	12	12	12
160	85	85	85	150	150	150	150	150
440	600	540	600	1100	1100	670	610	670
230	230	280	280	230	280	280	230	280
220	220	200	220	220	200	220	220	220
100	125	125	125	150	150	150	150	150
100	100	100	100	125	125	125	125	125
95	125	150	150	380	400	14	170	190
ными опорами на лапах; ШГ — с внутренними опорами, с обогревом или охлаждением корпуса; ШВГ — с выносными
229
Рис. 6.10. Насос типа ШГ (разрез):
1 — крышка обогреваемого канала; 2— корпус; 3 — уплотнение; 4 — ведущий ротор; 5 — стойка; 6 — ведомый ротор
ный клапан, который предназначен для кратковременного перепуска жидкости из полости нагнетания в полость всасывания. Регулирование клапана производится регулировочным винтом 5, который стопорится гайкой и закрывается колпачком [32].
Насосы поставляются правого вращения с верхним положением ведущего вала, левого вращения с верхним положением ведущего вала, левого вращения с нижним расположением ведущего вала и правого вращения с нижним расположением ведущего вала [32].
Лопастные (центробежные) насосы. Центробежные насосы в зависимости от развиваемого ими давления делятся на низконапорные (менее 25 м вод. ст.), средненапорные (до 150 м вод. ст.) и высоконапорпые (выше 150 м вод. ст.).
В конструктивном отношении они классифицируются по числу и способу соединения колес: одноступенчатые и многоступенчатые, одностороннего и двустороннего всасывания, по расположению колеса на валу: консольные и с расположением между опорами.
В зависимости от категории перекачиваемой жидкости и ее температуры различают насосы: 1) холодные — для перекачки нефтепродуктов с температурой до 200 °C; 2) горячие — для перекачки нефтепродуктов температурой 200-400 °C.
Делятся они также по подаче: малой (до
100 м3/ч) и большой (от 100 м3/ч и выше).
Центробежные насосы являются самыми распространенными, так как обладают рядом достоинств: компактностью, быстроходностью (частота вращения до 3000 мин-1), удобством соединения с двигателями, малой стоимостью, простотой обслуживания, отсутствием инерционных усилий, равномерной подачей жидкости, возможностью перекачки жидкостей, содержащих механические примеси.
Наряду с достоинствами центробежные насосы имеют и недостатки: отсутствие самовсасывающей способности и обязательная заливка перед пуском жидкостью полости насоса и всасывающего трубопровода; большее потребление энергии по сравнению с поршневыми, так как коэффициент полезного действия более низкий (т| = 0,4 4- 0,8); резкое снижение напора при увеличении вязкости перекачиваемой жидкости.
Центробежные насосы типов НК и НКЭ. Насосы типа НК горизонтальные, спиральные с консольно расположенными на валу рабочими колесами: одним или двумя одностороннего или одним двустороннего входа жидкости (табл. 6.9) [32, 97].
Одноступенчатые насосы с подачей до 250 м3/ч снабжены рабочим колесом с односторонним входом жидкости. Насосы с большей подачей имеют рабочее колесо двухстороннего входа. Насос и электродвигатель смонтированы на общей литой плите и соединены зубчатой муфтой. Конструктивно насосы типа НК однотипны и объединены в три группы, различающиеся числом и конструкцией рабочих колес, размещенных на консольной части вала.
Группа одноступенчатых консольных насосов с рабочим колесом одностороннего входа жидкости состоит из следующих насосов: со спиральным корпусом марок НК 65/35-70, НК 65/35-125, НК 200/120-70 (рис. 6.11); с направляющим аппаратом марок НК 200/120 и НК 200/210А (рис. 6.12) [97].
Основные детали и сборочные единицы этих насосов: корпус 6, крышка 4, подшипниковый кронштейн 2, вал 1, рабочее колесо 5 и
230
Таблица 6.9. Технические характеристики центробежных нефтяных консольных насосов
Насос	Подача. м*/ч	Давление, МПа	Напор, м	Число ступеней	Частота вращения, мин 1	Масса, кг
НК 65/35-70	65 35	0,7 0,7	70	1	2950	295
НК 65/35-125	65 35	1,25 1,25	125	1	2950	335
НК 65/35-240	65 35	2,4 2,4	240	2	2950	630
НК 200/120-70	200 120	0,7 0,7	70	1	2950	305
НК 200/120	200 120	1,2 1,2	120	1	2950	485
НК200/210А	200 120	2,1 2,1	210	1	2950	605
НК 200/120-210	200 120	2,1 2,1	210	2	2950	650
НК 200/370	200 120	3,7 3,7	370	2	2950	940
НК 560/335-70	560 335	0,7 0,7	70	1	2950	730
НК 560/335-120	560 335	1,2 1,2	120	1	2950	740
НК 560/335-180	560 335	1.8 1,8	180	1	2950	865
НК 560/120А	560 335	1,2 1.2	120	1	2950	1020
НК 560/ШОА	560 335	1,8 1,8	180	1	2950	1153
НК 560/180	560 335	1,8 1,8	180	1	2950	1153
НК 560/300	560 335	3,0 3,0	300	1	2950	1380
уплотнение вала 3. Снижение давления в камере перед уплотнением вала у насосов этой группы осуществляется разгрузочным устройством, соединяющим полость высокого давления (за колесом) со всасывающим пространством. Насосы (см. рис. 6.12) с направляющим аппаратом 7 оснащены уплотняющими кольцами 8 плавающего типа [97].
Группа одноступенчатых консольных насосов с рабочим колесом двустороннего входа жидкости включает следующие насосы: со спиральным корпусом марок НК 560/335-70, НК 560/335-120 и НК 560/335-180 (рис. 6.13); направляющим аппаратом марок
НК 560/120А, НК 560/180А (НК 560/180) и НК 560/300 (рис. 6.14) [97].
Их основными деталями и сборочными единицами являются: корпус 6, крышка 4, подшипниковый кронштейн 2, вал 7, рабочее колесо 5 и уплотнение вала 3. У насосов (см. рис. 6.14) с направляющим аппаратом 7применены уплотняющие кольца 8 плавающего типа. Для уравновешивания радиальных сил, действующих на ротор, у насосов со спиральным корпусом спиральный отвод изготовлен двойным. Давление перекачиваемой жидкости в камере перед уплотнением вала у насосов с рабочим колесом двустороннего входа жидкости всегда равно давлению во входном патрубке [97].
231
5	6
Рис. 6.11. Одноступенчатый насос типа НК с рабочим колесом одностороннего входа жидкости со спиральным корпусом (продольный разрез)
Рис. 6.12. Одноступенчатый насос типа НК с рабочим колесом одностороннего входа жидкости с направляющим аппаратом (продольный разрез)
Группа двухступенчатых консольных насосов с рабочим колесом одностороннего входа жидкости состоит из типоразмеров: НК 65/35-240 (рис. 6.15), НК 200/120-210 (рис. 6.16) [97] и НК 200/370 (рис. 6.17) [97].
У насоса НК 65/35-240 проточная часть выполнена в корпусе бив сдвоенном направляющем аппарате 7. К основным деталям относятся: крышка 4, подшипниковый кронштейн 2, вал 7, рабочее колесо первой ступе-
232
ии 5, рабочее колесо второй ступени 8 и уплотнение вала 3 [97].
У насоса НК 200/120-210 проточная часть выполнена в корпусе 6 спирального типа и в крышке 4 корпуса насоса. Основные детали и сборочные единицы насоса: вал 7, подшипниковый кронштейн 2, уплотнение вала 3, диафрагма 7, рабочее колесо первой ступени 5, рабочее колесо второй ступени 8. Спиральный отвод первой ступени и всасывающая камера второй ступени — двойные. Спиральный отвод второй ступени в виде шестизавитковых спиралей расположен в диафрагме 7и в корпусе насоса 6 [97].
Проточная часть насоса НК 200/370 размещена в корпусе 8 и направляющих аппаратах 7. К основным деталям относятся: крышка 4, подшипниковый кронштейн 2, вал 7, рабочее колесо первой ступени 6, рабочее колесо второй ступени 5 и уплотнение вала 3 [97].
Вал у одноступенчатых и двусторонних насосов типа НК вращается в двух шарикоподшип
никовых опорах. Опора, расположенная у зубчатой муфты, состоит из двух радиально-упорных шарикоподшипников, смонтированных по типу сдвоенных, обращенных друг к другу широкими бортами наружных колец. Смазка шарикоподшипников циркуляционная.
Принцип действия центробежного насоса заключается в том, что рабочее колесо приводит перекачиваемую жидкость во вращательное движение, в результате которого она выбрасывается в выходной патрубок и далее в выходной трубопровод. К рабочему колесу жидкость подводится из входного трубопровода. Регулирование подачи насоса производится задвижкой, установленной на выходном трубопроводе [97].
Для нефтепродуктов температурой до 200 °C серийно выпускаются насосы следующих марок: 4НК-5Х1, 5НК-5х1, 5НК-9х1, 6НК-6Х1, 6НК-9Х1 (рис. 6.18) [97]. Технические характеристики этих насосов приведены в табл. 6.10 [32].
233
^Ss
VS///S//S/4
Рис. 6.14. Одноступенчатый насос типа НК с рабочим колесом двустороннего входа жидкости с направляющим аппаратом (продольный разрез)
234
Насосы типа НК (см. рис. 6.18) консольные, одноступенчатые, с рабочими колесами одностороннего входа жидкости.
Конструкция этих насосов, за исключением гидравлической части, унифицирована. Основные детали насоса (корпус <?, крышка 9 с входным патрубком, рабочее колесо 7, опорная стойка 3) изготовлены из чугуна; вал
2, гайка 6 рабочего колеса и крепежные детали — из стали. Входной патрубок расположен вдоль оси насоса, выходной — вертикально, но может быть повернут на 90, 180 и 270°. Опорами вала насосов типа НК являются шарикоподшипники: радиальный 4 и два радиально-упорных L Смазка их кольцевая, охлаждение — водяное. Уплотнение валов 5
235
Таблица 6.10. Технические характеристики центробежных насосов типа НК (НКЭ)
Показатель	4НК-5Х1 (4НКЭ-5Х1)	5НК-5Х1 (5НКЭ-5Х1)	5НК-9Х1 (4ИК-9Х1)	6НК-6Х1 (6НК-6Х1)	6НК-9Х1 (6НК-9Х1)
Подача, м5/ч	60	100	95	120	140
Полный напор, м	55	98	45	115	58
Частота вращения, мин”1	2950	2950	2950	2950	2950
Мощность на валу насоса при перекачке жидкости плотностью р = 1 кг/м5, кВт	14,5	43,2	17,1	59,8	30,6
Внутренний диаметр патрубка, мм: входного	100	125	125	150	150
напорного	60	75	75	100	100
Число колес	1	1	1	1	1
Габаритные размеры, мм: длина	960	960	1006	980	995
ширина	400	400	400	400	400
высота	665	725	670	745	675
Масса, кг	250	255	260	275	260
Примечание. Буквы, составляющие марку насоса, означают: Н — нефтяной, К — консольный; цифры перед буквами — диаметр входного патрубка, мм, уменьшенный в 25 раз; цифры после букв — коэффициент быстроходности, уменьшенный в 25 раз; цифры после «х» — число рабочих колес.
торцевое (одинарное и двойное) и сальниковое (с подводом и без подвода затворной жидкости). Для уменьшения осевого давления (за исключением насоса 4НК-5х1 предусмотрено разгрузочное устройство в виде отводящей трубки. При работе с давлением на приеме насоса более 0,5 МПа разгрузочное устройство отключается. Насос с приводом устанавливается на общей фундаментной плите. Валы их и привода соединяются втулочно-пальцевой муфтой [97].
Насосы типа НКЭ предназначены для перекачивания жидкостей с температурой 0—+80 °C. Выпускаются насосы следующих
марок: 4НКЭ-5Х1, 5НКЭ-5х1, 5НКЭ-9х1, 6НКЭ-6Х1, 6НКЭ-9Х1 (рис. 6.19) [97].
Насосы этого типа консольные, моноблочные электрические, состоящие из взрывобезопасного электродвигателя, на удлиненном конце вала которого устанавливается рабочее колесо < уплотнение 2 вала, корпус 3, переходник 1 и крышка 5 насоса с входным патрубком. Уплотнение валов торцевое одинарное и сальниковое. Осевое давление воспринимается шарикоподшипниками, зафиксированными в корпусе электродвигателя. Входной патрубок насосов расположен вдоль оси, выходной — вертикально, но мо-
236
ыть повернут на 90, 180 и 270° [97].
ггробежные насосы типа НГК. Неф-[ насос марки 2НГК-4х1 (рис. 6.20) [97] [азначен для перекачивания жидкости ратурой от -30 до +400 °C. Это гори-льный консольный одноступенчатый , состоящий из корпуса 7, крышки 6, лпникового узла 3, вала 2, рабочего ко-1 и уплотнения 5 вала. Опорами вала яв-:я шарикоподшипники: два радиально-[ых 1 и радиальный 4. Смазка их кольце-41лотнение вала торцевое одинарное, используется при перекачивании жид
кости температурой от -30 до +80 °C. Насос создает напор, равный 42 м, при максимальной подаче 12 м3/ч. Он комплектуется синхронным электродвигателем с частотой вращения 3000 об/мин. Насос и привод устанавливаются на общей фундаментной плите, а их валы соединяются зубчатой муфтой. Масса насоса с электродвигателем составляет 424 кг [97].
Центробежные насосы типов Н и НД. Для перекачки нефтепродуктов с температурой до 300 °C применяются центробежные насосы типов Н и НД, технические характеристики которых приведены в табл. 6.11.
Насосы типа Н изготовляются: одноступенчатые марки 4Н-5х1; двухступенчатые марок ЗН-6х2, 5Н-5х2, 6Н-7х2 (рис. 6.21) [97]; четырехступенчатые марок 4Н-5х4,5Н-5x4, 6Н-10х4 (рис. 6.22) [97]; восьмиступенчатые марки 5Н-5х8 (рис. 6.23) [98].
Основными деталями проточной части (см. рис. 6.21 и 6.22) двух- и четырехступенчатых насосов являются: корпус с горизонтальным разъемом, состоящий из двух частей 3 и 7, рабочие колеса 6 и переводная труба, вал 2, сменные защитные гильзы 5. Уплотнение валов 4 торцевое (одинарное и двойное) и сальниковое (с подводом и без подвода затворной жидкости). Для снижения давления на уплотнение вала на высоконапорной стороне насоса предусмотрено разгрузочное устройство (лабиринтная втулка и отводящая трубка). Рабочие колеса имеют односторон-
237
Рис. 6.22. Четырехступенчатый насос типа Н (продольный разрез)
ний вход жидкости. Они расположены на валу между двумя выносными опорами. Опорами вала служат шарикоподшипники: два радиально-упорных 8 и два радиальных 7. Смазка их жидкостная, кольцевая. Входной и выходной патрубки отлиты вместе с половиной корпуса насоса. Насосы типа Н комплектуются электродвигателями. Насос и электродвигатель устанавливаются на общей плите, и их валы соединяются зубчатой или втулочно-пальцевой муфтой [97].
Рассмотрим принцип действия и конструкцию двухкорпусного восьмиступенчатого насоса марки 5Н5х8 (рис. 6.23), который имеет
внутренний корпус спирального типа. Наружный корпус 3 представляет собой кованый или литой цилиндр. Входной и напорный патрубки направлены вертикально вверх, что создаст благоприятные условия для выхода газов из насоса. В нижней части корпуса имеется отверстие для опорожнения насоса, закрытое конической пробкой. С торцов наружный корпус закрывается крышками всасывания 9 и нагнетания 4. Уплотнение стыков осуществляется металлическими прокладками 7. Литой чугунный внутренний корпус 7 состоит из двух половин, соединенных между собой шпильками. При работе па-
238
239
Таблица 6.11. Технические характеристики центробежных насосов типов Н и НД
Показатель	4Н-5Х1	4Н-5х4	ЗН-6х2	5Н-5х2	5Н-5Х4	6Н-7х2	6Н-10Х4	8НД-6Х1	8НД-9Х2	8НД-9хЗ	8НД-10Х5	10НД-6Х1
Подача, м8/ч	55	60	90	100	95	140	180	210	320	350	320	300
Полный напор, м	110	219	200	190	328	208	279	98,3	132	262	425	55,5
Частота вращения, мин-1	2950	2950	5200	2950	2950	2950	2950	2950	2950	2950	2950	450
Мощность на валу насоса	36,1	81,2	130	110	192,5	157,5	253,5	116,8	196	448	690	130
при перекачке жидкости плотностью р = 1 кг/м8, кВт	26,5	59,7	95,6	80,9	141,6	115,8	186,4	85,8	144,2	329,5	507,5	95,6
Внутренний диаметр патрубка, мм: входного	100	100	80	125	125	150	148	200	200	200	200	250
напорного	60	80	80	75	75	100	98	125	150	150	150	150
Число колес	2	4	2	2	4	2	4	1	2	3	5	1
Габаритные размеры, мм: длина	1200	1805	752	1382	1917	1560	2135	1308	1780	2244	2580	1314
ширина	490	510	435	680	670	675	760	680	730	850	890	900
высота	645	1140	500	655	1185	730	1540	700	1165	1330	1610	870
Масса, кг	400	810	256	510	1062	710	1750	330	795	1650	2825	790
Примечание. Буквы и цифры, составляющие марку насоса, означают: Н — нефтяной, Д — рабочее колесо двойного всасывания; цифры перед буквами — диаметр входного патрубка, мм, уменьшенный в 25 раз; цифры после букв - коэффициент быстроходности, уменьшенный в 25 раз; цифры после «х» - число рабочих колес.
Рис. 6.23. Насос типа 5Н5х8 (продольный разрез)
coca внутренний корпус находится под действием наружного давления. Давление, создаваемое насосом, обеспечивает необходимое усилие по плоскости разъема, за счет чего уплотняется стык между внутренним и наружным корпусами, где расположена металлическая прокладка 8. К тому же осуществляется дополнительное сжатие прокладки 8 шпильками, которые установлены по торцу внутреннего корпуса 1 и проходят через крышку всасывания. Места выхода шпилек из крышки всасывания уплотняются колпачковыми гайками 10. Для уравновешивания радиальных усилий спиральные отводы в каждой паре ступеней повернуты на 180° относительно друг друга. Ротор 2 насоса представляет собой самостоятельный узел, рабочие колеса которого посажены на вал попарно. Рабочее колесо первой ступени имеет повышенную всасывающую способность, остальные колеса — одинаковую проточную часть. Трущиеся пары охлаждаются за счет циркуляции уплотнительной жидкости, которая подводится через торцевые уплотнения 5 двойного типа. Опорами ротора служат подшипники скольжения 6 с кольцевой смазкой. Остаточное неуравновешенное осевое усилие воспринимается двумя радиально-упорными шарикоподшипниками. В корпусах подшипников выполнены камеры для охлаждающей воды [98].
Насосы типа НД изготовляются: одноступенчатые марок 8НД-6х1, 10НД-6х1 (рис. 6.24) [97]; двухступенчатые марки 8НД-9х2 (рис. 6.25) [99]; трехступенчатые марки 8НД-9хЗ; пятиступенчатые марки 8НД-10х5.
На рис. 6.24 изображен насос НД, у которого основными деталями проточной части являются: корпус (из двух частей 5 и 7) с горизонтальным разъемом, рабочее колесо 6, вал 2, сменные защитные гильзы 5, уплотнение вала 4у два радиально-упорных 8 и два радиальных 1 подшипника.
Разъемные центробежные многосекционные насосы типа НПС. Насосы типа НПС предназначены для перекачки нефтепродуктов температурой до 200 °C и выпускаются только в исполнении из углеродистой стали (вариант С): НПС 65/35-500 и НПС 200-700 (табл. 6.12) [32].
Насосы типа НПС (рис. 6.26) секционные, восьмиступенчатые, с плоским горизонтальным разъемом корпуса. Основными деталями являются: корпус (из двух частей 7 и /0), входные камеры первой 4 и пятой 8 ступеней, секции 5, уплотнения вала 3, вал 2, рабочее колесо 6, два радиально-упорных I и два радиальных 9 подшипника.
Насос и электродвигатель установлены на общей литой или сварной фундаментной плите. Валы их соединены зубчатой муфтой
240
Рис. 6.25. Насос 8НД-9Х2 (продольный разрез):
1, 2—верхняя и нижняя половины корпуса; 3— рабочее колесо; '/—вал; 5 —переводная труба; 6- подшипники скольжения вала; 7—корпус подшипников; 8 — радиально-упорные шарикоподшипники; 9—пропитанные асбестовые уплотняющие кольца; 10— сменные защитные гильзы; 11 — нажимные втулки; 12— соединительная муфта зубчатого типа
с промежуточным валом. Положение вала в осевом направлении фиксируется в опоре, расположенной со стороны соединительной муфты. Подшипники имеют кольцевую систему смазки и водяное охлаждение. Тип уплотнения вала выбирается в зависимости от рабочих условий и рода прокачиваемой жидкости. Патрубки расположены горизонтально под прямым углом к оси насоса и направлены в противоположные стороны. Такое их положение позволяет производить осмотр
внутренних частей и разборку насосов без демонтажа основных трубопроводов [100].
Центробежные магистральные насосы типа НМ. Центробежные нефтяные насосы типа НМ предназначены для транспортирования нефти и нефтепродуктов температурой от -5 до +80 °C и подразделяются на спиральные и секционные.
Спиральные насосы типа НМ (рис. 6.27, табл. 6.13) [101] центробежные, горизонтальные, одноступенчатые, с рабочим коле-
241
Таблица 6.12. Технические характеристики разъемных восьмиступенчатых центробежных насосов типа НПС
Показатель	НПС 200-700	НПС 65/35-500	
Подача, м3/ч	200	65	35
Давление, МПа	7	5	5
Допустимая высота всасывания, м	4,9	2,3	2,3
Добавочное давление, МПа	0,054	0,028	0,028
Давление для кавитационного запаса, МПа	0,054	0,028	0,028
Коэффициент полезного действия, %	72	63	55
Диаметр рабочего колеса, мм	275	235	235
Условное давление корпуса, МПа	10	6,4	6,4
Частота вращения, мшГ1	2950	2950	2950
Мощность, кВт	380	140	86,5
Масса, кг	2104	1180	1180
Марка комплектующего двигателя	BAO 500L-2	BAG 315М-2	ВАО315М-2
Мощность двигателя, кВт	400	160	160
Частота вращения двигателя, мин'1	2950	2950	2950
Напряжение, В	6000	380	380
Масса электронасосного агрегата, кг	16000	8180	8180
Рис. 6.26. Насос типа НПС (продольный разрез)
Таблица 6.13. Технические характеристики центробежных магистральных насосов типа НМ (спиральных)
Показатель	НМ 1250-260	НМ 2500-230	НМ 3600-230	НМ 7000-210	НМ 10000-210
Подача, м3/ч	1250	2500	3600	7000	10000
Напор, м	260	230	230	210	210
Кавитационный запас, м	20	32	38	52	65
Частота вращения, мин'1	3000	3000	3000	3000	3000
Давление, МПа	7,5	7,5	7,5	7,5	7,5
КПД, %, не менее	80	86	87	89	89
сом двустороннего входа и двухзавитковым спиральным отводом. Горизонтальный разъем корпуса между нижней 1 и верхней 4 его частями уплотнен прокладкой. Ротор насоса состоит из вала 3, рабочего колеса 7, защитных втулок 5 и 6. Входной и выходной патрубки расположены в нижней части и направлены в противоположные стороны, что обеспечива
ет удобный доступ к ротору без отсоединения их от трубопроводов. Двусторонний подвод жидкости к рабочему колесу и двухзавитко-вый спиральный отвод обеспечивают уравновешивание гидравлических осевых и радиальных сил, действующих на ротор. Опорами ротора служат подшипники скольжения 8 с жидкой смазкой, поступающей от маслоустановки
242
Рис. 6.27. Спиральный насос типа НМ (продольный разрез)
Таблица 6.14. Технические характеристики центробежных магистральных насосов типа НМ (секционных)
Показатель	НМ 125-550	НМ 180-500	НМ 250-475	НМ 360-460	НМ 500-300	НМ 710-280
Подача, м3/ч	125	180	250	360	500	710
Напор, м	550	500	475	460	300	280
Кавитационный запас, м, не более	4	4	4,5	4,5	4,5	6
Частота вращения, мин 1	3000	3000	3000	3000	3000	3000
Давление, МПа	9,81	9,81	9,81	9,81	9,81	9,81
КПД, %, не менее	72	74	77	80	80	80
Тип электродвигателя	ВАО2-450LA-2Y2	ВАО2-450LB-2Y2	2АЗМВ1500/6000У5			2АЗМВ 1800/6000У5
агрегатов. Остаточное осевое усилие ротора воспринимают два радиально-упорных подшипника 9. Концевые уплотнения 10 ротора механические, торцевого типа. Роторы насоса и электродвигателя соединены с помощью зубчатой муфты 2. Вращение ротора осуществляется по часовой стрелке, если смотреть со стороны привода [101].
Секционные насосы типа НМ (рис. 6.28, табл. 6.14) [101] центробежные, горизонтальные, многоступенчатые, с кольцевым подводом и рабочими колесами односто
роннего входа. Корпус насоса состоит из входной 3 и напорной 8 крышек, между которыми установлены секции 6, 7с направляющими аппаратами 9. Герметичность корпуса в стыках обеспечивается резиновыми кольцами и плотным контактом поверхностей смежных деталей. Ротор 12 насоса состоит из вала 7, рабочих колес 5, предвклю-ченного колеса 4, подушки пяты 10, разгрузочного диска 77, посаженных на вал по скользящей посадке и зафиксированных шпонками. Опорами служат подшипники
243
Рис. 6.28. Секционный насос тина НМ (продольный разрез)
скольжения 13. Корпуса подшипников разъемные. Смазка их масляная, принудительная. Концевые уплотнения 2 ротора торцевого типа. Роторы насоса и электродвигателя соединены через зубчатую муфту 14. Вращение ротора насоса осуществляется по часовой стрелке, если смотреть со стороны двигателя [101].
6.2.	Выбор типа и числа насосов
Выбор типа и числа насосов для мазутных хозяйств ТЭС или котельной осуществляется в соответствии с нормами технологического проектирования [104]. При этом тип насосов принимается в зависимости от следующих условий:
—	назначения насоса (например, для линий рециркуляции, насосы первого или второго подъема);
—	вязкости жидкого топлива;
—	необходимых подачи и напора;
—	высоты всасывания;
—	продолжительности и режима эксплуатации (например, постоянный или переменный расход жидкого топлива);
—	условий снабжения мазутонасосной электрической энергией и параметров пара, вырабатываемого котельной.
Говоря о назначении насоса, можно выделить следующие основные операции в мазутном хозяйстве, которые ими осуществляются:
—	перекачка из товарных емкостей НПЗ (нефтеперерабатывающего завода) в резервуары ТЭС при подаче мазута по трубопроводам;
—	перекачка из приемных емкостей в основные резервуары при транспортировании его по железной дороге;
—	подача мазута для рециркуляционного подогрева и перемешивания топлива в резервуарах;
—	подача топлива в топки котлов.
Перекачивание мазута чаще всего производится центробежными насосами разных типов и конструкций, в основном с электрическим приводом. Центробежные насосы с паровым турбинным приводом получили весьма незначительное распространение. На электростанциях, построенных в 30—40-х годах, перекачивание топлива производилось большей частью поршневыми паровыми насосами. Поршневые насосы с электрическим приводом типа «триплекс» оказались неработоспособными и к настоящему времени повсеместно демонтированы [57].
244
Каждый тип насосов и его привод имеют свою оптимальную область применения, определяемую назначением при перекачивании топлива, способом его подготовки и сжигания.
Особенности перекачивания мазута определяются его свойствами: высокой вязкостью, относительно высокой температурой застывания, специфичными отложениями на поверхности нагрева и др.
Мазут из товарных емкостей НПЗ в резервуары ТЭЦ доставляется, как правило, с помощью центробежных насосов давлением до 0,96 МПа. Обычно устанавливают два насоса, каждый из которых обеспечивает максимальную расчетную подачу топлива. Кроме того, в насосной имеется резервный паровой поршневой насос для продавливания мазута, застывающего в мазутопроводах при перерыве в подаче топлива на ТЭЦ [57].
Мазутопроводы от НПЗ до электростанций Башкирэнерго и Татэнерго (г. Нижнекамск) имеют длину до 3,5 км. Подача топлива чаще всего производится периодически. Температура мазута в начале мазуто про вода, т.е. в резервуарах НПЗ, равна 70—85 °C. Вдоль большинства мазутопроводов проложены паропроводы (спутники) для компенсации тепловых потерь.
В период сжигания на электростанциях природного газа перерывы в доставке мазута могут быть весьма значительными, в этих случаях для предотвращения застывания его в трубопроводе необходимы или заполнение его более легким топливом, или периодическая перекачка мазута в обоих направлениях, т.е. из резервуаров НПЗ в резервуары ТЭЦ и обратно [57].
Одним из самых ответственных технологических процессов на тепловых станциях является подача мазута в топки котлов. Поэтому в данном случае основное требование заключается в обеспечении абсолютной надежности работы насосов, а также в простоте и надежности схемы топливоподачи.
Как уже говорилось выше, подача мазута в котлы производится по одно- или двухступенчатой схеме. При этом в двухступенчатой
схеме первая ступень подачи топлива совмещается с подачей топлива на циркуляционное его перемешивание.
Резюмируя материалы § 6.1, можно сказать, что:
—	шестеренчатые и винтовые насосы применяются для перекачивания нефтепродуктов температурой до 100 °C и условной вязкостью до 200 °ВУ. В мазутных хозяйствах шестеренчатые насосы используются как рециркуляционные и основные (в основном насосы первого подъема), а также в качестве дренажных насосов для откачки в резервуар или нефтеловушку мазута, скопившегося в дренажном приямке. Винтовые насосы используются в мазутных хозяйствах в качестве основных. Пределы рабочих параметров следующие: подача 0,3—200 м3/ч, давление нагнетания 20 МПа при коэффициенте полезного действия 60—85%;
—	поршневые насосы имеют коэффициент полезного действия 0,8—0,85 и высоту всасывания до 7,5 м. Они могут использоваться для перекачки нефтепродуктов с вязкостью до 80 °ВУ. Недостатками их являются тихоход-ность, громоздкость и необходимость в массивных фундаментах и редукторах. В мазутонасосных станциях распространение получили поршневые насосы с паровым приводом для перекачивания мазута из приемных резервуаров. Паровые поршневые насосы имеют лучшую характеристику всасывания и не требуют заполнения для своего пуска. При использовании отстоя от воды как метода подготовки топлива в резервуарах также целесообразно устанавливать паровые поршневые насосы, так как они плохо перемешивают мазут с водой [57];
— центробежные насосы получили наибольшее распространение в мазутных хозяйствах. Они наиболее пригодны для перекачки мазута температурой 80—200 °C и вязкостью 30^10 °ВУ Многообразие марок центробежных насосов позволяет использовать их па всех этапах подачи мазута. Например, центробежные консольные насосы типа НК применяются на ТЭС в качестве основных и насосов первого подъема, насосы типа Н — в
245
Рис. 6.29. Зависимость подачи и КПД нефтяных насосов от давления нагнетания:
Г|1 “Для поршневого насоса Т 15/20; Q2, Ли “Для винтового насоса HBB-I 4М/20; Q3,	—для шестерен-
чатого насоса ПЗ-З; Q4, Т|4 — ДЛЯ центробежного насоса 8МД-12хЗ
качестве основных насосов в растопочных схемах пылеугольных котельных, а разъемные многосекционные насосы типа НПС — в качестве основных. Высота всасывания центробежных насосов не превышает5—5,5 м. По
Область применения центробежных и поршневых насосов в зависимости от подачи и вязкости мазута также показана на рис. 6.30 [103].
На рис. 6.31 [56] представлена номограмма, по которой можно выбрать тип насоса, учитывая вязкость и температуру мазута.
Для выбора насосов в каталогах приведены поля характеристик. Границы поля характеристик насоса определяют из условия минимально допустимого КПД. На рис. 6.32 [103] приведены поля характеристик центробежных насосов нормального ряда. Пользуясь сводным графиком полей характеристик, находят подходящий тип насоса. Следу
ет помнить, что при регулировании подачи Q режим работы насоса не должен выходить из поля характеристик.
Характеристики наиболее часто применяемых на электростанциях мазутных насосов приведены на рис. 6.33.
Согласно [104] в зависимости от принятой схемы подачи топлива из топливохранили-ща к котлам устанавливается следующее число насосов: при циркуляционной схеме — не менее двух, в том числе один резервный;
сравнению с поршневыми насосами они име- для котельных паропроизводительностью
ют более низкий КПД (0,4—0,8). Это связано с тем, что центробежные насосы потребляют большее количество энергии.
При циркуляционном способе перемешивания мазута в резервуарах в качестве перекачивающих насосов также лучше использовать центробежные насосы. Как поршневые паровые, так и центробежные перекачивающие насосы устанавливают на отметке днища приемных резервуаров, что создает неудобства в эксплуатации [57].
Обычно, тип насоса выбирается по широко известным номограммам, которые рекомендуют для конкретных условий тот или иной тип насоса.
Так, например, зависимость подачи и КПД нефтяных насосов от давления нагнетания дана на рис. 6.29 [56].
Рис. 6.30. Рекомендуемые области применения центробежных и поршневых насосов в зависимости от подачи и вязкости перекачиваемых нефтепродуктов
246
Рис. 6.31. Номограмма вязкости мазутов в зависимости от температуры с линиями основных эксплуатационных параметров:
1 — максимальная вязкость для винтовых и шестеренчатых насосов; 2 —то же, для поршневых и скальчатых насосов; 3 — средняя вязкость для подачи насосами и для слива; 4 — максимальная вязкость для центробежных насосов производительностью 20—40 т/ч; 5 — максимальная вязкость для ротационных и паровых форсунок и в главной циркуляционной системе; 6 — то же, для воздушных форсунок высокого давления и для вентиляторных форсунок низкого давления; 7 — предельная вязкость для механических форсунок и рекомендуемая вязкость для паровых; 8 — рекомендуемая вязкость для воздушных форсунок высокого и низкого давления; 9— рекомендуемая вязкость для механических форсунок; а — максимальная температура мазута в подогревателе (для мазутов температурой вспышки выше ПО °C); б— максимальная температура пара в подогревателе; в — температура подогревателя, при которой начинается осаждение углерода на поверхности подогревателя (0,5 мм/мес)
более 85 т/ч при подаче основного или резервного топлива — не менее трех, из которых один резервный; при тупиковой схеме — два, в том числе один резервный.
При давлении мазута перед форсунками 1— 3,4 МПа для системы циркуляционного подогрева следует устанавливать не менее двух дополнительных насосов низкого давления.
В зависимости от схемы доставки топлива из топливохранилища к форсункам подача всех рабочих насосов должна быть: при цир
куляционной схеме — не менее 150 % фактического часового расхода топлива при работе всех котлов с полной производительностью (при этом объем рециркуляции составляет не менее 50%); при тупиковой схеме с расходным баком — из расчета заполнения его в течение 1ч.
Для перекачки топлива из приемной (промежуточной) емкости в топливохранилище должно предусматриваться не менее двух насосов (оба рабочие); для котельных произво-
247
Дифференциальный напор Я, м
1000 900 800
700 600
500
400
300
200
150
100 90 80
70
60
50
40
30
20
*=2950
! J 1/'
	
	
10	15	20	30	40 50 60 70 80 100	150	200	300	400 500 600	800 1000	1500 2000 2500
Подача Q, м3/ч
Рис. 6.32. Поля характеристик центробежных насосов нормального ряда
Рис. 6.33. Характеристики мазутных насосов, применяемых на электростанциях
Рис. 6.34. Относительные коэффициенты для определения производительности, напора и КПД насосов при перекачке вязкой жидкости
дительностью 10 т/ч и ниже — один насос.
Для подачи топлива из топливохранилища, находящегося вне площадки котельной, в расходные резервуары, расположенные при котельной, необходимо устанавливать два насоса (оба рабочие); для котельных производительностью 10 т/ч и ниже — один насос.
Подача этих насосов выбирается из условия заполнения ими расходных резервуаров в течение 4—7 ч [28].
Для надежного пуска насосов первого и второго подъемов, находящихся в резервуаре, необходим постоянный их прогрев, который обеспечивается перетечкой мазута через байпас на линии нагнетания в количестве, исключающем вращение насоса в обратном направлении.
В целях избежания заглубленного расположения насосов последними типовыми проектами мазутных хозяйств электростан
249
ций предусматривается установка на каждом приемном резервуаре по два погружных насоса артезианского типа марки 12НА-22х6 или 20НхЗ. Их комплектуют электродвигателями во взрывобезопасном исполнении. Эти насосы предназначены для откачки нефтепродуктов температурой до 80 °C из глубинных резервуаров. Для того чтобы насосы можно было устанавливать на резервуары разной глубины, они поставляются с напорными колонками, имеющими семь различных длин (с интервалом 1100—1250 мм). За счет этого они могут монтироваться па глубине 3051—10551 мм. Минимальное расстояние от дна резервуара до всасывающего патрубка 100 мм. Минимальная высота уровня жидкости в резервуаре равна 320 мм [57].
6.3.	Основные правила пуска, остановки, ухода и эксплуатации насосов
Для нормальной безаварийной эксплуатации насоса рекомендуется пользоваться общепринятыми правилами пуска, остановки и ухода, уточнив их по заводским и станционным инструкциям.
Рассмотрим в качестве примера «Инструкцию по пуску и остановке мазутных насосов» на Казанской ТЭЦ-2.
1.	Перед пуском необходимо:
а)	проверить положение арматуры на насосе;
б)	проверить наличие масла в подшипниках;
в)	убедиться, что на трубопроводах открыты заглушки;
г)	открыть заглушку на всасывающей стороне и наполнить насос мазутом. Проверить отсутствие воздуха в насосе открытием воздушного вентилятора, при появлении мазута клапан закрыть;
д)	проверить, что на охлаждение подшипников и рубашки клапана сальниковых уплотнений поступает вода;
е)	открыть байпас обратного клапана, приоткрыть задвижку на напорной стороне и протоком мазута прогреть насос;
ж)	убедиться, что переключатель блоки
ровки установлен в нейтральном положении.
2.	Правила при пуске насосов таковы:
а)	при отсутствии давления на напорном мазутопроводе пуск должен производиться обязательно при закрытой задвижке па напорной стороне. Во избежание запаривания насоса работа его при закрытой задвижке более 3 мин запрещается;
б)	для параллельной работы с работающим насосом пуск может производиться как при закрытой, так и при открытой задвижке на напорной стороне. Во время пуска при закрытой задвижке па напорной стороне после подъема давления в напорном патрубке медленно открывают задвижку, не допуская падения давления на напорной стороне более чем на 0,2 МПа;
в)	необходимо следить по амперметру за нагрузкой электродвигателя;
г)	после пуска насоса или его прогрева закрыть байпас обратного клапана;
д)	при пуске насоса разность температур его корпуса и мазута не должна превышать 40 °C.
3.	При уходе за насосами требуется:
а)	закрыть байпасы обратных клапанов;
б)	установить выключатель блокировок в положение «Работа»;
в)	проверить вибрацию насоса и электродвигателя;
г)	осмотреть состояние фланцевых соединений, сальниковых уплотнений и арматуры насосов;
д)	проверить наличие масла в подшипниках;
е)	проверить поступление воды на охлаждение подшипников и сальниковых уплотнений;
ж)	проверить давление мазута до и после фильтров (разница должна превышать 0,15 МПа).
4.	При остановке насосов необходимо:
а)	закрыть задвижку на напорной стороне насоса;
б)	выключить электродвигатель;
в)	закрыть задвижку на всасывающей стороне и обратный клапан байпаса.
250
Следует также отметить несколько правил, характерных для поршневых и центробежных насосов [28].
Перед пуском паровых насосов должны быть открыты паровыпускной клапан и продувочные краны паровых цилиндров. Пуск их осуществляется постепенным открытием паровыпускного клапана; продувочные крапы закрываются лишь после прекращения выбрасывания через них вместе с паром воды. После 500—1000 ч работы следует произвести текущий осмотр и при необходимости ремонт и смену клапанов, деталей парораспределения, сальниковой набивки, поршневых колец. Через 4000—5000 ч работы рекомендуется произвести полную разборку насоса для осмотра всех его деталей.
При эксплуатации центробежных насосов для перекачки мазута приходится учитывать явление кавитации. Кавитация влияет на всасывающую способность насосов, уменьшая высоту всасывания и нередко приводя к обрыву струи во всасывающем трубопроводе.
Под кавитацией понимают образование внутри насоса пространства с пониженным давлением аналогично процессу парообразования при температуре перекачиваемого мазута. Мазут начинает вскипать с образованием полостей, заполненных паром. При малейшем увеличении давления пар конденсируется, и в эти полости устремляется с большой скоростью мазут, вызывая гидравлический удар. В результате этого возникают вибрация насоса и шум, уменьшаются его подача, напор и КПД. Нередко кавитация приводит к аварии насоса.
Явление кавитации при перекачке мазута может возникнуть: а) при понижении уровня мазута в резервуаре ниже расчетного; б) при регулировании подачи мазута задвижкой на всасывающем трубопроводе; в) при значительном повышении температуры мазута; г) при недостаточной площади сечения всасывающего трубопровода; д) при неправильной установке насоса [28].
6.4.	Мазутные фильтры
Для обеспечения нормальной работы мазутных насосов, форсунок, подогревателей и приборов автоматики необходима очистка мазута от механических примесей и образующихся в процессе храпения и транспортировки смолистых веществ.
Для удаления из мазута твердых частиц применяют сетчатые и пластинчатые фильтры.
В свою очередь, сетчатые фильтры подразделяются на фильтры грубой и тонкой очисток, отличающиеся числом отверстий, приходящихся па 1 см2 площади поверхности фильтрации или сетки.
Обычно в схемах мазутного хозяйства монтируются две ступени фильтров: грубой и тонкой очисток.
Фильтры грубой очистки устанавливаются на всасывающих линиях насосов (перекачивающих и основных). Они обеспечивают нормальную работу насосов, горелок с форсунками, подогревателей и контрольно-измерительных приборов, очищая мазут от механических примесей.
Фильтры тонкой очистки размещаются на напорных линиях за мазутными подогревателями.
На практике используется и выпускается несколько конструкций мазутных фильтров. Классификация наиболее распространенных конструкций их приведена на рис. 6.35.
Для обеспечения возможности ремонта, очистки и замены фильтров при одновременной бесперебойной работе всей линии подачи и циркуляции мазута в схему мазуто-проводов включают (как минимум) по два фильтра тонкой и грубой очисток. При этом каждая пара фильтров подключается к схеме мазутопроводов параллельно. Обязательно производится установка и монтаж запорной арматуры до и после каждого фильтра, а также перемычек на мазутопроводах. Все это позволяет включать любой из фильтров в различной комбинации и обеспечивать непрерывную работу мазутонасосной независимо от проводимых там профилактических и ремонтных работ.
251
Рис. 6.36. Вертикальный фильтр конструкции ТКЗ новой серии
Исключение составляют котельные с па-ропроизводительностью до 5 т/ч. В мазутонасосных станциях таких котельных допускается установка по одному фильтру с обязательным монтажом дополнительной ветки мазутопровода в обход фильтра.
Для изготовления сетчатых фильтров при
меняется медная или латунная сетка (ГОСТ 3826-47). В частности, для фильтров грубой очистки рекомендуется сетка №3,5-1, для фильтров тонкой очистки — сетка №1,2-0,4.
Наибольшее распространение получили фильтры конструкции ТКЗ новой серии (рис. 6.36), заменившие фильтры старой серии (рис. 6.37), а также фильтры конструкции Теплоэлектропроекта (рис. 6.38).
На многих станциях предпочтение отдают фильтрам конструкции ТКЗ типа ФМ из-за их универсальности. В зависимости от размера ячеек сетки они могут работать как фильтры тонкой и грубой очисток.
Фильтры старой серии (см. рис. 6.37) снабжены сеткой №1, которая имеет 64 отверстия на 1 см2 или №1,4 с 32 отверстиями на 1 см2 (для фильтров тонкой очистки). Фильтры с сеткой №1 имеют максимальную производительность 5,5 кг/с.
Основные размеры фильтров новой серии конструкции ТКЗ приведены в табл. 6.15.
В табл. 6.15 приведены основные технические характеристики фильтров конструкции ТКЗ новой серии и других основных конструкций, применяемых в мазутных хозяйствах.
252
Рис. 6.37. Вертикальный фильтр конструкции ТКЗ старой серии
В котельных используются фильтры тонкой очистки с Оу = 80 (рис. 6.39, табл. 6.16) [28] конструкции института «Сантехпроект» и фильтры марки ФМ-25-30 конструкции ТКЗ.
На ТЭС, где мазут служит для растопки, применяются фильтры марок ФМ-25-30, ФМ-40-30, ФМ-10-60 (см. рис. 6.36, табл. 6.15 и 6.16) [32]. Как правило, они устанавливаются в одноступенчатых схемах подачи топлива.
На более крупных газомазутных и мазутных ТЭС, сжигающих мазут как основное топливо, используются фильтры марок ФМ-10-120 и ФМ-10-240 (рис. 6.36, табл. 6.16). Эти фильтры в основном устанавливаются в двухступенчатых схемах подачи топлива.
В этих фильтрах для грубой очистки применяется сетка №3,5 (пять отверстий на 1 см2), для тонкой очистки — сетка №1,4 (40 отверстий на 1 см2).
На рис. 6.38 представлен фильтр конструкции Теплоэлектропроекта. По сравнению с фильтрами конструкции ТКЗ он имеет меньшие габариты. Для лучшей работы необходима его продувка, которая осуществляется паровыми струями, вытекающими из перфорированной трубки, размещенной на оси фильтра.
Рис. 6.38. Фильтр конструкции «Теплоэлектропроекта»
Конструктивно сетчатые фильтры Таганрогского котельного завода (ТКЗ) тонкой и грубой очисток выполняются одного типа. Рассмотрим конструкцию и принцип действия фильтра типа ФМ (см. рис. 6.36). Он вертикального типа, состоит из корпуса с днищами каркаса с натянутой сеткой для грубой и тонкой очисток и крышки. В сетках для грубой очистки на 1 см2 площади имеется пять отверстий, в сетках для тонкой очистки — 40 отверстий. Мазут поступает через верхний патрубок (штуцер), проходит через решетчатую трубу с сеткой и очищенный выходит через нижний патрубок (штуцер). В корпус фильтра вварен коллектор продувки сетки паром, продувочный штуцер и штуцер опорожнения. Продувка выполняется паром через просверленные отверстия в трубке. При продувке нужно перекрыть мазутные клапа-
253
Таблица 6.15. Характерные размеры фильтров конструкции ТКЗ для очистки мазута (новой серии)
Марка	Производительность, кг/с	Площадь поверх-пости фильтрации, м2	Основные размеры, мм							
			D»	D,	II	Н|	н2	«3	«4	
ФМ-40-30-40/5	8,3	0,55	325	208	1603	1183	1000	830	310	1050
ФМ-10-60-40/5	16,6	1,05	630	470	1700	1206	700	600	210	1020
ФМ-10-120-40/5	33,2	2,10	630	470	2400	1900	1400	1300	210	1720
ФМ-10-240-40/5	66,5	4,00	820	630	3200	2615	2000	1900	290	2370
Таблица 6.16. Технические характеристики мазутных фильтров типа ФМ
Показатель	Фильтр тонкой очистки с Dy = 80	ФМ-25- 3040(5)	ФМ-40- 30-40(5)	ФМ-10-60-40(5)	ФМ-10-120-40(5)	ФМ-10-240-40(5)
Пропускная способность, т/ч	20	30	30	60	120	240
Избыточное давление мазута, МПа	0,5	2,5	4,0	1,0	1,0	1,0
Число отверстий на 1 см2 сетки: для фильтра тонкой очистки	40	40	40	40	40	40
для фильтра грубой очистки	5	5	5	5	5	5
Условный диаметр труб, мм: входа и выхода мазута	80	100	100	150	200	250
продувки	50	50	50	50	50	50
слива из корпуса	—	25	25	50	50	50
паровой продувки	25	25	25	25	25	25
Размеры фильтрующей части, мм: диаметр			208	208	260	470	630
высота	—	500	500	700	900	1100
£ Объем фильтра, м’	—	0,07	0,079	0,258	0,45	0,95
Габаритные размеры, мм: ширина			560	560	800	1000	1200
диаметр корпуса и толщина стенки	325x8	325x8	325x8	426x9	630x8	820x9
высота корпуса с опорой	1430	1248	1354	1640	1986	2375
Масса (без арматуры), кг	240	220	256	275	490	860
Примечания: 1. Гидравлическое сопротивление фильтра ФМ равно 0,65 МПа. 2. Фильтры изготовляются на Таганрогском котельном заводе (кроме фильтров с Dy= 80 и ФМ-40). Фильтры ФМ-40-30-40 производятся на Саратовском заводе тяжелого машиностроения, а фильтры с Dy« 80— по чертежам Теплоэлектропроекта.
ны на входном и выходном патрубках фильтра, открыть нижний сливной кран и пустить пар. Струя пара продувает фильтровальную сетку по всей площади. Грязь прилипает к наружной поверхности сетки, продувка же
паром производится изнутри. Грязь удаляют через штуцер опорожнения. Закрыв сливной кран и паровой клапан и открыв мазутные клапаны, фильтр вновь включают в работу.
Пластинчатые (поворотные) фильтры
254
Рис. 6.39. Фильтр тонкой очистки мазута с D? = 80:
1 — корпус; 2 — фильтрующий стакан; 3 — заглушка; 4 и 5 —трубы до и после запорного клапана; 6— ручка; 7 — запорный клапан; 5—фланец; 9— прокладка паронито-
вая
(рис. 6.40) [35] обычно служат для очистки авиационных топлив. Их применение на ТЭС ограничивается высокой засоряемос-тыо и необходимостью постоянной продувки. В случае использования пластинчатого фильтра для более тонкой очистки на ТЭС необходима установка предвключенного сетчатого фильтра.
Конструкция пластинчатого фильтра представлена на рис. 6.40. Поступающий в фильтр мазут проходит через фильтрующую головку,
0360
Рис. 6.40. Пластинчатый мазутный фильтр
набранную из пластин и прокладок. Малая толщина прокладки (0,15 — 0,2 мм) определяет тонкую очистку мазута. При повороте пластин грязь удаляется с помощью скребков. Очистку осуществляют при полном обороте фильтрующего пакета.
Поскольку фильтры постепенно засоряются задержанными твердыми частицами, приходится их периодически очищать. Чтобы при этом работа мазутонасосной станции не прерывалась, фильтры устанавливают, как уже говорилось, параллельно.
Для предотвращения чрезмерного подъема давления в случае засорения фильтра (при поршневых, винтовых или шестеренчатых насосах) целесообразно иметь обходную линию с предохранительным клапаном.
Кроме того, фильтрующие сетки создают значительное местное сопротивление движению мазута. Для уменьшения этого сопротивления рекомендуется, площадь живого сечения трубопровода принимать примерно в 4 раза меньше площади сечения сетки.
Очистка сетки фильтров осуществляется обычно продувкой паром. Пар в фильтр необходимо подавать постепенно, так как резкое
255
повышение давления может порвать сетку в фильтрующем стакане. Пропарку следует производить только при полностью закры-тых клапанах на входящем и выходящих мазу-топроводах и открытых спускных клапанах.
Рассмотрим вопрос целесообразности установки фильтров.
Согласно [35] и опыту эксплуатации ряда станций при подаче мазута по трубопроводам от НПЗ установка фильтров вообще не требуется.
Также в связи с тем, что количество твердых частиц в современных топочных мазутах определяется содержанием карбоидов, имеющих мелкий фракционный состав, то целесообразно, не допуская осаждения в аппаратуре и трубопроводах мазутного хозяйства, направлять их вместе с мазутом в топку для сжигания. Частицы карбоидов имеют такие размеры, при которых засорение сопел и каналов форсунок средней и большой производительности незначительно.
Применение циркуляционного подогрева в резервуарах препятствует коагуляции карбоидов и их осаждению. При скорости мазута в трубопроводах 1,2—1,5 м/с осаждение их также незначительно.
По этим причинам согласно [35] установка фильтров тонкой очистки для котлов средней и большой мощности, оборудованных высокопроизводительными форсунками (диаметр сопел более 3 мм), не обоснована.
6.5.	Типы мазутонасосных станций
Непосредственно мазутонасосная станция, обслуживающая топливное хозяйство ТЭС, ГРЭС или котельных, обеспечивает следующие операции: прием мазута и перекачку его в хранилище (резервуары), циркуляционный подогрев мазута в резервуарах, подготовку топлива к сжиганию (очистку, подогрев и создание необходимого давления) и ввод в мазут жидких присадок. В зависимости от рабочего давления мазута перед горелками котлов, создаваемого основными насосами, мазутонасосные, как и сами схемы, могут быть одноступенчатыми и двухступенчатыми (разделенными или совмещенными).
Рассмотрим на примере принципиальную схему7 одноступенчатой мазутонасосной станции Казанской ТЭЦ-1 (рис. 6.41).
Отличием одноступенчатой схемы является отсутствие насосов второго подъема. Эта схема с разделением контуров подачи мазута в котельную, циркуляционного разогрева и перемешивания мазута в резервуарах. По проекту для КТЭЦ-1 было предусмотрено строительство мазутного хозяйства как для основного вида топлива.
Хранить мазут в резервуарах в «горячем» состоянии для предотвращения влагоотстоя удается, используя рециркуляцию. Схема внутренней рециркуляции закрытая: основной резервуар — насос рециркуляции 6 марки 10НД-6х1 с подачей 400 м3/4 — подогреватель мазута рециркуляции 1 марки ПМ-10-120 с подачей 120 т/ч — фильтр грубой очистки 4 марки ФМ-10-240 (пять отверстий на 1 см2) — основной резервуар.
Перед подачей в КТЦ мазут проходит по второму контуру, где осуществляется его подогрев в основных мазутоподогревателях 2 марки ПМ-40-30, которые установлены вне здания мазутонасосной в количестве семи штук. Они имеют производительность 30 т/ч. После мазутоподогревателей установлены фильтры топкой очистки 3 в количестве семи штук, предназначенные для защиты форсунок котлов от загрязнения. Марка этих фильтров ФМ-40-30 (40 отверстий на 1 см2).
Как и во всем мазутном хозяйстве, на мазутонасосной станции используется пар с параметрами: t = 200-^ 250 °C, /7=0,84-1,6 МПа. Конденсат пара поступает в колодец <?, откуда с помощью конденсатных насосов /подается в цех химводоочистки, где подвергается очистке от мазута, затем повторно используется в цикле станции.
В качестве еще одного примера рассмотрим принципиальную схему одноступенчатой мазутопасосной станции Казанской ТЭЦ-2 (рис. 6.42). Мазут на КТЭЦ-2 применяется для растопки и подсвечивания факела в топках паровых котлов (БКЗ-210, СП) и как резервное топливо в пиковых котлах (ПТВМ-180). Он из хранилищ (основных резервуаров)
256
ND
Рис. 6.41. Принципиальная схема одноступенчатой мазутонасосной станции Казанской ТЭЦ-1:
I— здание мазутонасосной; 1 — мазутные подогреватели рециркуляции; 2 — то же, основные; 3 — мазутные фильтры тонкой очистки; 4 — то очистки; 5 -- мазутные насосы основные; 6 — то же, рециркуляции; 7 — конденсатные насосы; 5— конденсатные баки
, грубой
Линия рециркуляции
Рис. 6.42. Принципиальная схема одноступенчатой мазутонасосной станции Казанской ТЭЦ-2. Обозначения те же, что на рис. 6.41
подается тремя основными насосами 5 марки 5Н-5х4 с подачей 90 м3/ч в три основных подогревателя 2марки ПМ-40-30 производительностью 30 т/ч. Основные мазутоподогревате-ли предназначены для подогрева топлива подаваемого в котельную, до 150 °C.
Для обеспечения нормальной работы насосов, горелок, подогревателей и контрольно-измерительных приборов необходима очистка топлива от механических примесей. Для этой цели перед насосами на всасывающей линии установлены фильтры грубой очистки 4 в количестве трех штук диаметром 320 мм и производительностью 90 м3/ч. После основных мазутоподогревателей, топливо проходит очистку в двух фильтрах топкой очистки 3 марки ФМ-25-30-40 диаметром 320 мм и производительностью 30 м3/ч.
Для предварительного разогрева мазута в основных (вместимостью 3000 м3) и приемном (вместимостью 250 м3) резервуарах, а также для поддержания температуры в них не ниже 40 °C используется система рециркуляции. В рециркуляционном контуре применяются два насоса 6 марки 5НК-5х1 подачей 70 м3/ч, а также два подогревателя рециркуляции 1 типа ПМ-10-60 производительностью 60 м3/ч. Для очистки топлива от взвешенных частиц перед насосами рециркуляции установлен фильтр грубой очистки 4 диаметром 320 мм и производительностью 90 м3/ч.
В качестве греющего теплоносителя в мазутном хозяйстве используется свежий пар, подаваемый по паропроводу диаметром 133x4 мм с давлением 1,3 МПа и температурой 250 °C. Конденсат из мазутохранилища собирается в два бака 8 вместимостью 40 м3. Для откачки его из конденсатных баков по конденса-топроводу с диаметром и толщиной стенки 89x3,5 мм в цех химводоочистки служат два конденсатных насоса 7 марки ЗК-6 с подачей 60 м3/ч.
Двухступенчатая схема — это схема с разделением контуров подачи мазута в котельную, циркуляционного разогрева и перемешивания мазута в резервуарах. Отличием ее от одноступенчатой схемы является наличие насосов второго подъема.
На рис. 6.43 приведена принципиальная двухступенчатая схема мазутонасосной ТЭЦ. Мазут хранится в резервуарах, оборудованных циркуляционным подогревом. Циркуляционное перемешивание и разогрев топлива в резервуарах производится горячим мазутом, подаваемым насосами рециркуляции 4 от подогревателей 1. Циркуляционный контур можно представить в виде: резервуар — насосы рециркуляции 4 — мазутные подогреватели рециркуляции 1 — резервуар. Отличие второго контура, предназначенного для подготовки топлива к сжиганию, от контура одноступенчатой схемы заключается в использовании насосов второго подъема 6. Второй контур можно представить в следующем виде: насосы первого подъема 5— основные подогреватели мазута 2 — фильтры тонкой очистки 3 — насосы второго подъема 6 — мазутопроводы в котельную.
На крупных электростанциях, использующих в качестве основного топлива мазут, мазутное хозяйство, в том числе и мазутонасосная, должны обеспечить бесперебойную работу котлов. Поэтому на таких станциях остро стоит вопрос экономии, качества и безопасности работы мазутного хозяйства в целом.
Учитывая эти требования, была разработана схема двухступенчатой мазутонасосной для первой очереди Кармановской ГРЭС проектной мощностью 1,2 МВт. Вопрос обеспечения пожарной безопасности обслуживающего персонала и защиты оборудования мазутонасосной от возможных аварий при подаче топлива в котельную был решен путем строительства двух насосных (рис. 6.44) [57]. Помещения насосных разделены огнестойкой перегородкой 5. Каждое помещение представляет собой блок оборудования, включающий два насоса первого подъема 7, и два насоса второго подъема 4, мазутные подогреватели 2 и фильтры тонкой очистки 3. При этом подогреватели и фильтры вынесены за здание мазутонасосной.
По сравнению с типовыми схемами схема мазутонасосной Кармановской ГРЭС более проста за счет уменьшения числа поперечных связей по топливу. Это позволило значи-
259
ьэ СТ) о
! I I 8.
Рис. 6.43. Типовая принципиальная схема двухступенчатой мазутонасосной станции:
4 — мазутные насосы рециркуляции; 5 — мазутные насосы первого подъема; 6 — мазутные насосы второго подъема; остальные обозначения те же, что на рис. 6.41
Мазут из основных резервуаров
Рис. 6.44. Принципиальная схема двухступенчатой мазутопасосной Кармановской ГРЭС с двумя помещениями:
1 — насосы первого подъема; 2—мазутные подогреватели; 3 — мазутные фильтры тонкой очистки; 4 - насосы второго подъема; 5— огнестойкая перегородка
тельно сократить количество арматуры, что естественным образом уменьшает число возможных мест протечек мазута через сальниковые и фланцевые соединения, улучшает пожарную безопасность и уменьшает капитальные затраты.
На мазутонасосных станциях при монтаже и эксплуатации мазутных насосов возникают проблемы с торцевыми уплотнениями на их валах, особенно у насосов второго подъема.
В проектах [105] часто предусматривают подачу уплотнительной жидкости на фонарь сальника и подвод воды на нажимные втулки сальников, чтобы предотвратить протечку ядовитых и легковоспламеняющихся жидкостей и их смыв.
Схема подвода уплотняющей жидкости показана на рис. 6.45. В этой схеме предусматривается установка регулятора уровня.
Трубопроводы для подачи уплотняющей жидкости следует прокладывать внутри строительно-технологических блоков. Они рассчитаны на давление 1,9 МПа и температуру 25 °C. Гидравлическое испытание трубопроводов производят под давлением 2,4 МПа. В баке для жидкости монтируют змеевик, который испытывают под давлением 0,25 МПа.
Схема обвязки мазутных насосов вспомо
гательными трубопроводами показана на рис. 6.46. Дренажные трубы диаметром 50 мм для отвода мазута из картеров насосов выполняют без воронок. В каждый картер насоса подводят пар по трубопроводам диаметром 120 мм, чтобы выдавленный через сальник насоса мазут не забивал картер и дренажные трубы. Струю пара направляют в дренажное отверстие картера насоса, что исключает его парение.
При проектировании мазутопасосной станции желательно отказаться от применения системы подачи уплотнительной жидкости, от подвода воды на нажимные втулки сальников и на обмыв внешних частей торцевых уплотнений мазутных насосов. Это связано с тем, что проектные организации иногда не указывают диаметр рабочих колес насосов, а заводы-изготовители к каждому насосу предусматривают несколько колес различных размеров, и, если в заказе на насос диаметр рабочего колеса специально не указан, насосы поставляют с колесами наибольшего диаметра. При этом может возникнуть несоответствие между расчетным давлением в мазутопроводах и фактически развиваемым напором насосов, что недопустимо.
261
Рис. 6.45. Схема трубопроводов подачи уплотняющей жидкости к насосам второго подъема:
1 — подвод воды; 2 — в трубопровод замазученного дренажа; 3 — в дренажный приямок насосной; 4 — в сливной трубопровод; 5—регулятор уровня; 6—регулятор давления; 7-обратный клапан; 8— сливная воронка; 9~10~ мазутные насосы
Завод-изготовитель, поставляя мазутный насос, часто устанавливает всасывающий патрубок в верхней части корпуса, из-за чего подводящий мазутопровод выполняется в виде скобы. При этом увеличивается «мертвый» объем мазута в резервуаре, так как низший уровень его в резервуаре в этом случае определяется не от всасывающего патрубка корпуса, а от верхней точки скобы мазуто-провода.
Особо следует остановиться на выборе электродвигателей для мазутных насосов. Мощность их в зависимости от назначения мазутного насоса определяют для реального температурного режима:
—	насосы первого подъема и рециркуляции рассчитаны на температуру 50 °C (режим «разгона»);
—	насосы второго подъема и основной насос в одноступенчатой схеме — па температуру 55 °C (при пуске насосной);
—	перекачивающий насос— на температуру 45 °C (режим «холодного» слива мазута).
При выборе расчетной мощности электродвигателя коэффициент запаса, учитыва-
Рис. 6.46. Схема обвязки мазутных насосов трубопроводами («) и лабиринтовое уплотнение этих насосов (б):
1 — жидкость для уплотнения сальника; 2— отвод мазута от лабиринтовых уплотнений (Д = 25): 3— слив чистой воды; 4— подвод пара (Д, = 20); 5 — слив мазута в дренажный приямок (Д = 100); 6— вода на охлаждение подшипника и сальниковой камеры (Д = 50); 7— пар на обогрев картера
262
032x2
6	Г357x3	“I
—	----XI-----X—
Рис. 6.47. Схема конденсатопроводов:
1 — расширитель; 2— конденсатный бак; 3 — конденсатный насос; 4 — подогреватель; 5 — конденсатоотводчик; 6— конденсат от трубопроводов-спутников; 7— чистый конденсат; 8 — то же, замазученный конденсат; 9 — в бак сбора дренажей
Рис, 6.48. Схема трубопроводов охлаждающей воды:
1 — насос первого подъема; 2— насос второго подъема; 5— конденсатный насос; 4 — дренажный приямок; 5 — подводящие трубопроводы технической воды; 6—сливные трубопроводы; 7—смотровой фонарь; 8 — регулирующий клапан; 9— противопожарный трубопровод; 10 — подвод охлаждающей воды; 11 — вода после охлаждения из рубашки сальников; 12— замазученная вода из сальников
ющий зависимость вязкости мазута от изменения температурного режима, принимают равным 1,1. Мощность электродвигателя следует выбирать по номинальной подаче насоса.
На мазутонасосных станциях (в насосном отделении) располагают и конденсатные на
сосы, служащие для перекачки конденсата после мазутоподогревателей.
Конденсат греющего пара подогревателей вместе с конденсатом пара из трубопроводов-спутников, обогревающих мазутопроводы. поступает в расширители (рис. 6.47) и далее в конденсатные баки, откуда конденсатные на
263
сосы подают его в схему электростанции. Чтобы уменьшить парение конденсата в баках и снизить тепловые потери, применяют схему работы подогревателя, при которой уровень конденсата поддерживается электронным регулятором. Если они не предусмотрены проектом, то для регулирования уровня конденсата используются водоуказательная колонка и поплавковый регулятор уровня, который устанавливается на подогревателе и для предохранения от замерзания в зимнее время защищается тепловой изоляцией. У подогревателя и поплавкового регулятора уровня тепловая изоляция общая (в одном металлическом защитном кожухе). Конденсатные баки и расширители устанавливают на открытом воздухе.
В мазутных насосных также монтируются трубопроводы охлаждающей воды (рис. 6.48), подводимой к подшипникам мазутных насосов первого и второго подъемов и конденсатных насосов. Вода для охлаждения подшипников поступает под давлением 0,2 МПа при температуре до 30 °C. Трубопроводы заготовляются по шаблонам и предварительно собираются вместе с арматурой. На них устанавливают смотровые фонари.
6.6.	Компоновка оборудования и требования к зданиям мазутонасосных
В состав типовой мазутонасосной станции ТЭС входят: насосное отделение, помещение щита управления, распределительный электрический щит, камера трансформаторов, лаборатория, вентиляционные камеры и бытовые помещения. При этом насосы первого и второго подъемов (двухступенчатая схема) расположены в мазутонасосной. В мазутонасосной же размещаются фильтры грубой и тонкой очисток, соответствующее электротехническое оборудование, запорная и регулирующая арматура и щит управления.
Вне помещения мазутонасосной находятся: мазутные подогреватели (основные и рециркуляции), резервуары для сбора конденсата, мазутоловушка, приямок дренажей и бак загрязненных мазутом дренажей.
Для мазутонасосных, предназначенных
для подачи как основного, так и резервного топлива, ширина здания должна приниматься не менее 12—15 м. Компоновка оборудования должна обеспечить вдоль всей насосной свободный проход шириной 1,5—2,0 м для перемещения оборудования.
Особое внимание необходимо обратить на удобства обслуживания всей устанавливаемой арматуры и возможность ее ремонта. Щит управления мазутопасосной может располагаться как непосредственно в помещении, где устанавливаются насосы, так и в отдельном помещении, имеющем связь с насосной.
Мазутонасосная оборудуется подвесной ручной кран-балкой грузоподъемностью 3,2—5 т, обеспечивающей обслуживание всего установленного оборудования. При больших пролетах в мазутонасосных могут устанавливаться две параллельно работающие крап-балки. Должна быть предусмотрена ремонтная площадка и продуманы вопросы повышения расчетной производительности и расширения электростанции.
Место установки насосов первого подъема и рециркуляции при одноступенчатой схеме определяется по отметке выхода всасывающих трубопроводов из резервуаров. При этом прокладка этих трубопроводов производится с уклоном, равным 0,003—0,005 м, для обеспечения работы насосов при наименьшем уровне мазута в резервуарах. При небольшом числе устанавливаемых резервуаров за счет подъема отметки их днища можно расположить насосы на отметке 0,00 м. Для больших мазутохранилищ при одноступенчатой схеме заглубляется большая часть мазутонасосной (на 2,10м),ап ри двухступенчатой схеме — часть мазутонасосной, где установлены насосы первого подъема, рециркуляции, конденсатные, дренажные и загрязненные мазутом дренажи. Насосы второго подъема и фильтры тонкой очистки располагаются па отметке 0,00 м.
Необходимо учитывать, что на ТЭС обычно размещается не менее трех насосов каждой ступени (в том числе один резервный), в котельных — не менее двух (один из них резервный). Также должно предусматриваться
264
по одному резервному основному подогревателю, одному резервному насосу и подогревателю рециркуляции.
Подача насосов, перекачивающих топливо, должна быть не менее 110 % максимального расхода топлива при работе всех котлов по циркуляционной схеме и не менее 100 % по тупиковой схеме. Все мазутопроводы, проложенные на открытом воздухе, должны иметь паровые спутники с общей изоляцией. При этом паромазутопроводы и конденсато-проводы размещаются на эстакадах или в каналах.
На рис. 6.49 показан типовой план наземной мазутонасосной для ГРЭС мощностью 2400 МВт [35]. Как говорилось выше, фильтры грубой очистки находятся в здании мазу-тонасоспой, но в данном проекте роль этих фильтров выполняют подъемные фильтры, которые расположены в сливных лотках.
Мазутонасосные по типу компоновки могут подразделяться па наземные и подземные. На средних и крупных электростанциях проектируются мазутонасосные наземной компоновки (рис. 6.50) [105]. Такие мазутонасосные строят для обслуживания наземных резервуаров с большими объемами. При наземном расположении возрастают противопожарные разрывы между резервуарами, улучшаются условия эксплуатации мазутного хозяйства и надежность его работы.
На рис. 6.51 и 6.52 [28] показаны план и разрезы подземной мазутонасосной, которая обслуживает два подземных резервуара вместимостью по 1000 м3. При эксплуатации такой мазутонасосной необходимо постоянно поддерживать температуру в ее помещении около 25 °C. Для создания такой температуры должна быть предусмотрена приточная вентиляция. При этом должен быть обеспечен не менее чем 10-кратный воздухообмен. Такая мазутонасосная больше подходит для небольших котельных.
Приведем основные требования к зданиям мазутонасосных станций согласно [104]:
—	станции, которые связаны с топочными мазутами марок М40 и М100, должны быть первой и второй степеней огнестойкости;
—	перекрытие насосной должно быть бес-чердачным. Допускается устройство покрытия из кровельной стали или асбофанеры на деревянных балках, уложенных на несгораемых прогонах;
—	если трубопроводы проходят через внутренние стены мазутонасоспой, то они должны иметь уплотнительные устройства;
—	па всасывающих и нагнетательных мазу-топроводах, расположенных вне здания мазутонасосной, на расстоянии 10—15 м от здания устанавливают аварийные запорные устройства;
—	в помещениях, где размещается трансформаторная подстанция напряжением до 10 кВ, распределительные устройства, станция катодной защиты трубопроводов, щиты контрольно-измерительных приборов, вентиляционные камеры и бытовые комнаты для обслуживающего персонала, перегородки выполняются глухими и несгораемыми;
—	узлы задвижек вне здания должны располагаться на расстоянии не менее 3 м от стенок. Если стены глухие, то разрыва (по расположению задвижек) не требуется;
—	несгораемая пристройка для задвижек снабжается самостоятельным выходом наружу;
—	необходимо наличие противопожарных самозакручивающихся дверей, имеющих предел огнестойкости не менее 0,75 ч;
—	в местах расположения задвижек должен быть устроен лоток для отвода мазута в закрытый сборный колодец с предусмотренной последующей его откачкой насосом;
—	искусственное освещение может быть только электрическое во взрывобезопасном исполнении или рефлекторное с наружной электропроводкой;
—	обязательна вентиляция. Она может быть естественная или с механическим побуждением. Кратность обмена воздуха должна быть 10—15, для сернистых мазутов — 20—25;
—	размещение насосов производится со следующими разрывами: от стенки до насосов — 1м; между насосами при их двухрядном расположении — не менее 2 м; до дверей — не менее 1 м.
265
Рис. 6.49. Типовой план мазутонасосной станции для ГРЭС мощностью 2400 МВт:
1 — насосное отделение; II — помещение щита управления; III— распределительный электрический щит; IV— камера трансформаторов; V— комната отды-ха; VI — сушилка; VII, VIII— гардеробы; 1 — насосы первого подъема; 2— насосы второго подъема; 3 — подогреватели мазута; 4— фильтры тонкой очистки; О 5 — бак щелочного раствора; 6— насос щелочного раствора; 7— приточная вентиляционная установка; 8 — вытяжная установка; 9— бойлерная установка
Рис. 6.50. Типовая компоновка наземной мазутонасосной:
1 - мазутонасосная; 2— эстакада паромазутопроводов; 3 — подогреватели; 4 — стальная скользящая опора подогревателей высотой 430 мм; 5 — стальная неподвижная опора подогревателей высотой 330 мм; 6 — здание отсекающих задвижек
Рис. 6.51. План и разрез подземной мазутонасосной
6.7.	Оборудование и схемы обработки мазута присадками
Как уже говорилось, основным жидким органическим топливом для электростанций в настоящее время является высоковязкий и высокосернистый мазут обычно марки Ml00. Сжигание таких мазутов в котлах сопровождается значительным образованием золовых отложений на высокотемпературных поверхностях нагрева, коррозией главного тракта и хвостовых частей котла.
Происходит также образование донных осадков в мазутных резервуарах [28]. Причиной этого является химический состав мазутов, которые содержат в качестве золообразующих элементов ванадий, натрий и другие щелочные металлы [106].
Различают и применяют в настоящее время на практике следующие основные способы предупреждения отложений на элементах оборудования:
—	глубокое обеззоливание мазута в технологическом процессе его производства;
—	механическую очистку поверхностей нагрева работающего котла;
—	использование присадок к топливу, изменяющих состав его минеральной части или условия образования отложений;
—	сжигание мазута с малыми избытками воздуха.
Оценивая каждый из основных способов борьбы с отложениями, можно, очевидно, сделать вывод:
—	обеззоливание мазута является сложным и не отработанным с точки зрения технологического процесса способом. В настоящее время этот способ, видимо, не может обеспечить экономичное и достаточно полное удаление золообразующих элементов из нефти в промышленных масштабах;
—	применение механических методов очистки поверхностей нагрева котла часто оказывается невозможным из-за высокой плотности мазутных золовых отложений, больших доли ручного труда и затрат времени;
—	сжигание мазута с малыми избытками воздуха нуждается в проведении мероприятий по
267
Рис. 6.52. Разрезы подземной мазутонасосной (см. рис. 6.51)Г~Обозначения сечений те же, что на рис. 6.51
реконструкции форсуночных устройств, повышает требования к уровню автоматизации котла, приводит к необходимости увеличения температуры подаваемого к горелкам и форсункам мазута. При этом требуется пересчет характеристик всего мазутного тракта, что может привести к частичной замене оборудования мазутного хозяйства и обязательно к интенсификации теплообмена в мазутоподогре-вателях. Более подробно это будет рассмотрено в последующих главах.
В настоящее время наиболее отработанным и распространенным способом борьбы с отложениями является применение различного рода присадок к мазуту. Использование присадок мало зависит от конструкции и режима работы котла, причем их ввод в мазут может быть организован и вне пределов электростанции.
Для предотвращения сильной коррозии и забивания труб котла могут применяться следующие присадки: магнезит, доломит, известь, жидкие присадки и газообразный аммиак.
Твердые присадки — магнезит, доломит и известь, вводимые в газоходы котла в виде мел-коразмолотого порошка, не нашли широкого применения. Требуются дополнительные большие капитальные затраты на установки для размола этих материалов, и значительно усложняется эксплуатация оборудования.
Не нашел широкого применения в качестве присадки и газообразный аммиак.
Таким образом, наибольшее распространение получили жидкие присадки.
Технология обработки мазута жидкими присадками в основном определяется структурой их и способностью растворяться в топливе или воде. Первая отечественная жидкая присадка, разработанная во ВНИИ НП и названная ВНИИ НП-102, была получена из продуктов пиролиза нефтяных углеводородов и в основном состояла из гомологов нафталина с примесью высококипящих ароматических углеводородов [32].
Основной компонент присадки относится к группе поверхностно-активных веществ, являющихся производными нафталина С10Н8. Исследования ВТИ и Башкирэнерго на котлах ТП-170, ТП-230, ТГМ-84 показали, что применение присадки ВНИИ НП-102 не дало практических результатов [32]. В последующем ВНИИ НП создал ряд более активных присадок на углеводородной основе с введением в них гетеросоединений, содержащих ионы металлов (ВНИИ НП-104, ВНИИ НП-106).
На ТЭС также используются жидкие минеральные присадки, разработанные ВТИ [32].
Широкое применение получила присадка ВТИ-4ст. Она предназначена для повышения
268
температуры плавления и уменьшения коррозионной активности золы высокосернистого мазута. Сырьем для приготовления присадки ВТИ-4ст являются кристаллический хлористый магний (бишофит), содержащий 46—50% активного вещества и влагу, безводный расплав MgCl2, а также водный раствор хлористого магния. Использование присадки позволяет снизить загрязнение поверхностей нагрева при сжигании мазута и предотвратить их коррозионное разрушение.
Алюмосиликатные присадки САФ ВНИИ-нромгаза представляют собой смесь из кальциевой монтморилланитовой глины (85%), тринатрийфосфата (10 %) и бората натрия (5%). Они диспергируются в мазуте в виде водной суспензии [107]. Частички алюмосиликатов распределяются по наружной поверхности капель воды и вместе с эмульгаторами мазута образуют сольватный слой, препятствующий агрегатированию капель и расслаиванию эмульсии.
Применение депрессорной присадки ВЭС-241 с концентрацией до 0,1% позволяет снижать темперагуру застывания топлива до -15 °C. Она представляет собой низкомолекулярный сополимер этилена с винилацетатом, который является побочным продуктом производства севилена. По своим физико-химическим показателям присадка ВЭС-241 должна удовлетворять требованиям и нормам, изложенным в [108].
Прием, хранение и смешивание жидких присадок с мазутом должны соответствовать следующим требованиям:
— при доставке мазута железнодорожным транспортом вместимость баков для приема присадок должна быть равна вместимости не менее двух железнодорожных цистерн по 25 м\ а при доставке автотранспортом — не менее 1% вместимости мазутохранилища.
На крупных станциях, использующих мазут как основное топливо, присадочное хозяйство имеет свою насосную. Другие станции и котельные размещают насосы для присадочного хозяйства в мазутонасоспой.
Рассмотрим ряд типовых схем присадочного хозяйства.
На ТЭС присадки ВНИИ НП поступают в цистернах, слив из которых осуществляется с помощью герметичных установок на эстакаде мазутного хозяйства при строгом соблюдении специальных мер по технике безопасности (эти присадки представляют собой горючие жидкости и токсичны даже при небольших концентрациях). В резервуарах склада присадка подогревается змеевиковыми подогревателями, использующими пар давлением 0,6 МПа, и подастся насосами-дозаторами на всас перекачивающих насосов, а затем в основные резервуары мазута. Температура присадки при вводе в мазут должна быть не ниже 50 °C [32].
На рис. 6.53 представлена установка для ввода жидкой присадки ВНИИ НП-104 при подземном расположении мазутонасосной [28].
При наземном расположении резервуаров жидкая присадка сливается в приемную (промежуточную) емкость, откуда насосом вместе с мазутом подастся в резервуары [28].
Мазут, смешанный с присадкой, подогревается до температуры 110—120 °C (вместо 60—80 °C), а затем направляется в мазутные резервуары, температура в которых поддерживается пс выше 80 °C. Такая технология обеспечивает многократное перемешивание мазута с присадкой при достаточно длительном времени контакта. При организации обработки мазута необходимо, чтобы мазутные резервуары и мазутопроводы были предварительно тщательно очищены от отложений и с первых дней эксплуатации работали па мазуте с присадкой [57].
При использовании присадки ВТИ-4ст удельный расход MgCl2 составляет 0,5—0,7 кг на 1 т мазута при содержании в рабочей массе топлива серы 2 % и золы 0,02—0,05 % [57].
Типовая схема ввода жидкой присадки, разработанная для мощных ТЭС, приведена на рис. 6.54. Из вагонов бишофит разгружается в четыре подземные железобетонные емкости, в которых приготовляется 30%-ный раствор MgCU; рядом с ними располагают две емкости с 10%-ным рабочим раствором MgCl2. Каждая емкость имеет вместимость 90 м3. В здании
269
2
А~А
0,2
Рис. 6.53. Установка для ввода жидкой присадки ВНИИ НП-104:
1 — бочка металлическая; 2— воронка с крышкой; 3 — фильтр средней очистки; 4 — насос марки РЗ-ЗО
мокрого хранения бишофита располагаются циркуляционные насосы марки 4КМ-8 с подачей 100 м3/ч, создающие давление 0,43 МПа, которыми раствор рабочей концентрации закачивается в два резервуара хранения присадки вместимостью по 400 м3. Запас присадки на складе должен обеспечивать работу ТЭС в течение 12 суток. Внутренняя поверхность резервуаров для хранения присадки покрывается лаком ПХВ в три слоя. В емкостях хране
ния присадка нагревается до 80 °C с помощью змеевиковых подогревателей [32].
Трубопроводы для перекачки присадки на открытом воздухе выполняют с паровым спутником в общей изоляции. Из емкостей хранения через фильтры присадка поступает на насосы-дозаторы марки НД-2500/10 подачей 2,5 м3/ч, создающие давление 1 МПа, а от них на всас мазутных насосов второго подъема с применением смесителей ВТИ эжекционного
270
Рис. 6.54. Схема ввода присадки ВТИ-4ст:
1 — склад мокрого хранения присадки; 2— циркуляционный насос 4КМ-8; 3 — резервуар хранения присадки; 4 — фильтр; 5 — насос-дозатор НД2500/10; 6 —на всасывание мазутных насосов второго подъема
типа. Расход присадки прямо пропорционален количеству сжигаемого мазута [32].
При использовании присадки ВТИ-4ст рекомендуется два варианта обработки мазута в зависимости от схемы мазутного хозяйства электростанции [34].
При двухступенчатой схеме мазутного хозяйства присадка вводится в мазутопровод после насоса первого подъема и мазутных подогревателей перед насосом второго подъема (рис. 6.55, а)\ при одноступенчатой схеме присадку рекомендуется вводить в мазутопровод каждого парогенератора (после регулирующего клапана) из общего напор-
Рис. 6.55. Принципиальные схемы ввода присадки ВТИ-4ст в мазут при двухступенчатой (а) и одноступенчатой (б) схемах мазутного хозяйства:
Е-1, Е-2 — емкости концентрированного раствора; Е-3, Е-4 — емкости рабочего раствора; ЦН-1, ЦН-2 — циркуляционные насосы; НД1, НД-2 — насосы- дозаторы; НМ-1, НМ-11 — мазутные насосы первой и второй ступеней; ПМ— подогреватель мазута; СМ — смесители; Ф-1, Ф-2 — механические фильтры; Д — демпферы; 1— подвод воды для приготовления присадки; //—участок мазутопровода до ввода присадки; III — подача мазута в котельную; IV — линия рециркуляции мазута из котельной; V— сброс промывочной воды в ливневую канализацию
раторам
Рис. 6.56. Схема приготовления и ввода алюмосиликатной присадки:
/ — жидкостный диспергатор; 2— механический фильтр для очистки присадки; 3 — расходная емкость; 4 — насос-дозатор присадки; 5 — мазутный насос
271
ного коллектора присадки через индивидуальные смесители раствора присадки с мазутом (рис. 6.55, б) [34].
Схема приготовления алюмосиликатной присадки и обработки ею мазута показана на рис. 6.56. Перемешивание твердой мел-коразмолотой алюмосиликатной присадки производится в жидкостном диспергаторе 1. Образующаяся суспензия подается в ме
ханический фильтр 2 для освобождения ее от крупных частиц (более 5 мкм), а затем поступает в расходную емкость 3, откуда суспензия концентрацией 5—7% насосом-дозатором подастся во всасывающие линии центробежных мазутных насосов высокого давления, которые обеспечивают равномерное распределение присадки в мазуте [34].
Глава 7
МАЗУТОПРОВОДЫ И ПАРОВЫЕ СПУТНИКИ
7.1.	Трубы для мазутопроводов и паровых спутников
Трубопроводные сети составляются из следующих основных элементов: труб; соединительных частей (фланцев, соединительных муфт, колен, угольников, отводов, тройников, крестовин, гребенок); арматуры (чугунной, стальной и специальной); компенсаторов.
Для выбора размеров сечений элементов трубопроводов пользуются системой условных проходов, установленных ГОСТ 28338-89 (табл. 7.1).
Условным проходом труб и арматуры называется номинальный диаметр по присоединительным концам.
Для стальных труб с постоянными наружными диаметрами для всех ступеней давления внутренний диаметр меняется в зависимости от толщины стенки и поэтому отличается от диаметра условного прохода.
Условный проход фланцев определяется по условному проходу тех труб, для которых они предназначены.
В ГОСТ 28338-89 устанавливаются значения условных проходов для всех видов трубо
проводов и арматуры, а также тех частей приборов и аппаратов, которые служат для присоединения к ним арматуры или трубопроводов.
Условный проход обозначается буквой Z)y с йифрой, которая равна условному проходу, в мм. Например, условный проход, равный эО мм, обозначается Z)y = 50.
Для транспортирования мазута на ТЭС и в котельных применяют бесшовные стальные трубы (без сварного шва или другого соединения, изготовленные одним из способов: ковки, прокатки, волочения или прессования) и сварные стальные трубы (изготовленные электросваркой) следующих типов:
1)	стальные бесшовные горячедеформиро-вапные трубы (ГОСТ 8731-74 и ГОСТ 8732-78), т.е. деформированные при температуре выше температуры рекристаллизации [ИЗ];
2)	стальные бесшовные теплодеформированные трубы (ГОСТ 8733-74), в том числе из коррозионно-стойкой стали (ГОСТ 9941-81), т.е. деформированные при температуре ниже температуры рекристаллизации [ИЗ];
Таблица 7.1. Перечень условных проходов (мм) трубопроводов общего назначения и арматуры
Dy, мм
2,5	12	50	160*	450	1200	2600**
3	15	63*	175**	500	1400	2800
4	16*	65	200	600	1600	3000
5	20	80	250	700	1800	3200**
6	25	100	300	800	2000	3400
8	32	125	350	900	2200	3600**
10	40	150	400	1000	2400 4000	3800**
* Допускается применять только для гидравлических и пневматических устройств.
** Для арматуры общего назначения применять не допускается.
273
3)	стальные бесшовные холодподсформи-рованные трубы (ГОСТ 8733-74 и 8734-75), в том числе из коррозионно-стойкой стали (ГОСТ 9941-81), в таких трубах заданные размеры получены способом холодной деформации [ИЗ];
4)	стальные прямошовные электросварные трубы (ГОСТ 10705-80);
5)	стальные бесшовные трубы для нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности (ГОСТ 550-75).
Сети пароснабжения (паропроводы) монтируются из:
стальных водогазопроводных труб (ГОСТ 3262-75);
стальных бесшовных горячедеформиро-ванных труб (ГОСТ 8731-74 и ГОСТ 8732-78).
Стальные бесшовные горячедеформированные трубы по своим размерам и предельным отклонениям должны соответствовать ГОСТ 9567-75 и ГОСТ 8732-78.
В зависимости от показателей качества трубы подразделяются на следующие группы:
А — с нормированием механических свойств, из стали марок Ст 2сп, Ст 4сп— Ст бсп (ГОСТ 380-94);
Б — с нормированием химического состава из «спокойной» стали (ГОСТ 380-94, ГОСТ 1050-88, ГОСТ 4543-71 и ГОСТ 19281-89);
В — с нормированием механических свойств и химического состава (ГОСТ 380-94, ГОСТ 1050-88, ГОСТ 4543-71 и ГОСТ 19281-89);
Г — с нормированием химического состава (ГОСТ 1050-88, ГОСТ 4543-71 и ГОСТ 19281-89), с контролем механических характеристик на термообработанных образцах. Нормы механических свойств должны соответствовать стандарту [111];
Д — без нормирования механических свойств и химического состава, но с нормированием испытательного гидравлического давления, определяемого [119] по формуле
200^7?
где 5 — минимальная толщина стенки трубы, мм; R— допускаемое напряжение, Па, равное 40 % временного сопротивления разрыву; Dn — внутренний диаметр трубы, мм.
Приемка труб производится партиями. Партия должна состоять из труб с равными диаметрами и толщинами стенки, изготовленных из одной марки стали и имеющих один вид термообработки. Они должны сопровождаться одним документом о качестве. При этом каждую трубу подвергают осмотру и обмеру. Для контроля макроструктуры, механических свойств на загиб, раздачу, сплющивание и бортование отбирают две трубы. Для проверки твердости используют 2 % труб, а гидравлическому испытанию подвергают каждую трубу [111].
Испытанию па сплющивание подвергают трубы с толщиной стенки не более 10 мм до получения между сплющивающимися поверхностями расстояния, вычисляемого согласно [111]. По требованию заказчика трубы с толщиной стенки 12 мм и более проверяют па макроструктуру. Испытание на бортование должны выдерживать трубы с наружным диаметром 30—160 мм.
По длине трубы изготовляются:
а)	немерной длины (4—12,5 м);
б)	мерной длины — в пределах немерной с допускаемыми отклонениями: при длине до 6 м — + 10 мм; при длине более 6 м или с наружным диаметром более 152 мм — + 15 мм;
в)	длины, кратной мерной, — в пределах немерной с припуском на каждый разрез по 5 мм;
г)	приблизительной длины — в пределах пемерной.
Допускаемые отклонения по наружному диаметру и толщине стенки труб приведены втабл. 7.2 и 7.3 [112].
Таблица 7.2. Допускаемые предельные отклонения по наружному диаметру труб
Наружный диаметр, мм	Точность изготовления	
	повышенная	обычная
До 50	± 0,5 мм	± 0,5 мм
50-219	± 0,8 %	± 1,0 %
Более 219	± 1,0 %	± 1,25 %
274
Таблица 7.3. Допускаемые предельные отклонения по толщине стенки труб, %
Наружный диаметр, мм	Толщина стенки, мм	Точность изготовления	
		повышенная	обычная
До 219	До 15	±12,5	+ 12,5 -15,0
	15—30	+ 10,0 -12,5	±12,5
	30 и выше	+ 10,0	+ 10,0 -12,5
Более 219	До 15	±12,5 -15,0	
	15-30	± 12,5	
	30 и выше	+ 10,0 -12,5	
По соглашению изготовителя с потребителем трубы могут поставляться с комбинированными предельными отклонениями. Например, наружный диаметр может быть изготовлен с повышенной точностью, а толщина стенки — с обычной [112].
Примерь! условных обозначений (мар-кировкй) [112]. Труба наружным диаметром 70 мм, толщиной стенки 3,5 мм, длиной, кратной 1250 мм, обычной точности изготовления, из стали марки 10, выпускаемая по группе Б (ГОСТ 8731-74), маркируется как
70x3,5x1250 кр. ГОСТ 8732-78
Труба --------------------------.
Б10 ГОСТ 8731-74
Труба с наружным диаметром 70 мм, толщиной стенки 3,5 мм, длиной 6000 мм (мерная длина), повышенной точности изготовления, из стали марки 40Х, выпускаемая по группе В (ГОСТ 8731-74), маркируется как
70x3,5x6000 П ГОСТ 8732-78
Труба ---------------------------.
В40Х ГОСТ 8731-74
Стальные бесшовные холоднодеформированные и теплодеформированные трубы в зависимости от показателей качества должны изготовляться следующих групп [114]:
Б — с нормированием химического состава, из «спокойной» стали (ГОСТ 1050-88, ГОСТ 14959-79, ГОСТ 4543-71 и ГОСТ 19281-89);
В — с нормированием механических свойств, указанных в [114], и химического со
става (ГОСТ 1050-88, ГОСТ 14959-79, ГОСТ 4543-71 и ГОСТ 19281-89);
Г — с нормированием механических свойств, контролируемых на термообработанных образцах, и химического состава (ГОСТ 1050-88, ГОСТ 14959-79, ГОСТ 4543-71 и ГОСТ 19281-89). Нормы механических свойств должны соответствовать требованиям соответствующих стандартов [114];
Д — без нормирования механических свойств и химического состава, но с нормированием испытательного гидравлического давления;
Е — после специальной термической обработки. Марки стали, режим термической обработки и нормы механических свойств определяются в установленном порядке [114].
Трубы этой категории изготовляются термически обработанными. Допускается производство термически необработанных труб, у которых отношение наружного диаметра к толщине стенки равно 50 и более.
Все трубы должны выдерживать гидравлическое давление, не превышающее 20 МПа [114], а также пройти проверку на изгиб. Испытанию на раздачу подвергаются трубы диаметром не более 160 мм с толщиной стенки не более 8 мм на оправке с конусностью 1:10 до увеличения наружного диаметра, указанного в [114], а на сплющивание — трубы диаметром 22 мм и более с толщиной стенки не
275
более 10 мм до получения между сплющивающимися поверхностями расстояния, вычисляемого согласно [114].
Испытание на бортование должны выдерживать трубы наружным диаметром 25— 160 мм.
Эти трубы также принимают партиями, которые состоят из труб одинаковых размеров, марки стали и вида термообработки. Они сопровождаются одним документом о качестве. При этом каждая труба должна быть осмотрена и обмерена. Для контроля макроструктуры, механических свойств, испытания на изгиб, раздачу, сплющивание и бортование отбирают две трубы. Проверке твердости подвергаются 2% труб, а контролю химического состава — одна труба из партии [114].
По длине трубы должны изготовляться [103]:
а)	немерной длины (1,5—9 м);
б)	мерной длины — в пределах пемерной с допукаемыми отклонениями: при длине до 3 м — + 5 мм; при длине более 3 м — + 10 мм;
в)	длины, кратной мерной, — в пределах немерной с пропуском на каждый разрез по 5 мм и с допускаемыми отклонениями: при длине до 3 м — + 5 мм; при длине более 3 м — + 10 мм
г)	приблизительной длины — в пределах немерной длины.
Допускаемые отклонения по наружному диаметру и толщине стенки труб приведены в табл. 7.4 [103].
По согласованию с заказчиком трубы могут поставляться с комбинированной точностью изготовления внутреннего диаметра и толщины стенки, а также наружного и внутреннего диаметров и толщине стенок.
Условные обозначения такие же, как и у бесшовных горячедеформированных труб.
Стальные бесшовные трубы для нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности (ГОСТ 550-75) в зависимости от назначения должны изготовляться групп А и Б.
К группе А относятся холоднодеформиро-вапные, теплодеформированные и горячеде-формированные трубы (ГОСТ 550-75); к группе Б — холоднодеформированиые и тсп-
Таблица 7.4. Допускаемые отклонения по наружному диаметру и толщине стенки труб
Размеры труб	Точность изготовления	
	обычная	повышенная
Диаметр, мм:	По наружно	>му диаметру
4-10	± 0,15 мм	± 0,10 мм
10-30	± 0,3 мм	±0,15 мм
30-50	± 0,4 мм	±0,2 мм
более 50	± 0,8 %	± 0,5 %
Толщина стенки, мм:	По ТОЛЩ]	ине стенки
ДО 1	± 0,12 мм	± 0,10 мм
2—5	±10%	± 7,5 %
более 5	±8%	±6%
лодеформированные (ГОСТ 8734-75), а также горячедеформировапные (ГОСТ 8732-78) трубы.
Трубы группы А должны выпускаться мерной длины, при этом минимальная длина должна быть не менее 4 м, длина труб группы Б должна соответствовать ГОСТ 8734-75 и ГОСТ 8732-78 [120].
Предельные отклонения труб группы А по наружному диаметру [120] следующие:
—	для холоднодеформировапных и тепло-деформировапных труб из стали марок Ст 10 и 20 - по ГОСТ 9567-75;
—	для труб из легированной стали диаметром до 30 мм — ± 0,2 мм, а диаметром более 30 мм — ± 0,3 мм;
—	для горячедеформированных труб — ± 0,5 мм.
Предельные отклонения труб группы А по толщине стенки [120] составляют:
—	для холоднодеформировапных и теплодеформированных труб — ± 0,3 %;
—	для горячедеформированных труб с толщиной стенки до 15 мм — ± 12,5 % и выше 15 мм — ± 10 %.
Примеры условных обозначений. Труба холоднодеформированная и теплодеформированная наружным диаметром 25 мм, толщиной стенки 2 мм, из стали марки 15Х5М, мерной длины 9 м (группа А) имеет маркировку: Труба А — 25x2x9000 — 15Х5М ГОСТ 550-75.
Труба горячедеформированная наружным
276
диаметром 219 мм, толщиной стенки 10 мм, из стали марки 15Х5ВФ, немерной длины (группа Б) обозначается:
Труба Б - 219x10 - 15Х5ВФ ГОСТ 550-75.
Трубы должны выпускаться в термически обработанном состоянии. Горячедеформи-рованпые трубы из стали марок 10; 20 и 10Г2 могут изготовляться с помощью прокатного нагрева. Механические свойства металлов труб должны соответствовать нормам [120].
Трубы группы А диаметром нс более 159 мм и толщиной стенки не более 8 мм должны выдерживать испытание на раздачу без появления трещин и надрывов на оправке с конусностью не менее 6° (1/10) до увеличения наружного диаметра, приведенного в [120].
Стальные электросварные трубы (ГОСТ 10705-80) выпускаются прямошовными, диаметром 10—530 мм, из углеродистой и низколегированной стали. В зависимости от показателей качества существуют следующие группы [117] труб:
А — с нормированием механических свойств из «спокойной», «полуспокойной» и «кипящей» сталей марок Ст 1—Ст 4 (ГОСТ 380-94) (категории 4 по ГОСТ 16523-89, категории 1 по ГОСТ 14637-89);
Б — с нормированием химического состава из «спокойной», «полуспокойной» и «кипящей» сталей марок Ст 1—Ст 4 (ГОСТ 380-94 и ГОСТ 14637-89), а также марок Ст 8; 10; 15 и 20 (ГОСТ 1050-88), из стали марки 08Ю (ГОСТ 9045-93), из низколегированной стали марки 22ГЮ с химическим составом, соответствующим нормам [117] (трубы диаметром 140—426 мм);
В — с нормированием механических свойств и химического состава, из «спокойной», «полуспокойной» и «кипящей» сталей марок Ст 1—Ст 4 (ГОСТ 380-94) (категории 4 по ГОСТ 16523-89 и категории 2—5 (ГОСТ 14637-89), а также марок Ст 8; 10; 15 и 20 (ГОСТ 1050-88), из стали марки 08Ю (ГОСТ 9045-93), из низколегированной стали марки 22ГЮ с химическим составом, соответствующим нормам [117] (трубы диаметром 140- 426 мм);
Д — с нормированием испытательного гидравлического давления.
Трубы изготовляются термически обработанными (по всему объему или по сварному соединению), горячередуцированными и без термической обработки.
Механические свойства металла труб диаметром 10—152 мм, а также труб диаметром 152—530 мм без термической обработки и с термической обработкой сварного соединения должны соответствовать нормам, указанным в [117].
По длине трубы выпускаются:
1)	номерной длины: при диаметре до 30 мм — не менее 2 м; при диаметре 30— 70 мм — не менее 3 м; при диаметре 70— 152 мм — не менее 4 м; при диаметре более 152 мм — нс менее 5 м;
2)	мерной длины: при диаметре до 70 мм — 5—9 м; при диаметре 70—219 мм — 6—9 м; при диаметре 219^126 мм — 10—12 м;
3)	кратной длины с кратностью не менее 250 мм, по и не превышающей нижнего предела, установленного для мерных длин.
Предельные отклонения по длине мерных труб не должны превышать значений, приведенных в табл. 7.5 [121].
Предельные отклонения по наружному диаметру трубы приведены в табл. 7.6 [121].
Трубы должны выдерживать испытание па
Таблица 7.5. Предельные отклонения, мм, по длине мерных труб [121]
Длина труб, м	Класс точности по длине	
	I	II
До 6	+ 10	+ 50
Более 6	+ 15	+ 70
Таблица 7.6. Предельные отклонения по диаметру труб [121]
Наружный диаметр, мм	Точность изготовления	
	обычная	повышенная
До 10	± 0,2 мм	—
10-30	± 0,3 мм	±0,25
30-51	± 0,4 мм	±0,35
51-193,7	± 0,8 %	± 0,7 %
193,7-426	±0,75 %	± 0,65 %
426-1020	±0,7 %	± 0,65 %
Более 1020	± 0,6 %	± 6,0 мм
277
гидравлическое давление, в зависимости от величины которого подразделяются на два вида [117]:
I — трубы диаметром до 102 мм с испытательным гидравлическим давлением 6 МПа и трубы диаметром 102 мм и более с испытательным гидравлическим давлением 3 МПа;
II — трубы групп А и Б, поставляемые по требованию потребителя с испытательным гидравлическим давлением, рассчитанным по ГОСТ 3845-75, при допускаемом напряжении, равном 90 % нормативного предела текучести для труб из данной марки стали, но не превышающем 20 МПа.
Термически обработанные трубы из сталей марок СтЗсп, СтЗпс (категории 3—5), 10, 15 и 20 толщиной стенки не менее 6 мм должны пройти испытание на ударный изгиб [117].
Трубы, термически обработанные диаметром до 152 мм, горячередуцированные, без термической обработки диаметром 20—152 мм и толщиной стенки 0,06 £>н и менее (£>н — наружный диаметр трубы), а также с термической обработкой сварного соединения должны выдерживать испытание на сплющивание. При этом трубы без термической обработки подвергаются сплющиванию до 2/3 £)н, а с термической обработкой — 1/2£>н [117].
Для труб диаметром до 108 мм должно проводиться испытание на раздачу, при этом увеличение наружного диаметра должно соответствовать нормам, указанным в [117].
По требованию потребителя они должны пройти испытания на загиб, бортование и растяжение.
К потребителю поступают партии, которые должны состоять из труб одинаковых размеров, марок, видов термообработки. Они сопровождаются документом о качестве. Контролю размеров и качества подвергают каждую трубу. Качество сварных швов всех поступающих труб подвергается контролю неразрушающими методами, а труб группы Д — также испытанию на гидравлическое давление. Для испытаний на сплющивание, раздачу, бортование, изгиб, ударную вязкость, склонность к механическому старе
нию, растяжение металла и сварного шва отбирают две трубы из партии. При этом трубы, которые прошли проверку на сплющивание, не подвергаются испытанию на раздачу. Места заварки швов должны быть подвергнуты контролю неразрушающими методами или пройти гидравлические испытания. К не разрушающим относятся ультразвуковой, токовихревой, магнитный или рентгеновский методы [117].
Примеры условных обозначений. Труба наружным диаметром 76 мм, толщиной стенки 3 мм, мерной длиной, II класса точности по длине, из стали марки СтЗсп, изготовленная по группе В (ГОСТ 10705-80), обозначается:
76x3x5000 II ГОСТ 10704-91 Труба-------------------------.
B-СтЗсп ГОСТ 10705-80
Труба наружным диаметром 76 мм, толщиной стенки 3 мм, повышенной точности по наружному диаметру, длиной, кратной 2000 мм, I класса точности по длине, из стали 20, изготовленная по группе Б (ГОСТ 10705-80), маркируется:
76x3x2000 кр. I ГОСТ 10704-91
Б-20 ГОСТ 10705-80
Стальные водогазопроводные трубы (ГОСТ 3262-75) изготовляются неоцинкованными и оцинкованными, с нарезной или накатанной цилиндрической резьбой и без резьбы. Применяются для водопроводов, газопроводов и паропроводов.
Размеры и масса этих труб приведены в табл. 7.7 [118].
По требованию потребителя трубы легкой серии, предназначенные под накатку резьбы, имеют размеры и массу, приведенные в табл. 7.8 [118].
Длина (4—12 м) выпускаемых труб должна быть:
мерной и кратной мерной с припуском па каждый разрез по 5 мм и предельным отклонением на всю длину +10 мм;
немерной.
Предельные отклонения размеров труб не
278
Таблица 7.7. Технические характеристики водогазопроводных труб ([118])
Условный проход, мм	Наружный диаметр, мм	Толщина стенки труб, мм			Масса 1 м труб, кг		
		легких	обыкновенных	усиленных	легких	обыкновенных	усиленных
6	10,2	1,8	2,0	2,5	0,37	0,40	0,47
8	13,5	2,0	2,2	2,8	0,57	0,61	0,74
10	17,0	2,0	2,2	2,8	0,74	0,80	0,98
15	21,3	2,35	—	—	1,10	—	—
15	21,3	2,5	2,8	3,2	1,16	1,28	1,43
20	26,8	2,35	—	—	1,42	—	—
20	26,8	2,5	2,8	3,2	1,50	1,66	1,86
25	33,5	2,8	3,2	4,0	2,12	2,39	2,91
32	42,3	2,8	3,2	4,0	2,73	3,09	3,78
40	48,0	3,0	3,5	4,0	3,33	3,84	4,34
50	60,0	3,0	3,5	4,5	4,22	4,88	6,16
65	75,5	3,2	4,0	4,5	5,71	7,05	7,88
80	88,5	3,5	4,0	4,5	7,34	8,34	9,32
90	101,3	3,5	4,0	4,5	8,44	9,60	10,74
100	114,0	4,0	4,5	5,0	10,85	12,15	13,44
125	140,0	4,0	4,5	5,5	13,42	15,04	18,24
150	165,0	4,0	4,5	5,5	15,88	17,81	21,63
Таблица 7.8. Основные размеры н масса во до газопроводных труб
Условный проход, мм	Наружный диаметр, мм	Толщина стенки, мм	Масса 1 м труб, кг
10	16	2,0	0,69
15	20	2,5	1,08
20	26	2,5	1,45
25	32	2,8	2,02
32	41	2,8	2,64
40	47	3,0	3,26
50	59	3,0	4,14
65	74	3,2	5,69
Таблица 7.9. Предельные отклонения размеров водогазопроводных труб
Размер	Точность изготовления	
	обычная	повышенная
Наружный диаметр с условным проходом, мм: до 40	+0,4 мм -0,5 мм	±0,4 мм
более 40	+0,8% 1,0%	±0,8%
Толщина стенки	-15%	-10%
Примечания: 1. Предельное отклонение в плюсовую сторону по толщине стенки ограничивается предельными отклонениями по массе труб. 2. Трубы обычной точности изготовления применяют для водо-, газо- и паропроводов, а трубы повышенной точности изготовления — для водо- и газопроводов.
должны превышать значений, указанных в табл. 7.9 [118].
Обыкновенные и легкие трубы должны выдерживать гидравлическое давление — 2,4 МПа, усиленные — 3,1 МПа, специальные - 4,9 МПа [118].
Трубы условным проходом до 40 мм должны пройти испытание на изгиб на оправке радиусом, равным 2,5 наружного диаметра, а условным проходом 50 мм и более — па оправке радиусом, равным 3,5 наружного диаметра [118]. По требованию потребителя они должны подвергаться проверке на раздачу: для труб с условным проходом 15—50 мм — не менее 7%; 65 мм и более — не менее 4%, а также на сплющивание до расстояния между сплющиваемыми поверхностями, равного 2/3 наружного диаметра труб [118].
Партии, поступающие потребителю, со
279
стоят из труб одинаковых размеров, марок стали и видов термообработки. Они сопровождаются одним документом о качестве. При этом у каждой трубы проверяют качество поверхности, размер и кривизну: Для контроля параметров резьбы, механических свойств, качества цинкового покрытия, высоты внутреннего гранта, остатков заусенцев, прямого угла, угла фаски, а также для испытания на изгиб, раздачу и сплющивание отбирают не менее двух труб, или 1 % из партии. Гидравлическому испытанию подвергается каждая труба [118].
Примеры условных обозначений. Труба обыкновенная, неоцинкованная, обычной точности изготовления, немерной длины, условным проходом 20 мм, толщиной стенки 2,8 мм, без резьбы и муфты обозначается:
Труба 20x2,8 ГОСТ 3262-75;
то же, с муфтой —
Труба М-20х2,8 ГОСТ 3262-75;
то же, мерной длины, с резьбой —
Труба Р-20х2,8-4000 ГОСТ 3262-75;
то же, с цинковым покрытием, пемерной длины, с резьбой —
Труба Ц-Р-20х2,8 ГОСТ 3262-75;
то же, с цинковым покрытием, мерной длины, с резьбой —
Труба Ц-Р-20х2,8-4000 ГОСТ 3262-75.
В условном обозначении труб под накатку резьбы после слова «труба» указывается буква Н; труб с длинной резьбой — буква Д; труб повышенной точности изготовления после размера условного прохода — буква П [118].
7.2.	Соединения труб
Соединения труб могут быть сварные и разъемные (фланцевые и муфтовые).
Наиболее распространенными являются сварные соединения, выполненные электро-или газосваркой. Такой способ соединения имеет ряд преимуществ: дешевизна, надежность, простота, прочность, плотность, а также экономичность в отношении расхода металла. Во многих случаях электродуговая сварка производится автоматически под слоем флюса или в среде углекислого газа [44].
Фланцевые соединения также получили боль
шое распространение благодаря легкости их сборки и разборки, но по сравнению со сварными они дороже и имеют ряд недостатков:
возможно нарушение плотности соединения при деформации прокладки и ослаблении болтов;
больший расход металла на их изготовление;
увеличенные габариты;
периодичность смены прокладок.
Типы и основные параметры фланцев должны соответствовать ГОСТ 12815-80 (табл. 7.10).
На рис. 7.1—7.5 [122] показаны основные конструкции фланцев с уплотнительными поверхностями (выступом, впадиной, шипом, пазом, прокладками линзовой и овального сечения). Присоединительные и другие размеры, а также исполнения уплотнительных поверхностей указаны в ГОСТ 12815-80.
Фланцы, болты, шпильки и гайки должны из-
Рис. 7.1. Фланцы с соединительным выступом
Вариант (квадратный фланец)
Рис. 7.2. Фланцы с выступом и впадиной
280
Таблица 7.10. Основные технические характеристики фланцев [122]
Тип фланца	Условное давление	МПа	Условный проход £>у, мм
Литые из серого чугуна (ГОСТ 12817-80)	0,1; 0,25	15-3000
	0,6	15-2400
	1.0	15-2000
	1,6	15-1000
Литые из ковкого чугуна (ГОСТ 12818-80)	1,6; 2,5; 4,0	15-80
Литые стальные по ГОСТ 12819-80	1,6	15-1600
	2,5	15-1400
	4,0	15-800
	6,3	15-600
	10	15-400
	16	15-300
	20	15-250
Стальные плоские приварные (ГОСТ 12820-80)	0,1; 0,25	10-2400
	0,6	10-1600
	1,0	10-1600
	1,6	10-1200
	2,5	10-800
Стальные приварные встык (ГОСТ 12821-80)	0,1; 0,25; 0,6	10-1600
	1,0; 1,6; 2,5; 4,0	10-1200
	6,3	10-400; 500-1200
	10	10-400
	16	15-300
	20	15-250
Стальные свободные на приварном кольце (ГОСТ 12822-80)	0,1; 0,25; 0,6; 1,0; 1,6; 2,5	10-500
Рис. 7.3. Фланцы с шипом и пазом
Рис. 7.4. Фланцы под мензовые прокладки
готовляться из материалов по ГОСТ 12816-80 (табл. 7.11). При этом допускается использование и других материалов, механические свойства и пределы применения которых не ниже, чем у материалов, указанных в [123].
Стальные свободные на приварном кольце фланцы применяются для тонкостенных труб из легированной стали. Из-за сложности изготовления борта они не находят широкого применения. На конце трубы должно быть наварено кольцо, служащее опорой для фланца, при этом уплотнительная прокладка устанавливается между приварными кольцами.
п отв.d
Рис. 7.5. Фланцы под прокладки овального сечения
281
Таблица 7.11. Материалы соединительных деталей труб в зависимости от типа фланцев и параметров среды (рабочего тела)
Тип фланца	Параметры среды		Марка материала		
	Давление условное рг МПа	Температура, °C	Фланец	Шпилька или болт	Гайка
Литой из серого чугуна (ГОСТ 12817-80)	0,1—1,6	-15++300	СЧ15 (ГОСТ 1412-85)	Стали 20, 25, 35 (ГОСТ 1050-88)	Стали 10, 20, 25 (ГОСТ 1050-88)
				20X13 (ГОСТ 5632-72)	
Литой из ковкого чугуна (ГОСТ 12818-80)	1,6-4,0	-30++400	КЧ 30-6-Ф (ГОСТ 1215-79)	Стали 20, 25, 35 (ГОСТ 1050-88)	
Литой стальной (ГОСТ 12819-80)	1,6-6,3	-40++400	25Л - II (ГОСТ 977-88)	Сталь 35 (ГОСТ 1050-80)	Сталь 20, 25 (ГОСТ 1050-80)
				20X13 (ГОСТ 5632-72)	
	1,6-10,0	-40+ +425	20Л - III 25Л - III (ГОСТ 977-88)	35Х (ГОСТ 4543-71)	Сталь 35 (ГОСТ 1050-88)
	1,6-20,0				
				20X13 (ГОСТ 5632-72)	
		-40++450			
				30ХМА (ГОСТ 4543-71)	35Х (ГОСТ 4543-71)
				20X13 (ГОСТ 5632-72)	
		-40++300	16Х18Ш2С4ТЮЛ (ЭИ-65ЛК) (ГОСТ 7769-82)		
		-70++300		14Х14Н14В2М (ГОСТ 5632-72)	12Х18Н9Т (ГОСТ 5632-72)
			5Х20Н25МЗД2ТЛ (типа ЭИ-943)		
		-40+ +300		20X13 (ГОСТ 5632-72)	
		-60++350	08 ГДНФЛ (ГОСТ 977-88)	14Х17Н2 (ГОСТ 5632-72)	
		-40++450	12Х18Н9ТЛ, 12Х18Н12МЗТЛ (ГОСТ 7769-82)	20X13 (ГОСТ 5632-72)	
		-40++510 -80++600	20X5 МЛ (ГОСТ 7769-82)	25X1 МФ (ГОСТ 20072-74)	ЗОХМА (ГОСТ 4543-72)
			12Х18Н9ТЛ (ГОСТ 7769-82)	45Х14Н14В2М (ГОСТ 5632-72)	12X18II9T (ГОСТ 5632-72)
			12Х18Н12МЗТЛ (ГОСТ 7769-82)		10X17H13M3T (ГОСТ 5632-72)
		-253++600		10X17H13M3T (ГОСТ 5632-72)	
Сварной плоский приварной (ГОСТ 12820-80)	0,1-2,5	-30++300	СтЗсп не ниже второй категории (ГОСТ 535-88)	Стали 20, 25, 35 (ГОСТ 1050-88)	Стали 10, 20, 25 (ГОСТ 1050-88)
				20X13 (ГОСТ 5632-72)	
		-70++300	09Г2С (ГОСТ 19281-89), 10Г2 (ГОСТ 4543-71)	14Х17Н2 (ГОСТ 5632-72)	
		-30++300	Стали 20, 25 (ГОСТ 1050-88)	Стали 20, 25, 35 (ГОСТ 1050-88)	Стали 10, 20, 25 (ГОСТ 1050-88)
				20X13 (ГОСТ 5632-72)	
		-40++300	15ХМ (ГОСТ 4543-71)	ЗОХМА (ГОСТ 4543-71)	35Х (ГОСТ 4543-71)
			12Х18Н9Т (ГОСТ 7769-82)	20X13 по ГОСТ 5632-72	
282
Окончание табл. 7.11
Тип фланца	Параметры среды		Марка материала		
	Давление условное /;у, МПа	Температура, °C	Фланец	Шпилька или болт	Гайка
Стальной приварной встык (ГОСТ 12821-80)	0,1-2,5 0,1-10,0	-30++300 -40++425 -30++450	СтЗсп не ниже второй категории (ГОСТ 535-88)	Стали 20, 25, 35 (ГОСТ 1050-88)	Стали 10, 20, 25 (ГОСТ 1050-88)
				Сталь 35 (ГОСТ 1050-88)	Стали 20, 25 (ГОСТ 1050-88)
				20X13 (ГОСТ 5632-72)	
	0,1-20,0			35Х (ГОСТ 4543-71) ЗОХМА (ГОСТ 4543-71)	Сталь 35 (ГОСТ 4543-71) 35Х (ГОСТ 4543-71)
		-40++450	15ХМ (ГОСТ 4543-71)	20X13 (ГОСТ 5632-72)	
				ЗОХМА (ГОСТ 4543-71)	Сталь 35 (ГОСТ 1050-88)
		-40++300	15Х18Н12С4ТЮ (типа ЭИ0654) (ГОСТ 5632-72)	20X13 по ГОСТ 5632-72	
		-70++300		45Х14Ш4В2М (ГОСТ 5632-72)	12Х18Н9Т (ГОСТ 5632-72)
		-70++350	09Г2С (ГОСТ 19281-89) 10Г2 (ГОСТ 4543-71)	14Х17Н2 (ГОСТ 5632-72)	
		-40++400	06ХН28МДТ (типа ЭИ-945) (ГОСТ 5632-72)	20X13 (ГОСТ 5632-72)	
		-70++400		45Х14Н14В2М (ГОСТ 5632-72)	12Х18Н9Т (ГОСТ 5632-72)
		-40++450	12Х18Н9Т, 10X17H13M3T (типа ЭИ0432) (ГОСТ 5632-72)	20X13 (ГОСТ 5632-72)	
		-40++510	15Х5М (ГОСТ 5632-72)	25X1 МФ (ГОСТ 20072-74)	ЗОХМА (ГОСТ 4543-71)
		-80++600	12Х18Н9Т (ГОСТ 5632-72)	45Х14Н14В2М (ГОСТ 5632-72)	12Х18Н9Т (ГОСТ 5632-72)
		-253++600	10X17H13M3T (типа ЭИ0432) (ГОСТ 5632-72)	10X17H13M3T	10X17H13M3T (ГОСТ 5632-72)	(ГОСТ 5632-72)	
Стальной свободный па приварном кольце (ГОСТ 12822-80)	0,1-2,5	-30++300	СтЗсп не ниже второй катего-рии (ГОСТ 535-88)	Стали 20, 25, 35 (ГОСТ 1050-88)	Стали 10, 20, 25 (ГОСТ 1050-88)
				20X13 (ГОСТ 5632-72)	
Примечания: 1. Максимальные значения температуры установлены по материалу фланцев и крепежных деталей. 2. Гайки из стали 10 допускается применять для />у <1,6 МПа при температуре до 300 °C, а шпильки (или болты) из стали 20, 25 — для ру < 1,6 МПа. 3. Допускается изготовление фланцев толщиной нс более 25 мм (ГОСТ 12820-80 и ГОСТ 12822-80) для температуры от -30+300 °C из стали марки СтЗпс.
283
Из-за простоты конструкции, дешевизны, надежности и легкости монтажа преобладающее распространение среди фланцев получили приварные.
Для трубопроводов во фланцевых соединениях применяются следующие прокладки [44]:
при давлении Д, = 1 МПа и температуре до 40 °C — пропитанный картон пли паронит марки ЛВ толщиной 2—3 мм;
при давлении р = 1-5-1,6 МПа и температуре до 300 °C — паронит вулканизированный марки ЛВ толщиной 2 мм;
при давлении р = 1,6-5-6,4 МПа — металлические гладкие гофрированные прокладки из отожженного алюминия или другого мягкого металла (меди, стали) с асбестовым сердечником;
при давлении более 6,4 МПа — из железа «Армко» или отожженной стали марки Ст1.
Прокладки должны удовлетворять ряду требований: обладать стойкостью к нефтепродуктам, морозо-и теплоустойчивостью. Толщина их должна быть минимальной, так как ее увеличение уменьшает надежность соединения.
Муфтовые соединения бывают нарезные и ненарсзпые (разъемные).
Нарезные муфты представляют собой короткие цилиндры с внутренней резьбой. Такое соединение нс обеспечивает герметичности. Уплотнение достигается наложением на трубу пеньковой пряди с суриком, а в отдельных соединениях — пайкой резьбы или применением мастики (свинцового глета). В случае появления течи на стыке применяются резиновые прокладки (рис. 7.6) [103]. Нарезные муфты прменяются в основном в трубопроводах с небольшими внутренними давлениями [103].
На рис. 7.7 показана ненарезная муфта, состоящая из двух половин, соединенных двумя болтами. Каждая полумуфта имеет примо-
рие. 7.6. Торцевая резиновая прокладка
Рис. 7.7. Муфта разъемная
угольные борты, входящие в кольцевые борозды на двух концах труб. Для герметичности соединения применяют уплотняющие кольца из резины специального профиля. Плотное прилегание бортов уплотнительного кольца к поверхности трубы обеспечивается равномерным давлением жидкости, находящейся в трубе. Такое соединение допускает поворот осевой линии трубопроводов на угол, равный 5—8°, а также температурную компенсацию. Эти соединения могут применяться в трубопроводах внутренним давлением до 3,5 МПа [103]. Единственным недостатком их является необходимость устройства на концах труб кольцевых выступов, что приводит к трудностям в условиях строительных площадок.
Другой тип ненарезпой муфты изображен на рис. 7.8, а [103]. Эта муфта состоит из центрального патрубка 7, двух клиновидных уплотнительных колец 2, двух специальных фланцев 3, стягиваемых болтами 4. При стягивании фланцев болтами, они давят па уплотнительные кольца 2, что обеспечивает герметичность соединения трубопроводов, работающих под внутренним давлением до 1,5 МПа, а также температурную компенсацию и позволяет изгибать ось трубопровода на 7° [103].
На рис. 7.8,б [103] изображена муфта с шарошками. Она состоит из двух половин 7, двух полуколец с зубьями (шарошек) 2. При затяжке болтов 4 зубчатые полукольца врезаются в поверхность трубы и придают такому соединению прочность в продольном направлении. Уплотняющие кольца 3 прижимаются к поверхности трубы, обеспечивая герметичность. Полукольца и болты выполнены из высокопрочных сталей, подвергнутых термической обработке, что обеспечивает долгую и устойчивую прочность на длитель-
284
Рис. 7.8. Муфты разъемные:
а — с клиновидными уплотнительными кольцами; б— с шарошками
ное время. Муфты этого типа могут устанавливаться на трубопроводах внутренним давлением до 2 МПа.
7.3.	Арматура трубопроводов мазутного хозяйства. Классификация и общие требования
Одним из важнейших элементов трубопровода является арматура, с помощью которой осуществляется управление потоками. От ее работы зависит надежность всей системы.
Трубопроводная арматура низких и средних параметров для мазутопроводов по назначению классифицируется на запорную, регулирующую, предохранительную и защитную.
К запорной арматуре относятся задвижки, клапаны и краны. Предназначением их является закрытие проходного сечения трубопровода с целью преграждения пути движения потока среды. Запорная арматура может быть полностью открыта или полностью закрыта. Она не должна использоваться как регулирующая, так как это может привести к износу деталей и в конечном счете к невозможности плотного ее закрытия. В зависимости от места установки запорная арматура может работать в «нормально открытом состоянии» — свободно пропускать поток среды — или в «нормально закрытом состоя
нии» — не пропускать поток среды до необходимого момента. По числу устанавливаемых элементов опа занимает основное место [124].
К регулирующей арматуре относятся регулирующие клапаны, регуляторы давления. Предназначена она для регулирования количества среды, протекающей по трубопроводу. От правильной и надежной ее работы зависят устойчивость работы всего оборудования и постоянство его основных технических параметров.
К предохранительной арматуре относятся отсечные клапаны и обратные клапаны и затворы, предназначенные для предотвращения аварийных ситуаций и создания безопасных условий для работы персонала.
Арматура делится на приводную и самодействующую.
К приводной арматуре относятся задвижки, клапаны, краны, регулирующие и отсеченные клапаны, которые приводятся в действие при помощи ручного, электрического, гидравлического и пневматического приводов; к самодействующей — предохранительные и обратные клапаны и затворы, которые приводятся в действие под напором потока жидкости.
Одной из величин, определяющих работу арматуры, является давление рабочей среды, которое подразделяют:
на условное ру — наибольшее избыточное рабочее давление при температуре 20 °C, при котором обеспечивается длительная работа деталей трубопроводов и арматуры;
пробное /?пр — избыточное давление, при котором должно производиться гидравлическое испытание арматуры и деталей трубопроводов на прочность и плотность водой при температуре 5—70 °C;
рабочее р — наибольшее избыточное давление, при котором обеспечивается заданный режим работы арматуры и деталей трубопроводов.
По ГОСТ 356-80 значения условных давлений, МПа, арматуры и деталей трубопровода должны соответствовать следующему ряду: 0,1; 0,16; 0,25; 0,4; 0,63; 1,0; 1,6; 2,5; 4,0; 6,30;
285
10,0; 12,5; 16,0; 20,0; 25,0; 32,0; 40,0; 50,0; 63,0; 80,0; 100,0; 160,0; 250,0.
Рабочие, условные и пробные давления в зависимости от свойства материала и температуры рабочей среды приведены в [125].
Низкое условное давление pv не превышает 2,5 МПа, а среднее давление ру = 4-5-10 МПа.
Арматура должна отвечать ряду требований: прочности, долговечности, безотказности, герметичности, транспортабельности, ремонтопригодности, срабатывать после длительного периода нахождения в открытом или закрытом положении, простоте и удобству в обслуживании [126].
Прочность арматуры зависит от вида используемого материала, а долговечность — от наличия в нефтепродуктах кислот, сероводорода и воды, что приводит к коррозии арматуры. Например, для защиты от коррозии в регуляторах давления применяются резиновые мембраны, имеющие ограниченный срок службы в связи со старением резины. У регулирующей арматуры быстрее всего выходят из строя детали рабочего органа: уплотнительные кольца, золотники, плунжеры, пробки кранов, подвергающиеся механическому, коррозионному и кавитационному изнашиванию.
Безотказность арматуры зависит от правильной ее эксплуатации и тщательного технического обслуживания, а также от правильности выбора конструкции и материала ее деталей. На отказ рабочего органа арматуры может повлиять коррозия, эрозия, отложения нефтепродукта и вибрация. Эрозия приводит к ускоренному износу седла и затвора (плунжера). Вибрация, которая часто возникает в регулирующей и запорной арматуре, создается во время открывания при большом перепаде давления.
Арматура считается герметичной при следующих условиях: при закрытом запорном органе рабочая среда не проходит из одной части в другую, отделенную арматурой; нет протечек через сальниковый узел, фланцевые и другие разъемные соединения; металл корпусных деталей имеет плотную структуру, отсутствуют пористые участки, раковины,
трещины, через которые могла бы просочиться рабочая среда в окружающую атмосферу.
К предохранительной арматуре предъявляются особые требования [127]: клапан при достижении максимально допустимого давления должен безотказно открываться до полного подъема и пропускать рабочую среду в требуемом количестве; в открытом состоянии он должен работать устойчиво без вибраций; должен закрываться при давлении, несколько меньшем, чем рабочее, должен обеспечивать требуемую степень герметичности при последующем возрастании давления до рабочего; в закрытом состоянии при рабочем давлении клапан должен иметь требуемую степень герметичности; арматура при работе должна издавать минимальный шум.
К запорной арматуре предъявляются следующие требования: минимальное гидравлическое сопротивление, высокая герметичность запорных органов, легкость хода.
7.4.	Соединения арматуры
По виду соединения с трубопроводами арматура делится: на фланцевую; резьбовую — с внутренней (муфтовое соединение) и наружной (цапковое соединение) резьбой; сварную — с концами, привариваемыми к трубопроводам.
Типы, присоединительные размеры фланцевых соединений указаны в ГОСТ 12816-80 (см. §7.2). При соединении арматуры с трубопроводами с помощью фланцев необходимо дополнительно проверить фланцы трубопровода путем наложения их на фланцы арматуры.
Соединение арматуры с трубопроводом на фланцах осуществляется в несколько этапов. В первую очередь арматуру предварительно соединяют с трубопроводом на нескольких болтах: арматуру диаметром до 100 мм — не менее чем на двух, диаметром более 100 мм — не менее чем на четырех болтах на каждое фланцевое соединение. Затем проверяется параллельность фланцев и правильность установки прокладок. При этом все гайки долж-
286
Таблица 7.12. Технические характеристики муфтовых резьбовых концов арматуры
Диаметр условного прохода, Dy, мм	Из ковкого чугуна			Из серого чугуна			Из латуни и бронзы				
	5, мм	1, мм, не менее	Л, мм	S, мм	1, мм, не менее	Л, мм	S, мм	Z, мм, не менее		А, мм	
								ру < 1,6, мПа	ру < 2,5, мПа	ру < 1,6, мПА	ру < 2,5, мПа
6	19	9	10	—	—	—	19	9	11	7	11
10	22	10	12	27	12	14	22	10	12	8	12
15	27*	12	14	30	14	16	27	12	15	9	13
20	36	14	16	36	16	18	32	14	17	10	14
25	41	16	18	46	18	21	41	16	19	12	16
32	50	18	21	55	20	23	50	18	22	14	18
40	60	20	23	60	22	26	60	20	—	16	—
50	70	22	25	75	24	28	70	22	—	18	—
65	90	25	28	90	26	30	90	25	—	20	—
80	100	28	31	105	30	34	100	28		22	—
* По согласованию с заказчиком допускается размер S= 30.
ны размещаться с одной стороны фланца, конец болта не должен выступать из гайки больше чем на половину диаметра болта. Затем проводят затяжку болтов или шпилек, которая выполняется крестообразно и попарно.
Муфтовые резьбовые присоединительные концы арматуры должны соответствовать требованиям ГОСТ 6527-68, которые распространяются на шестигранные муфтовые концы с трубной цилиндрической резьбой для литой трубопроводной арматуры общего назначения. Размеры должны соответствовать рис. 7.9,а и табл. 7.12 [135].
Цапковые резьбовые соединения (рис. 7.9,6) [136] имеют присоединительные концы с наружной метрической или трубной резьбой в
Таблица 7.13. Основные технические характеристики цапковых резьбовых соединений
Dyi мм	Условное давление Д, МПа, не более	Вид резьбы
6-80	1,6	Трубный
3-80		Метрический
3-25 3-65	10,0 0,4	
соответствии с ГОСТ 2822-78 (табл. 7.13 и 7.14). У клапанов и кранов цапковые концы могут быть в виде простого штуцера с наружной цилиндрической или конической резьбой, на который навертывается конец трубы с резьбой на внутренней поверхности. Они
Таблица 7.14. Технические характеристики цапковых резьбовых соединений
	Конец с метрической резьбой						Конец с трубной резьбой		
ч-			Условное давление Д,		МПа, не более				
мм	D,	d	1,6	1	10,0	1,6	| ю,о	д		1,
	мм		4)		1		мм	мм	мм
3	22	М14х1,5	4	4	11	14	—	—	—
6	25	М16Х1.5	6	6	12	14	22	5	11
10	34	М24х2	11	11	13	17	25	8	13
15	40	М30х2	17	17	14	19	30	12	14
20	45	М33х2	21	20	15	21	35	17	15
25	50	М39х2	27	25	16	24	45	23	17
32	60	М48х2	36	—	17	—	55	30	19
40	60	М52х2	40	—	18	—	60	36	21
50	72	М60х2	48	—	19	—	72	47	23
65	95	М80х2	68	—	26	—	94	63	26
80	105	М90х2	78	—	32	—	105	74	29
Примечание. Для концов с трубной резьбой ру < 1,6 МПа.
287
a)
Рис. 7.9. Резьбовые соединения: а — с шестигранной муфтой; б— цапковое
могут также представлять собой фасонный штуцер с наружной резьбой и накидной гайкой под отбортованную трубу или штуцер с надетой на него гайкой и ниппелем или патрубком под приварку. Такие конструкции применяются для арматуры, работающей под разрежением [124].
Для сварных соединений применяются: ручная электродуговая сварка, аргонодуговая сварка корня шва с последующей ручной электродуговой сваркой остальных слоев, аргонодуговая сварка всего сечения шва.
При сварочных работах существует опасность неравномерного нагрева арматуры, что может привести к тепловым деформациям, которые в свою очередь приведут к возникновению напряжений на уплотнительных поверхностях и к нарушению плотности арматуры и заклиниванию затворов. Для предотвращения неравномерного нагрева рекомендуют открыть затвор арматуры на 3—4 оборота [124].
7.5.	Запорная арматура трубопроводов мазутного хозяйства
Задвижки. Наиболее распространенным видом запорной арматуры на ТЭС являются
задвижки. К преимуществам задвижек можно отнести то, что они обладают незначительным гидравлическим сопротивлением и отличаются простотой конструкции. Недостатками являются: трудность пришлифовки трущихся поверхностей, большая масса и высокая стоимость.
Для трубопроводной арматуры ГОСТ 9698-86 предусматривает стальные и чугунные задвижки в зависимости от условных давлений в трубопроводе (табл. 7.15 и 7.16).
По конструктивному выполнению затвора запорные задвижки разделяются: на клиновые— со сплошным клином и двухдисковые; параллельные — двухдисковые, а по конструкции резьбовой пары — с неподвижным шпинделем, где шпиндельная гайка находится внутри задвижки и работает под воздействием на нес рабочей среды; с выдвижным шпинделем, где шпиндельная гайка вынесена наружу. Задвижки изготовляются в следующих исполнениях: с ручным управлением', с электроприводом в нормальном или взрывоопасном исполнении и с гидроприводом.
Клиновые задвижки получили наибольшее распространение для нефтепродуктопрово-дов, в том числе и для мазутопроводов, так как в них обеспечивается более плотное прилегание затвора к уплотнительным поверхностям. К тому же клиновые задвижки более универсальны, что позволяет использовать их как на чистых, так и па загрязненных средах и устанавливать в вертикальном и горизонтальном положениях [124].
Часто применяются задвижки стальные клиновые с выдвижным шпинделем па ру= 1,6 МПа и па ру = 4 МПа серий ЗКЛ2-16 (30с541нж), ЗКЛПЭ-16 (30пж941нж) (рис. 7.10) и ЗКЛ2-40, ЗКЛПЭ-40 (рис. 7.11).
Габаритные и присоединительные размеры их приведены в табл. 7.17 и 7.18 [126].
Задвижки ЗКЛ2-16 и ЗКЛ 2-40 (с ручным управлением) устанавливаются на трубопроводе в любом рабочем положении, а ЗКЛПЭ-16 и ЗКЛПЭ-40 (с электроприводом) — вертикально, электроприводом вверх.
Они имеют фланцевое соединение с трубопроводом с присоединительными разме-
288
Таблица 7.15. Задвижки стальные
Условное давление Д, МПа	УСЛОВНЫЙ проход Ру, мм	Тип присоединения к трубопроводу	Масса, кг, не более	Условное давление рг МПа	Условный проход Ру, мм	Тип присоединения к трубопроводу	Масса, кг, не более
0,63	50	Фланцевое,	—	4,0	500	Фланцевое,	1725
	80	под приварку	21,5		600	под приварку	7000
	100		23,0	6,3	50	То же	50
	150		43,0		80		87
	200		56,0		100		230
	250		85,0		150		268
	300		116		200		324
	350		150		250		345
	400		273		300		—
	500		412		350		—
	600		540		400		1480
	800		—		500		2320
1,0	150	То же	70		700		
	200		105		800		—
	250		130		1000		—
	300		185		1200		2690*
	400		323	8,0	250	Под приварку	621
	500		555		300		754
	600		1330		350		—
	800		3440		400		2565
	1000		5160		500		2832
1,6	50	То же	57		700		6390*
	80		70		800		7000*
	100		87		1000		11 000*
	125		89		1200		15 000*
	150		121	10,0	50	Фланцевое,	—
	200		193		80	под приварку	—
	250		290		100		290*
	300		440		150		535*
	350		460		200		430
	400		675		250		615*
	500		1260		300		—
	600		1940		400		
	800		—		500		—
	1000		5950*	16,0	15	Муфтовое	2,2
	1200		7035*		20		35
2,5	80	То же	—		25		3,78
	100		74		40		9,38
	150		140		50	Фланцевое,	74
	200		230		80	под приварку	130
	250		249		100		185
	300		475		150		430
	400		—		200		—
	500		1600*		250		—
	600		5250*		300		
	700		—		400		
	800		5800*		500		
	1000		—		800		—
	1200		12800*	25,0	50	То же		
4,0	50	То же	35		100		—
	80		50		150		—
	100		90		200		—
	150		150		250		
	200		325		300		—
	250 300		365 560		400		—
							
	350		610	* Масса	задвижек с электроприводом.		Температура
	400		840*	рабочей среды равна -60ч- +565 °C.			
289
Таблица 7.16. Задвижки чугунные
Условное давление Д, МПа	Условный проход Dy, мм	Температура рабочей среды, °C	Масса, кг, не более	Условное давление Д, МПа	Условный проход Д, мм	Температура рабочей среды, °C	Масса, кг, не более
0,4	40	-15- +300	4,0	1,0	300	-15- +300	272
	50		6,5		350		344
	65		9,5		400		521
	80		12		500		840
	200		130		600		1115
	250		180		800		ИЗО
	300		246		900		—
	400		445		1000		4420
0,63	50	-15++300	20		1200		7590
	80		34		1400		9685
	100		43		1600		10025
	150		76	1,6	50	-40- +300	18
1,0	50	-15- +300	20		80		32
	80		36		100		44
	100		47	2,5	100	-40- +300	57
	125		60		150		—
	150		90		200		—
	200		144		250		—
	250		210				
Примечание. Присоединение к трубопроводу фланцевое.
а)
а)
Рис. 7.10. Задвижки стальные клиновые с выдвижным шпинделем серий ЗКЛПЭ с электроприводом (30с941нж) (а) и ЗКЛ2-16 с коническим редуктором (30с541нж) (б)
Рис. 7.11. Задвижки стальные клиновые с выдвижным шпинделем:
а — ЗКЛ2-40 (ручная); б— ЗКЛПЭ-40 (с электроприводом)
рами, соответствующими ГОСТ 12815-80, а также верхнее уплотнение. Шпиндель снабжен внизу конусным буртом, который при поднятом вверх до отказа шпинделе упирает-
ся во втулку крышки, тем самым перекрывая доступ среды в сальниковую камеру. Запорный орган имеет жесткий клин. Используются асбестометаллическая или алюминиевая
290
Таблица 7.17. Габаритные и присоединительные размеры, мм, задвижек ЗКЛ2-16 и ЗКЛ2-40
Задвижка	ч	L	D	Dl	Z)2	Ds	f	b	d	H		Da	n	Масса, кг
ЗКЛ2-16	50	180	160	125	102	—	—	14	18	480	410	200	4	25
	80	210	195	160	138	—	—	17	18	600	500	240	4	38
	100	230	215	180	158	—	—	17	18	680	560	240	8	55
	150	280	280	240	212	—	—	21	23	920	750	400	8	100
	200	330	335	295	268	—	—	23	23	1040	830	400	12	140
	250	450	405	355	320	—	—	27	27	1400	1130	560	12	290
	300	500	500	410	378	—	—	27	27	1500	1280	560	12	400
	350	550	550	470	438	—	—	30	27	1570	1385	560	16	545
	400*	600	600	525	490	—	—	32	30	1570	—	640	16	660
	500*	700	710	650	610	—	—	40	33	2481	—	1000	20	1260
	600*	800	840	770	720	—	—	43	40	2850	—	1000	20	1940
ЗКЛ2-40	50	250	160	125	87	—	4	17	18	490	420	240	4	37
	80	310	195	160	120	—	4	19	18	620	520	240	8	57
	100	350	230	190	149	—	4	21	23	740	610	400	8	102
	150	450	300	250	203	—	4	27	27	925	745	400	8	184
	200	550	375	320	259	—	4	35	30	1214	956	640	12	320
	250	650	445	385	312	—	4	39	33	1214	1010	640	12	357
	300*	750	510	450	364	—	4	42	33	1480	1355	560	16	555
	500*	1150	755	670	575	—	5	58	46	2542	2042	1000	20	1719
%
* С конической передачей.
прокладка, набивка сальника асбестовая с пропиткой или асбестопроволочная прорезиненная [126].
Задвижки стальные на ру =6,4 МПа клиновые с выдвижным шпинделем марок 30с7бнж и 30нж7бпж (с ручным управлением), 30с57бнж (с ручным управлением через конический редуктор) и 30с976нж (с электроприводом) (рис. 7.12, табл. 7.19) [126] предназначены для жидких и газообразных неагрессивных нефтепродуктов с рабочей температурой до 300 °C.
Задвижки 30с76нж и 30нж7бнж можно устанавливать на трубопроводе в любом рабочем положении; 30с57бнж размещаются на горизонтальном трубопроводе также в любом положении, кроме положения электроприводом вниз; 30с97бнж — на горизонтальном трубопроводе вертикально, электроприводом вверх. При наличии опоры под электропривод задвижки 30с97бнж могут устанавливаться горизонтально, в положениях «на ребро» и «плашмя». Присоединительные размеры фланцев соответствуют ГОСТ 12815-80, запорный орган имеет жесткий клип. Прокладка выполняется из паронита, набивка сальника — из асбеста [126].
Задвижки стальные на ру= 6,4 МПа клиновые
о)
Рис. 7.12. Задвижки стальные клиновые с выдвижным шпинделем:
а — 30с7бнж (ручная); б— 30с576нж (с коническим редуктором); в — 30с97бнж (с электроприводом)
с выдвижным шпинделем и с электроприводом серии ЗКЛПЭ-64 (рис. 7.13, табл. 7.18) [126] предназначены для установки на трубопроводы, транспортирующие жидкие неагрессивные нефтепродукты рабочей температурой до 425 °C (Пу = 300 мм) и -30+80 °C (Dv = 1200 мм). Их размещают вертикально,
291
Таблица 7.18. Габаритные и присоединительные размеры, мм, задвижек ЗКЛПЭ-16, ЗКЛПЭ-40, ЗКЛПЭ-64 и ЗКЛПЭ-75
Задвижка	Л	L	D				Ъ	d			f	1	Н		п	Масса,кг
ЗКЛПЭ-16	50	180	160	125	102	—	14	18	795	—		430	832	180	4	140
	80	210	195	160	138	—	17	18	920	—	—	430	922	180	4	155
	100	230	215	180	158	-	17	18	965	—	—	430	955	180	8	170
	150	280	280	240	212	—	21	23	1150	—	~~	630	1126	180	8	225
	200	330	335	295	268	—	23	23	1425	—	—	580	—	240	12	300
	250	450	405	355	320	—	27	27	1500	—		630	—	240	12	400
	300	460	500	410	378	—	27	27	1730	1190	—	885	—	240	12	490
	350	520	550	470	438	—	30	27	1730	1190	—	885	—	240	16	495
	400*	580	600	525	490	750	32	30	1730	1190	—	885	—	240	16	515
	500*	700	710	650	610	875	40	33	2481	1851	—	1484	—	400	20	1500
	600*	800	840	770	720	—	43	40	2990	2270	—	1356	—	400	20	2100
ЗКЛПЭ-40	50	250	160	125	87	—	17	18	900	465	4	790	—	180	4	99
	80	310	195	160	120	—	19	18	960	562	4	790	—	180	8	ИЗ
	100	350	230	190	149	—	21	23	1050	648	4	940	—	240	8	167
	150	450	300	250	203	—	27	27	1300	790	4	940	—	240	8	226
	300	750	510	450	364	—	42	33	1725	1325	4	1050	—	320	16	670
	500	1150	755	670	575	—	58	46	2700	1855	5	1524	—	500	20	1952
ЗКЛПЭ-64	300	750	530	460	415	364	50	40	1800	1420	5	1484	-	400	16	1249
	1200								см.	рис. 7.13						
ЗКЛПЭ-75	350	850	475	385	360	—	—	—	2104	1614	2	1382	—	400	—	1400
	500	1150	690	542	517	—	—	—	3470	2556	2	765	—	400	—	2800
	700	1550	910	740	715		—	—	4408	4108	2	1634	—	600	—	6390
	1000	1800	1110	1020	992	—	—	—	4480	3876	2	1634	—	400	—	9150
* С конической передачей.
1402
2100
Рис. 7.13. Задвижка стальная клиновая с выдвижным шпинделем, с электроприводом серии ЗКЛПЭ-64 с
Dy = 1200 мм
электроприводом вверх, а при наличии опоры под электропривод задвижку с £)у=300мм — в положениях «на ребро» и «плашмя». Фланцевое соединение имеет задвижка с £)у = 300 мм с присоединительными размерами, соответствующими ГОСТ 12815-80, сварное соединение — задвижка с Dy= 1200 мм. Прокладка паронитовая, набивка сальника графитоасбестовая.
Задвижки стальные на ру = 7,5 МПа клиновые с выдвижным шпинделем и с электроприводом серии ЗКЛПЭ-75 (рис. 7.14, табл. 7.18) [126], имеют условное обозначение МА 11003. Они используются для трубопроводов, транспортирующих нефтепродукты рабочей температурой -40-ь +90 °C, и имеют вертикальное положение электроприводом вверх. Задвижка присоединяется к трубопроводу сваркой. Конструктивным отличием является то, что она имеет верхнее уплотнение, которое позволяет при поднятом вверх до отказа шпинделе, перекрывать доступ среды в сальниковую камеру. Запорный орган имеет жесткий или упругий
292
Таблица 7.19. Габаритные и присоединительные размеры, мм, задвижек 30с76нж, 30нж76мж, 30с576нж, 30с976нж
Задвижка	ч	L	D	D.	А	D,	/	Ъ	d	II		1	Do	п	Масса, кг
30с7бнж	50	250	175	135	108	88	3	23	23	480	415	—	280	4	39
	80	310	210	170	142	121	3	27	23	547	458	—	280	8	65
	100	350	250	200	170	150	3	29	27	720	595	—	400	8	111
	150	450	340	280	240	204	3	35	33	892	724	—	450	8	209
	200	550	405	345	300	260	3	41	33	1092	868	—	640	12	323
	250/200	650	470	400	355	313	3	45	40	1092	868	—	640	12	359
30нж76нж	50	250	175	135	108	88	3	23	23	505	435	—	280	4	46
	80	310	210	170	142	121	3	27	23	680	580	—	280	8	80
	100	350	250	200	170	150	3	29	27	725	600	—	400	8	128
	150	450	340	280	240	204	3	35	33	975	790	-	450	12	246
30с57бнж	300	750	530	460	415	364	4	50	40	2045	1545	—	1000	16	1205
	400/300	950	670	585	525	474	4	62	46	2076	1576	—	1000	16	1380
30с976нж	200	550	405	345	300	260	3	41	33	1490	1050	877	400	12	455
	250/200	650	470	400	355	313	3	45	40	1490	1050	877	400	12	894
	300	750	530	460	415	364	4	50	40	1745	1450	1460	400	16	1140
	400/300	950	670	585	525	474	4	62	46	2025	1520	1500	400	16	1800
Рис. 7.14. Задвижка стальная клиновая с выдвижным шпинделем и электроприводом серии ЗКЛПЭ-75
клип. Прокладка спирально-навивная, набивка сальника асбестовая [126].
Задвижки чугунные нар}= 1,0 МПа параллельные фланцевые с выдвижным шпинделем серии ЗОчббр (рис. 7.15, табл. 7.20) [103] предназначены для установки на трубопроводы, транспортирующие нефтепродукты рабочей температурой до 225 °C. Технические усло-
Исполнение Исполнение без колеи с латунным кольцом
Рис. 7.15. Задвижка параллельная фланцевая с выдвижным шпинделем ЗОчэбр и ЗОчббк:
1— крышка; 2 — корпус; 3 — уплотнительные кольца; 4- диск-шибер; 5— клин; 6— маховик; 7— втулка резьбовая; 8— шпиндель; 9—набивка; 10— прокладка
вия принимаются в соответствии с ГОСТ 5762-74.
Основные технические данные электроприводов задвижек ЗКЛПЭ приведены в табл. 7.21 [126].
293
Таблица 7.20. Основные размеры» мм, чугунных задвижек
ч	L	D	К	о	f	b	1				Число отверстий z	Масса, кг
50	180	160	125	102	3	20	18	294	350	160	4	18,4
80	210	195	160	138	3	22	18	350	438	160	4	34,0
100	230	215	180	158	3	22	18	404	510	160	8	42,5
125	255	245	210	188	3	24	18	496	630	240	8	61,5
150	280	280	240	212	3	24	23	558	715	240	8	75,0
200	330	335	295	268	3	26	23	(И)()	897	280	8	130,0
250	450	390	350	320	3	28	23	825	1084	320	12	190,0
300	500	440	400	370	4	28	23	955	1265	360	12	262,5
350	550	500	460	430	4	30	23	1150	1500	400	16	357,0
400	600	565	515	482	4	32	23	1350	1715	450	16	494,5
Таблица 7.21. Основные технические данные электроприводов задвижек ЗКЛПЭ
Задвижка	Dy, мм	Электропривод	Эл ектро д в и гател ь	
			Тип	Мощность, кВт
ЗКЛПЭ-16	50; 80; 100 150 200; 250; 300; 350; 400 600	ЭПВ-10Г (исполнение II) ЭПВ-10Г (исполнение Ш) ЭВ25М (исполнение 11) ЭПВ-150Г (исполнение I)	В63В4У2; ВАОА-071-4У2 В71АУ2; ВАОА-072-4У2 В80В4У2; ВАОА-13-4У2 В1ООЕ4У2; ВАО-41-2У2	0,37; 0,4 0,55; 0,6 1,5 4
ЗКЛПЭ-40	50; 80 100; 150 300 500	ЭПВ-10Г (исполнение И) ЭВ25хМ (исполнение 11) ЭВ80У2 (исполнение II) ЭПВ-250Г	В63В4У2; ВАОА-071-4У2 В80В4У2; ВАОА-13АУ2 В100Е4У2: ВАО-41-2У2 АСВ-42-4	0,37; 0,4 1,5 4 4,5
ЗКЛПЭ-64	300 1200	ЭПВ-150Г ЭПВ-ЮООГ	В100Е4У2; ВАО-41-2У2 ВАО-52-4У2; В132М4У2	4 10; И
ЗКЛПЭ-75	350 500 700; 1000	ЭПВ-250ГУ2 ЭПВ-850ГУ2 ЭПВ-1000ГУ2	В112М4У2 или ВАО-42-4У2 В112М4У2 или ВАО-42-4У2 В132М4У или ВАО-52-4У2	5,5 5,5 11; 10
Задвижка стальная клиновая с Dy = 150 мм с выдвижным шпинделем фланцевая на ру = = 2,5 МПа марки 30с97нж (рис. 7.16) [126] устанавливается на трубопроводах, транспортирующих нефть и нефтепродукты рабочей температурой до 300 °C. Изготовление и поставка таких задвижек производится в соответствии с ТУ-27-07-1455-88, технические требования заданы ГОСТ 5762-74. Они имеют фланцевое соединение с присоединительными размерами по ГОСТ 12815-80 и могут устанавливаться на трубопроводе в любом рабочем положении, кроме положения маховиком вниз. Управление их ручное, при помощи маховика. Задвижки имеют упругий клин и уплотнительную поверхность, которые наплавлены из коррозионно-стойкой стали. Герметичность запорного органа соответствует второму классу ГОСТ 9544-93.
Задвижки стальные клиновые с выдвижным шпинделем фланцевые на ру= 4 МПа (рис. 7.17, табл. 7.22) [126] марок 30с15нж (с ручным управлением с помощью маховика); 30с515пж (с ручным управлением через конический редуктор); 30с915нж (с электроприводом) предназначены для установки на трубопроводы, транспортирующие жидкие и газообразные нефтепродукты температурой до 450 °C (30с15нж и 30с915нж), а также жидкие нефтепродукты температурой до 425 °C (30с515пж и 30с915нж6). Они изготовляются и поставляются в соответствии с ТУ 26-07-1125-77, технические требования заданы ГОСТ 5762-74. Задвижки 30с15нж размещают в любом рабочем положении; 30с515нж и 30с915пж6 (Dy = 500 мм) — на горизонтальном трубопроводе вертикально, редуктором или электроприводом вверх; 30с915нж (£>у= 200 мм) —
294
Таблица 7.22. Габаритные и присоединительные размеры, мм, задвижек 30нж48нж, 31с916нжБ, 30с15нж, 30с515нж, 30с915нж, 30с511нж и 30с911нж
Задвижка	Ч	L	D		D2	А	b	d		н		1	Dn	п/щ W	Масса, кг
30нж48нж	100	230	215	180	158	—	17	18	—	676	560	—	280	8	72
	150	280	280	240	212	—	21	23	—	815	650	—	280	8	100
31с916нжБ	100	350	265	210	175	150	40	М27	—	1170	783	885	240	8	270
	150	450	350	290	250	204	40	МЗО	33	1390	990	1050	240	2/10	515
	200	550	430	360	315	260	40	М36	40	1390	990	690	240	2/10	615
30с15нж	200	550	375	320	259	—	35	30	—	1214	956	—	640	12	320
	250	650	445	385	312	—	39	33	—	1214	1010	—	640	12	357
30с515нж	500	1150	755	670	575	—	58	46	—	2542	2042	—	ЮОО	20	1719
30с915нж	200	550	375	320	259	—	35	30	—	1460	920	690	400	12	478
	500	1150	755	670	575	—	58	46	—	2700	1855	1524	400	20	1952
ЗОсбИнж	300	700	344	320	300	—	—	—	—	1830	1530	—	600	(325)	699
30с911нж	500	1150	550	530	500	-	-	-	-	2390	2190	1390	400	(545)	2610
Рис. 7.16. Задвижка стальная клиновая с выдвижным шпинделем 30с97нж
горизонтально, в положениях «плашмя» и «на ребро» при горизонтальном расположении оси электродвигателя. Задвижки имеют фланцевое соединение с присоединительными размерами по ГОСТ 12815-80. Жесткий клин и уплотнительные поверхности корпуса наплавлены из коррозионностойкой стали. Верхнее уплотнение задвижек при поднятом вверх до отказа шпинделе упирается во втулку крышки, тем самым перекрывая доступ среды в сальниковую камеру. Прокладки изготовляются из паронита, набивка сальника — из асбеста. Герметичность запорного органа соответствует втором)7 классу (ГОСТ 9544-93).
Рис. 7.17. Задвижки стальные клиновые с выдвижным шпинделем фланцевые:
а — 30с15нж; б - 30с515нж (с коническим редуктором); в~ 30с915нж (с электроприводом)
Задвижки стальные клиновые с выдвижным шпинделем и патрубком под приварку к трубопроводу нар}г 8 МПа (рис. 7.18, табл. 7.22) [126] марок 30с511нж (с ручным управлением через конический редуктор) и 30с911нж (с электроприводом) устанавливаются на трубопроводах, транспортирующих нефть и нефтепродукты температурой до 425 °C, и имеют вертикальное расположение на горизонтальном трубопроводе, редуктором или электроприводом вверх. Присоединяют их к
295
I
L
Рис. 7.18. Задвижки стальные клиновые с выдвижным шпинделем и патрубками под приварку.
а ~ 30с911нж (с электроприводом); б — 30с511нж (с коническим редуктором)
трубопроводу сваркой. Изготовление и поставка осуществляются в соответствии с ТУ 26-07-1182-77. Задвижка 30с911пж имеет электропривод во взрывозащищенном исполнении типа ЭПВ-250-Г с электродвигателем В112М4У2 или ВАО 42-4У2 мощностью 5,5 кВт. Жесткий клин и уплотнительные поверхности корпуса наплавлены из коррозионно-стойкой стали. Прокладки парони-товые, набивка сальника — асбестовая. Герметичность запорного органа соответствует второму классу (ГОСТ 9544-93).
Задвижки стальные клиновые с выдвижным шпинделем и электроприводом фланцевые на ру= 10 МПа (рис. 7.19, табл. 7.22 и 7.23) [126] марки 31с916нжБ предназначены для трубопроводов, транспортирующих нефть, жидкие и газообразные нефтепродукты температурой до 300 °C. Они устанавливаются в любом рабочем положении, кроме положения электроприводом вниз. Имеют фланцевое соединение. Задвижки изготовляются и поставляются в соответствии с ТУ 26-07-1170-77, технические требования заданы
Исполнение с патрубками под приварку
Рис. 7.19. Задвижка стальная клиновая с выдвижным шпинделем и электроприводом фланцевая 31с916нжБ
ГОСТ 5762-74. Запорный орган имеет цельный клип. Клин и уплотнительные поверхности корпуса наплавлены сплавом повышенной стойкости. Верхнее уплотнение предназначено для отключения сальника от полости задвижки. Набивка сальника — прорезиненный асбест. Герметичность запорного органа соответствует второму классу (ГОСТ 9544-93).
Задвижки из коррозионно-стойкой стали клиновые с выдвижным шпинделем фланцевые на ру=1,6 МПа (рис. 7.20, табл. 7.22) [126] марки 30нж48нж устанавливаются на трубопроводах, транспортирующих жидкие и газообразные нефтепродукты температурой до 565 °C. Они изготовляются и поставляются в соответствии с ТУ 26-07-1526-90, технические требования заданы ГОСТ 5762-74 (D = = 150 мм). Управление задвижками ручное, с помощью маховика. Устанавливаются в любом рабочем положении и имеют фланцевое соединение с присоединительными размерами по ГОСТ 12815-80. Клип и уплотнительные поверхности корпуса наплавлены из коррозионно-стойкой стали. Имеется верхнее уплотнение для отключения сальника от полости задвижки при поднятом вверх до от-
296
Таблица 7.23. Основные технические данные электроприводов задвижек 31с916нжБ, 30с915нж и 30с915нж6
Задвижка	Dy, мм	Электропривод	Электродвигатель	
			Тип	Мощность, кВт
31с916нжБ	100 150; 200	ЭВ-25МУ2 ЭВ-80У2	В80В4У2; ВАОА-13-4У2 В100Е4У2; ВАО-41-4У2	1,5 4
30с915нж	200	Б099.101-06М	ВАО-424У2; В112М4У2	5,5
30с915нж6	500	ЭПВ-250Г	ВАО-424У2; В112М4У2	5,5
до
Рис. 7.20. Задвижка из коррозионно-стойкой стали клиновая с выдвижным шпинделем фланцевая 30нж48нж
каза шпинделе. Набивка сальника выполнена из асбеста марки АГБ. Герметичность запорного органа соответствует первому классу (ГОСТ 9544-93).
Клапаны. Для вязких нефтепродуктов на трубопроводах диаметром до 150 мм применяются проходные стальные клапаны с паровым обогревом. В них проходное сечение расположено под углом к оси трубопровода и поток жидкости дважды меняет направление. Возникающие при этом гидравлические сопротивления в 15—20 раз больше, чем у запорных задвижек. Для открытия и закрытия клапана требуются гораздо больше усилия. Проходное отверстие в них перекрывается не шибером, а золотником, перемещающимся поступательно при вращении шпинделя. Шпиндель с клапаном расположен перпендикулярно к оси трубопровода [44].
Рис. 7.21. Клапан из коррозионно-стойкой стали с обогревом 13нж18п
Клапаны запорные из коррозионно-стойкой стали нар = 1,6 МПа фланцевые с паровым обогревом типов 13нж18п (рис. 7.21) иУ 21149 (рис. 7.22) [126] предназначены для установки на трубопроводах, транспортирующих вязкие нефтепродукты рабочей температурой до 200 °C (13нж18п) или до 300 °C (У 21149).
Они имеют фланцевое соединение с присоединительными размерами, соответствующими ГОСТ 12815-80. Рабочая среда подается под золотник, что облегчает его закрывание, а при закрытом клапане позволяет не подвергать сальник шпинделя воздействию давления и температуры рабочей среды. Клапаны 13нж18п могут устанавливаться на трубопроводе в любом рабочем положении, а У 21149 — на горизонтальном трубопроводе вертикально, рукояткой вверх. Уплотнительные кольца
297
Таблица 7.24. Основные габаритные и присоединительные размеры, мм, клапанов с паровым обогревом 13нж18п и У 21149
Клапан	3	L		D	О,		b	d				Н	h		п	Масса, кг
13нж18п	25	160	—	—	—	—	—	—	39		—	262	70	100		9
	40	200	296	145	по	88	14	18	54	46	38	281	85	140	4	14,1
	50	230	320	160	125	102	14	18	68	58	43	281	80	140	4	16
	80	310	424	195	160	138	17	18	100	90	78	400	100	240	4	36,3
	100	350	464	215	180	158	17	18	120	ПО	96	425	по	240	8	51,2
	150	480	602	280	240	212	21	23	172	161	154	548	172	360	8	121,3
У 21149	32	180	258	135	100	78	14	18	39	31	66	268	80	180	4	15/19
	50	230	320	160	125	102	14	18	59	49	88	352	100	200	4	26/31,5
	65	290	362	180	145	122	15	18	77	65	110	368	105	240	4	2,4/51,6
	80	310	428	195	160	138	17	18	98	78	121	475	ПО	300	4	4,2/63,7
Примечание. В числителе указана масса клапанов без ответных фланцев, в знаменателе — с ответными фланцами.
Рис. 7.22. Клапан для коррозионных сред проходной фланцевый с обогревом У1149
в седле корпуса и золотнике клапана 13нж18п выполнены из фторопласта-4, корпус и крышка — из коррозионно-стойкой стали марки 12Х18Н9ТЛ или 12Х18Н12МЗТЛ, золотник и шпиндель — из стали марки 12Х18Н9Т или 10X17H13M3JI. В клапанах У 21149 корпус, крышка и золотник изготовлены из сплава ЭП 814 (хастеллой), стойка — из стали марки 10Х18Н9ТЛ. Набивкой сальника во всех клапанах служит ФУМ-В. Герметичность запорного органа соответствует первому классу (ГОСТ 9544-93).
Для обогрева клапанов в паровой рубашке
Рис. 7.23. Клапан запорный муфтовый типа 15кч2бр:
1 — корпус; 2 — седло; 3 — золотник; 4 — крышка; 5 — гайка накидная; 6 — шпиндель; 7— маховик; 8 — набивка сальника
используется насыщенный пар температурой 200 °C и давлением 1 МПа (для 13нж18п) или температурой 300 °C и давлением 0,7 МПа (для У 21149). В нижней части рубашки для спуска конденсата предусмотрено резьбовое отверстие, закрываемое пробкой-заглушкой [126].
Габаритные и присоединительные размеры этих клапанов приведены в табл. 7.24 [126].
Клапаны чугунные запорные муфтовые на ру = 1,6 МПа типов 15кч2бр (рис. 7.23, табл. 7.25) и 15кч18бр (рис. 7.24, табл. 7.25) [103] применяются на трубопроводах, транспортирующих пар и нефтепродукты температурой до 225 °C. Они могут быть установлены в любом рабочем положении. Рабочая среда подается под золотник.
298
Таблица 7.25. Основные размеры, мм, чугунных муфтовых клапанов 15кч2бр и 15кч18бр
Клапан	Л	L	1	5	И|		д,	Масса, кг
15кч2бр	70	212	25	30	175	197	140	6,8
15кч18бр	15	90	12	27	105	115	65	0,7
	20	100	14	32	109	121	65	0,9
	25	120	16	41	124	139	80	1,4
	82	140	18	50	148	168	80	2,0
	40	170	20	60	165	182	120	3,5
	50	200	22	70	181	201	140	5,0
Рис. 7.24. Клапан запорный муфтовый типов 15кч18бр, 15кч18р и15кч18к:
1 — корпус; 2 — седло золотника; 3 — золотник; 4 — шпиндель; 5— крышка; 6— гайка накидная; 7— маховик; 8 — набивка сальника
Рис. 7.25. Клапан запорный фланцевый типа 15ч14бр:
1 — корпус; 2— кольцо уплотнительное; 5— золотник; 4 — крышка; 5 — сальник; 6 — втулка резьбовая; 7 — набивка; 8— шпиндель; 9—маховик
Таблица 7.26. Основные размеры, мм, чугунных фланцевых клапанов 15ч14бр и 15кч19бр
Клапан	Л	L	D	К	g	/	ь	1			Д)	Число отверстий z	Масса, кг
15ч14бр	100	350	215	180	158	3	24	18	376	416	200	8	52,0
	125	400	245	210	188	3	26	18	461	514	360	8	78,8
	150	480	280	240	212	3	28	23	543	611	400	8	112,8
	200	600	335	295	268	3	30	23	625	715	400	12	180,0
15кч19бр	25	120	115	85	68	2	14	14	124	139	80	4	3.6
	32	140	135	100	78	2	15	18	148	168	100	4	5,4
	40	170	145	110	88	3	16	18	165	182	120	4	7,4
	50	200	160	125	102	3	20	18	181	201	140	4	10,5
299
Рис. 7.26. Клапан запорный фланцевый типов 15кч19бр (15кч19ри 15кч19к):
1 — корпус; 2— кольцо уплотнительное; 3 — золотник; 4 — шпиндель; 5— крышка; 6— гайка накидная; 7— маховик; 8— набивка сальника
Рис. 7.27. Кран стальной пробковый со смазкой типа КСР-16
Клапаны чугунные запорные фланцевые на ру= 1,6 МПа типов 15ч14бр (рис. 7.25, табл. 7.26) и 15кч19бр (рис. 7.26, табл. 7.26) [103] применяются на трубопроводах для пара и нефтепродуктов температурой до 225 °C. Они могут быть установлены в любом рабочем положении. Рабочая среда подается под золотник.
Краны. В качестве запорной арматуры для вязких сред также используются краны, которые характеризуются небольшим гидравлическим сопротивлением; отсутствием застойных зон в корпусе; надежностью уплотнительных поверхностей; возможностью регулирования потока; малыми массой и габаритными размерами.
Краны стальные пробковые со смазкой на ру = = 1,6 МПа фланцевые типов КСР-16 (с ручным управлением) (рис. 7.27) и КСП-16 (с поршневым пневмоприводом) (рис. 7.28) [126] предназначены для установки на трубопроводах, транспортирующих жидкие нефтепродукты рабочей температурой -40-J-+100 °C. Они имеют фланцевое соединение с присоединительными размерами, соответствующими ГОСТ 12815-80, и могут быть размещены в любом рабочем положении. Краны КСР-16 имеют ручное управление, осуществляющееся с по
мощью рукоятки или маховика через червячный редуктор (Dy = 150 мм), аКСП-16управляются дистационно поршневым пневмоприводом с давлением сжатого воздуха в его цилиндре 0,5—0,8 МПа. Смазку применяют для снижения крутящего момента при управлении краном, а также для улучшения условий герметизации запорного органа. Корпус и пробка изготовляются из углеродистой стали, цилиндр привода — из чугуна, манжеты поршня — из маслостойкой резины. Габаритные и присоединительные размеры этих кранов приведены в табл. 7.27.
Краны чугунные и стальные сальниковые фланцевые с паровым обогревом на ру- 1,6 МПа типов КПО-6 (рис. 7.29), 11с7бк (рис. 7.30), 11с17бк (рис. 7.31), КЦО-16 и КЦОП-16 (рис. 7.32) применяются для трубопроводов, транспортирующих вязкие среды, в любом рабочем положении. Основные технические характеристики их приведены в табл. 7.28 [126]. Они имеют фланцевое соединение с присоединительными размерами, соответствующими ГОСТ 12815-80. Краны управляются вручную, с помощью рукоятки или пневмопривода. Например, кран КЦОП-16 приводится в действие с помощью поршневого пневмопривода двойного действия. Тип затвора — коническая (КПО-6.
300
Таблица 7.27. Габаритные и присоединительные размеры, мм, кранов со смазкой КСР-16 и КСП-16
Кран		L	D	Di	А	b	d	Н	h	1		п	Масса, кг
КСР-16	50	250	160	125	102	14	18	410	130	—	—	4	20
	80	280	195	160	138	17	18	478	158	—	—	4	28,7
	10	300	215	180	158	17	18	535	170	—	—	8	40
	150*	350	280	240	212	21	23	710	195	—	—	8	90
КСП-16	50	250	160	125	102	14	18	400	114	316	220	4	35
	80	280	195	160	138	17	18	460	139	316	220	4	45
	100	300	215	180	158	17	18	530	165	392	223	8	65,7
	150	350	280	240	212	21	23	975	195	732	624	8	210
* С червячным редуктором.
Рис. 7.30. Стальной пробковый кран с паровым обогревом фланцевый 11с7бк
Рис. 7.28. Кран стальной пробковый со смазкой с пнев-
моприводом типа КСГЫ6
Рис. 7.29. Чугунный пробковый кран с паровым обогревом фланцевый КПО-6
Рис. 7.31. Стальной трехходовой пробковый кран с обогревом фланцевый 11с17бк
Таблица 7.28. Основные технические характеристики чугунных и стальных сальниковых кранов с паровым обогревом
Кран	«р. °C	Греющий пар		Dr MM	А-МПа	Ар» МПа	Материал		Набивка сальника
		р, МПа	t, °C				корпуса	пробки	
КПО-6	150	2,51	160	25-80	0,6	0,6	Чугун	Чугун	Пропитанная пенька
11с7бк	400	1,6	400	50; 80	1,0	0,64	Сталь	Сталь	Асбест
11с17бк	400	1,6	400	50; 80	1,0	0,64	»	»	»
КЦО-16	300	0,25	280	50; 80; 100; 150	1,6	1,3	»	»	Пропитанный асбест
КЦОП-16	300	0,25	280	50; 80; 100; 150	1,6	1,3	»	»	То же
301
Таблица 7.32. Основные габаритные и присоединительные размеры, мм, и условная пропускная способность Куу чугунных регулирующих клапанов с ЭИМ
Клапан	ч	L	D	Dy	А	b	d	Н	h	м3/ч, при степени открытия				Масса, кг
										проходного сечения			3, %	
										100	60	40	25	
25ч939нж	25	160	115	85	68	14	14	620	107	16	10	6,3	4	23/25
	40	200	145	110	88	16	18	634	134	40	25	16	10	28,3/33,5
	50	230	160	125	102	17	18	670	160	63	40	25	16	35,5/40,7
	80	310	195	160	138	19	18	720	208	160	100	63	40	67,8/74,8
25ч940нж	25	160	115	85	68	14	14	740	107	16	10	6,3	4	23/25
	40	200	145	110	88	16	18	770	134	40	25	16	10	28,3/33,5
	50	230	160	125	102	17	18	782	160	63	40	25	16	35,5/40,7
Примечание. В числителе указана масса клапанов без ответных фланцев, в знаменателе — с ответными фланцами.
Рис. 7.34. Клапан чугунный регулирующий двухседельный фланцевый с ЭИМ 25ч939нж (25ч940нж) в исполнении НО (НЗ)
нительными размерами по ГОСТ 12817-80. Пропускная характеристика линейная (для клапанов с Dy = 80 ч-300 мм она может быть линейная или равнопроцентная). Перепад давления на регулирующем органе не должен превышать: при Dy = 80 мм — 1,5 МПа; при Dy = 100 мм — 0,7 МПа. Управление им осуществляется с помощью пневматического мембранного исполнительного механизма прямого действия (МИМ ППХ) (ГОСТ 13373-67) [126].
Исполнительные механизмы могут быть изготовлены в следующих вариантах: с центральным (верхним) ручным дублером, с боковым ручным дублером, с позиционером, с боковым дублером и позиционером. Позиционеры (позиционные реле) устанавливаются для снижения рассогласования хода до минимума. Давление управляющего воздуха равно 0,1—0,25 МПа. Полный ход плунжера происходит при изменении давления воздуха от 0,02 до 0,1 МПа. Корпус и крышка выполнены из чугуна; седло, шток и плунжер — из стали марки 20X13; набивка сальника — из пропитанного асбеста [126].
Клапаны регулирующие двухседельные чугунные с электрическим исполнительным механизмом фланцевые на ру = 1,6 МПа (рис. 7.34, табл. 7.32) [126] обозначаются 25ч939нж (Dy = 25, 40, 50 и 80 мм) и 25ч940нж (£)у = 25, 40 и 50 мм). Они предназначены для жидких и газообразных сред рабочей температурой до 220 °C. Их изготовляют и поставляют в соответствии с ТУ 26-07-296-82. Клапаны имеют вертикальное положение на горизонтальном трубопроводе, электроприводом вверх и фланцевое соединение с писоединительны-ми размерами по ГОСТ 12815-80. Пропускная характеристика линейная. Допускается перепад давления на регулирующих органах с D}. = 25, 40 и 50 мм не более 1,5 МПа и с Dy = = 80 мм не более 0,7 МПа. Клапаны 25ч939нж управляются при помощи электрического исполнительного механизма (ЭИМ) типа МЭО-0,63/10-0,25 напряжением 220 В, кла-
304
Таблица 7.33. Основные габаритные и присоединительные размеры, мм, и условная пропускная способность стальных регулирующих клапанов с МИМ
Клапан	Ц	L	D		d2	D,	D.	b	/	d	H	h		n	м3/ч, при степени открытия проходного сечения 0, %		Масса, кг
															100	60	
25с40нж 1МНО	250	730	445	385	345	313	291	39	3	33	1550	530	570	12	1600	1000	525/565
25с42нж 8М НЗ	300	850	510	450	410	364	342	42	4	33	1610	610	570	16	2500	1600	795/816
Примечание. В числителе указана масса клапанов из углеродистой стали, в знаменателе — клапанов из коррозионно-стойкой стали марки 12Х18Н12МЗТЛ.
паны 25ч940нж — при помощи ЭИМ типа ЕС-ПА-02ПВ напряжением 220 В. Корпус и крышка выполнены из чугуна; седло, шток и плунжер — из стали марки 20X13; набивка сальника — из пропитанного асбеста [126].
Клапаны регулирующие двухседельные стальные с пневматическим мембранным исполнительным механизмом фланцевые на ру = 4,0 МПа (рис. 7.35, табл. 7.33)	[126] обозначаются
25с40пж1М НО и 25с42нж8М НЗ. Они предназначены для жидких и газообразных сред рабочей температурой до 300 °C и изготовляются в соответствии с ГОСТ 12893-83. Их можно устанавливать в любом рабочем положении, рекомендуемое положение — пневматическим МИМ вверх. Клапаны имеют фланцевое соединение по ГОСТ 12819-80 с присоединительными размерами, рекомендуемыми ГОСТ 12815-80, и линейную или равнопроцентную пропускную характеристику. Допускается перепад давления в них до 0,7 МПа. Исполнение МИМ может быть следующим: без дополнительных блоков, с верхним ручным дублером, с позиционером, с верхним ручным дублером и позиционером. Корпус и крышка выполнены из углеродистой стали марки 25Л-11; седло, шток и плунжер — из стали марки 20X13; прокладка — из паро-нита; набивка сальника — из пропитанного асбеста [126].
Клапаны регулирующие двухседельные столы ные с пневматическим мембранным исполнительным механизмом фланцевые на ру = 6,3 МПа (табл. 7.34) [126] имеют условные обозначения 25с48нжМ1, 25с50пжМ1, 25нж48нжМ1 и
Рис. 7.35. Клапан стальной регулирующий двухседельный фланцевый с МИМ 25с40нж (25с42нж) в исполнении НО (НЗ)
25нж50нжМ1 (Dy = 25, 50 и 80 мм) и предназначены для жидких и газообразных сред рабочей температурой до 200 °C, а также 25с48нжМ,	25с50нжМ, 25нж48нжМ и
25нж50нжМ (£>у = 50, 80, 100, 150 и 200 мм), которые используются для жидких и газообразных сред рабочей температурой до 300 °C. Первые клапаны изготовляют и поставляют в соответствии с ТУ 26-07-208-77 и ОСТ 26-07-1023-80, вторые — в соответствии с ТУ 26-07-1253-80 и ОСТ 26-07-1023-80. Можно устанавливать их в любом рабочем положении, рекомендуемое положение — вертикальное, пневмоприводом МИМ вверх.
305
306
Таблица 7.34. Основные габаритные и присоединительные размеры, мм, и условная пропускная способность Куу стальных регулирующих клапанов с МИМ
Клапан	Пу	L		D	Л				b	d	4	<4	н	h		п	м3/ч, при степени открытия проходного сечения, %		Масса, кг
																	100	60	
25с48нжМ1 НО;	25	210	326	135	100	68	58	42	20	18	33	25	530	110	250	4	16	10	36/42
25с50нжМ1 НЗ;	50	300	438	175	135	102	88	72	23	22	58	47	660	168	310	4	63	40	62/79
25нж48нжМ1 НО; 25нж50нжМ1 НЗ	80	380	530	210	170	133	121	105	27	22	90	77	860	210	380	8	160	100	107/125
25с48нжМ НО;	50	300	—	175	135	102	88	72	23	22	—	—	660	160	310	4	63	40	56/69
25с50нжМ НЗ;	80	380	—	210	170	133	121	105	27	22	-	—	860	210	380	8	160	100	101/126
25нж48нжМ НО;	100	430	—	250	200	158	150	128	29	26	—	—	1110	280	460	8	250	160	151/185
25нж50нжМ НЗ	150	550	—	340	280	212	204	182	35	33	-	—	1170	360	4b0	8	630	400	214/320
	200	650	-	405	345	285	260	238	41	33	-	-	1480	460	570	12	1000	630	483/592
25с52нж НО;	80	380	—	210	170	133	121	105	27	22	—	—	1080	210	380	8	160	100	98/123
25с54нж НЗ;	100	430	—	250	200	158	150	128	29	26	—	—	1310	285	460	8	250	160	140/174
25нж52нж НО; 25нж54нж НЗ	150	550	—	340	280	212	204	182	35	33	—	—	1370	355	460	8	630	400	230/306
Примечание. Указана масса клапанов совместно с МИМ, укомплектованным позиционером и ручным дублером. В числителе дана масса клапанов без ответных фланцев, в знаменателе — с ответными.
Исполнение НО
Рис. 7.36. Клапан стальной регулирующий двухседельный с ребристой крышкой фланцевый с МИМ 25с52нж (25с54нж) в исполнении НО (НЗ)
Эти клапаны имеют фланцевое соединение (ГОСТ 12819-80) с присоединительными размерами по ГОСТ 12815-80. Поставляют МИМ ППХ в следующих исполнениях: без дополнительных блоков, с верхним ручным дублером, с позиционером, с верхним ручным дублером и позиционером. Пропускная характеристика их линейная или равнопроцентная. Допускается перепад давления у клапанов с Dy = 25 и 50 мм до 2 МПа, а у клапанов с Dy = 80 мм до 1,2 МПа. Корпус и крышка выполнены из углеродистой стали марки 25Л-11; седло, шток и плунжер — из стали марки 20X13; прокладка — из паронита;
А	н
Рис. 7.37. Регулирующий клапан из коррозионно-стойкой стали односедельный фланцевый с паровым обогревом И 65230
набивка сальника — из пропитанного асбеста [126].
Клапаны регулирующие двухседельные стальные с ребристой крышкой с пневматическим мембранным исполнительным механизмом фланцевые на ру = 6,3 МПа (рис. 7.36, табл. 7.34) имеют условные обозначения 25с52нж НО, 25с54нж НЗ, 25нж52нж НО и 25нж54нж НЗ и предназначены для установки на трубопроводах, транспортирующих жидкие и газообразные среды с рабочей температурой до 450 °C [126].
Клапаны регулирующие односедельные с паровым обогревом из коррозионно-стойкой стали на ру= 7,6 МПа с пневматическим мембранным исполнительным механизмом фланцевые в исполнении НЗ (рис. 7.37, табл. 7.35) [126] имеют условное обозначение И 65230. Они предназначены для вязких сред, требующих подогрева до 200 °C, изготовляются в сответствии с ОСТ 26-07-1023-74 и могут устанавливаться в любом рабочем положении, рекомендуемое положение — вертикальное на горизонтальном трубопроводе, МИМ вверх. Клапаны имеют фланцевое соединение с присоединительными размерами по ГОСТ 12815-80. Пропускная характеристика линейная. Уплотнительные кольца в рабочем органе или оба из металла, или одно
Таблица 7.35. Основные габаритные и присоединительные размеры, мм, и условная пропускная способность Кру регулирующего клапана с паровым обогревом
Клапан		L	Н	h	D	D,		а,	I	b	d	n	Кц, м’/Ч	Масса, кг
И 65230	80	310	865	145	195	160	138	121	—	17	18	4	63	70
	150	480	1160	275	280	240	212	201	—	24	23	8	100	211
307
Таблица 7.36. Основные технические характеристики регуляторов давления
Параметр		Номинальное значение												
Условный проход Dy, мм		6	10	15	20	25	32	40	50	65	80	100	150	200
Условное давление ру, МПа		0.63; 1,6; 2,5; 4,0; 6,3; 10; 16												
		20											—	—
		25						—	—	—	—	—	—	—
		32								-	—	-	-	-
		40								—				
Условная пропускная способность	м5/ч, при степени открытия проходного сечения р, %	100	1,0	16	2,5	4,0	6,3	10	16	25	40	63	100	250	400
	60	0,63	1,0	1,6	2,5	4,0	6,3	10	16	25	40	63	. 160	250
	40	0,4	0,63	1,0	1,6	2.5	4,0	6,3	10	16	25	40	100	160
	25	-	0,4	0,63	1,0	1,6	2,5	4,0	6,3	10	16	25	63	100
из металла, второе из фторопласта-4. Работает МИМ от сжатого воздуха давлением 0,25 МПа. Клапан имеет позиционер, сигнализатор крайних положений и боковой ручной дублер. Допустимый перепад давления на рабочем органе до 1,6 МПа. Для обогрева его в паровую рубашку подается пар температурой 190 °C при давлении 0,8 МПа, спуск конденсата осуществляется через резьбовое отверстие в нижней части рубашки, закрываемое пробкой-заглушкой. Корпус и крышка выполнены из стали марки 10Х18Н9ТЛ или 10Х18Н12МЗТЛ; седло и плунжер — из стали марки 08Х18Н10Т с наплавкой сплава повышенной стойкости ЦН6; набивка сальника — из фторопласта-4 [126].
Регуляторы давления. Они служат для автоматического регулирования в трубопроводе давления рабочей среды на заданпОхМ уровне путем изменения ее расхода.
В зависимости от направления потока они могут регулировать давление «после себя» и «до себя», отличаются друг от друга расположением клапанов и присоединением импульсной трубки, соединяющей мембранную
камеру с регулируемой стороной трубопровода [126].
Применяются регуляторы прямого действия, у которых мембрана и клапан действуют в зависимости от давления в линии, и приводные, работающие с помощью дополнительного клапана, редуктора или других приборов.
Регуляторы давления подразделяются па: рычажные — равновесие клапана достигается грузом, подвешенным на рычаге; пружинные— равновесие устанавливается пружиной.
Основные характеристики регуляторов (табл. 7.36) должны соответствовать ГОСТ 12678-80.
Регуляторы давления прямого действия «после себя» и «до себя» двухседельные чугунные нару -1,6 МПа рычажные фланцевые (рис. 7.38, табл. 7.37) [126] имеют условные обозначения 21ч10пж (с действием «после себя») и 21ч12нж (с действием «до себя»). Они предназначены для жидких и газообразных нефтепродуктов при рабочей температуре -15-ь+ЗОО °C, используются для поддержания давления в диапазоне 0,015—1,3 МПа,
Таблица 7.37. Основные габаритные и присоединительные размеры, мм, а также условная пропускная способность Куу регуляторов давления 21ч10нж и 21ч12нж
ч	L	D	Dx	п2	Оз	Н	н,	h	h	d	п	к15, м3/ч
50	230	160	125	102	88	650	375	155	13	18	4	40
80	310	195	160	1.38	121	710	415	200	17	18	4	100
100	350	215	180	158	150	770	450	230	17	18	8	160
150	480	280	240	212	204	835	505	300	19	23	8	400
308
Рис. 7.38. Регуляторы давления:
а — с действием «после себя» (21ч10нж); б— то же, «до себя» (21ч12нж)
имеют вертикальное расположение па горизонтальном трубопроводе, МИМ верх. К трубопроводу их присоединяют при помощи фланцев (ГОСТ 12821-80) с присоединительными размерами по ГОСТ 12815-80. В мембранную головку регулятора заливают воду, которая служит в качестве управляющей сре-
Исполнение «после себя» Исполнение «до себя»
Рис. 7.39. Регулятор давления 21с10нж (21с12нж)
ды, передающей на мембрану давление рабочей среды. Температура управляющей среды внутри мембранной головки допускается не выше 90 °C. Корпус и крышка выполнены из чугуна; седло и плунжер — из стали марки 20X13; прокладка — из паронита; набивка сальника — из пропитанного асбеста. При рабочей температуре 300 °C допускается рабочее давление 1,3 МПа [126].
Регуляторы давления прямого действия «после себя» и «до себя» двухседелъные стальные на ру = 1,6 МПа рычажные фланцевые (рис. 7.39, табл. 7.38) [126] имеют условные обозначения 21с10нж и 21нж10нж (исполнение «после себя»), а также 21 с 12нж и 21 нж 12нж (исполнение «до себя»). Они предназначены для установки на трубопроводах, транспортирующих
Таблица 7.38. Основные габаритные и присоединительные размеры, мм, а также условная пропускная способность Куу регуляторов давления 21с10нж, 21с12нж, 21нж10нж и 21нж12нж
ч	L	D	Dt	/)2	д,	D4	Н		h	b	d	п	м:,/ч
50	230	160	125	102	88	72	637	375	160	17	18	4	40
80	310	195	160	138	121	105	690	470	210	19	18	8	100
100	350	230	190	158	150	128	750	540	280	21	22	8	160
150	480	300	250	212	204	182	815	540	360	27	26	8	360
309
жидкие и газообразные среды при рабочей температуре до 300 °C, и для поддержания давления в диапазоне 0,015—1,3 МПа. Регуляторы устанавливаются на горизонтальных трубопроводах вертикально, МИМ вверх и имеют фланцевое соединение (ГОСТ 12819-80) с присоединительными размерами по ГОСТ 12815-80. В процессе эксплуатации в мембранную головку регулятора заливают воду, которая служит в качестве управляющей среды, передающей на мембрану давление рабочей среды. Температура управляющей среды внутри мембранной головки допускается не выше 90 °C. Корпус и крышка выполнены из стали марки 25Л-П (для регуляторов 21с10нж), 21с12пж и марки 12Х18Н9ТЛ (для регуляторов 21нж10нж, 21нж12нж); плунжер, седло, шток, диск — из стали марки 20X13 (для регуляторов 21с10нж, 21с12нж) и марки 14Х17Н2 (для регуляторов 21нж10нж, 21нж12нж); верхняя чашка — из чугуна; прокладка — из паронита; набивка сальника — из пропитанного асбеста или (по требованию заказчика) из колец фторопласта-4. При рабочей температуре 300 °C допускается рабочее давление 1,4 МПа [126].
7.7. Предохранительная арматура трубопроводов мазутного хозяйства
Клапаны. Отсечные клапаны предназначены для быстрого автоматического отключения подачи потока среды (рабочего тела) при превышении заданного давления.
Отсечные клапаны НЗ из коррозионно-стойкой стали на ру = 1,6 МПа с пневматическим мембранным исполнительным механизмом с паровым обогревом фланцевые типа УФ 96304 (рис. 7.40, табл. 7.39) применяют для вязких сред, требующих подогрева до 100 °C. Устанавливаются они на горизонтальном трубопроводе вертикально, пневмоприводом вверх и имеют фланцевое соединение с присоединительными размерами в соответствии
Рис. 7.40. Отсечной клапан с паровым обогревом с пневмоприводом УФ 96304
с ГОСТ 12815-80. Работает МИМ от сжатого воздуха давлением 0,25 МПа. В случае аварийного отключения подачи воздуха имеется верхний ручной дублер. Для обогрева клапана используются пар или вода температурой 100 °C, которые подаются в паровую рубашку, состоящую из двух полостей: верхней и нижней. Для выпуска конденсата в нижней части рубашки предусмотрена трубка. Клапаны изготавливают из коррозионностойкой стали марки 10Х18Н12МЗТЛ [126].
Отсечной быстродействующий мазутный клапан с электрическим исполнительным механизмом на ру = 6,4 МПа фланцевый (рис. 7.41) [127] выполнен на базе корпусов фланцевых клапанов с Dy = 50 или 80 мм. Запорный орган состоит из тарелки с рычагом. Соединение рычага с тарелкой подвижное, что обеспечивает правильную посадку запорного органа на седло. Установлен ЭИМ вертикально на горизонтальном трубопроводе. На нижней части сердечника электромагнита закрепле-
Таблица 7.39. Основные габаритные и присоединительные размеры, мм, отсечных клапанов с обогревом типа УФ 96304
	L	Н	h	D	Dt	D,		/	Масса, кг
40	250	700	118	145	no	88	75	260	45
50	280	825	140	160	125	102	88	300	51,5
310
Рис. 7.41. Быстродействующий отсечной мазутный клапан
на серьга, с которой соединена защелка. При нормальной работе котла электромагнит обесточен; ЭИМ рассчитан на кратковременный режим работы и находится под током только в момент закрытия клапана. В случае повышения давления на электромагнит подается ток напряжением 220 В, вызывающий движение сердечника с защелкой вверх. Одновременно под влиянием груза рычаг опускается вниз и тарелка садится на седло, прикрывая ход потока [127].
Отсечной быстродействующий мазутный клапан на ру - 4,0 МПа фланцевый, разработанный Башкирэнерго (рис. 7.42) [127], выполнен на базе корпусов фланцевых обратных поворотных затворов типа КОП-40 с Dy = 80 мм. Эти клапаны устанавливаются на горизонтальном трубопроводе крышкой вверх. Тарелка 7, шарнирно подвешенная на серьге 2, кривошипом 3 соединена с валом, на одном конце которого закреплен рычаг 4 с грузом 5. Уплотнение вала с крышкой сальниковое. Во время работы клапан находится в открытом положении, что обеспе-
Рис. 7.42. Быстродействующий отсечной мазутный клапан конструкции Башкирэнерго
чивается установленным на нем замком 6. Для закрытия клапана следует выдернуть рукоятку и при помощи груза создать крутящий момент, вдвое больший момента сопротивления вращению вала в сальнике и давлению среды, в результате этого тарелка упадет на седло 7 и перекроет проходное сечение клапана. Для открытия клапана предусматривается байпасная линия, необходимая для выравнивания давления до и после него. Затем, чтобы открыть клапан, необходимо вручную повернуть рычаг 4 вверх по часовой стрелке до тех пор, пока он не попадет в паз фиксатора. Фиксатор, шарнирно соединенный с рукояткой, удерживается пружиной [127].
Отсечной быстродействующий мазутный клапан с электрическим исполнительным механизмом па ру = 4,0 МПа (рис. 7.43) [127] состоит из корпуса 1 и крышки 2 клапана с Dy = 50 мм. Мазут подается на тарелку 3, соединенную с нижним штоком 4 и гайкой 5. Связь тарелки с нижним штоком шарнирная. Шток направляется диском 6, расположенным в крышке. В клапане предусмотрена малая тарелка, выполненная на конце штока и предназначенная для выравнивания давления до
311
Рис. 7.43. Быстродействующий отсечной мазутный клапан:
а — общий вид; б— схема включения
и после клапана в момент его открытия. Нижний 4 и верхний 7 штоки соединяются торцевой 8 и накидной 9 гайками. Верхний шток посредством тяг 10 связан с рычагом 77. К одному концу его приварен диск с пазом, а на другом установлен груз, предназначенный для восприятия выталкивающих усилий среды, действующих на шток. Электромагнит постоянного тока типа ЭВ-3 с сердечником расположен в коробке, прикрепленной к кронштейну крышки клапана. На сердечнике установлена пружина, предназначенная для удержания защелки в пазу диска. В случае аварийной ситуации на обмотку электромагнита подается напряжение, что вызывает движение сердечника вверх. За-
Таблица 7.40. Основные технические характеристики обратных стальных клапанов для ру = 0,25 + 2,5 МПа
Условное давление МПа	УСЛОВНЫЙ проход Д, мм	Температура рабочей среды, °C	Присоединение к трубопроводу
0,25	50	-30 + +50	Фланцевое
	80		
	100		
	150		
	200		
	250		
	300		
	400		
1,6	15	-30 +225	Муфтовое
	20		
	25		Фланцевое, муфтовое
	32		
	40		
	50		
	65		
	80		
	100		Фланцевое
	150		
	10	-60 ++420	Штуцерное
	25		Фланцевое, под приварку
	40		
	50		
	65		
	80		
	100		
	150		
2,5	15	-50+-+100	Муфтовое
	25		
	32		
	40		
	50		
	32	-30 4- +300	Фланцевое
	40		
	50		
	65		
	80		
щелка выходит из зацепления с диском, тарелка под действием груза и давления среды падает на седло, и клапан закрывается. Для открытия клапана необходимо выравнять давление до и после клапана. Затем поочередно открываются малая и большая тарелки, диск входит в зацепление с защелкой,
312
Таблица 7.41. Основные технические характеристики обратных стальных клапанов для ру = 4 + 16 МПа
Условное давление рг МПа	Условный проход Dy, мм	Температура рабочей среды, °C	Присоединение к трубопроводу
4,0	40	-55 ++100	Фланцевое, под приварку
	50		
	65		
	80		
	100		
	150		
	200		
6,3	15	-60 + +600	Муфтовое, под приварку
	20		
	25		Фланцевое, муфтовое, под приварку
	32		
	40		
	50		
	65		
	80		
	100		
10	25	-50 + +350	Под приварку
	50		
16	15	-60 + +600	Муфтовое, под приварку
	20		
	25		Фланцевое, муфтовое, под приварку
	32		
	40		
	50		
	65		
	80		
	100		
Таблица 7.42. Основные габаритные и присоединительные размеры» мм, обратных клапанов муфтовых КП-160
ч	d	L	1	Н	5,5,	Масса, кг
15	1/2"	90	15	102	41	1,9
20	3/4"	110	19	126	50	2,8
25	1"	130	19	135	55	4,5
Рис. 7.44.Клапан обратный подъемный муфтовый КП-160
которая опускается под действием пружины. Напряжение с электромагнита снимается, и клапан остается в открытом положении [127].
Обратные клапаны (затворы) предназначаются для отключения трубопроводов при изменении направления движения потока. Подразделяются они на подъемные и поворотные.
Клапаны, устанавливаемые на конце всасывающей линии, снабжены предохранительной сеткой и называются приемными.
Обратные клапаны всегда находятся в открытом состоянии при постоянных давлении и напоре потока.
В случае появления обратного потока давление за клапанами повышается, и у подъемных обратных клапанов тарелка затвора за счет собственной массы и перепада давления садится на седло, а у обратных поворотных затворов закрытие осуществляется в результате поворота диска.
Для повышения чувствительности к перемене направления движения потока подъемные клапаны снабжаются пружиной, а поворотные затворы — грузом, закрепляемым на диске. Пружина служит для прижатия золотника подъемного клапана к седлу, в поворотном обратном затворе для этой же цели используется груз [124].
Обратные клапаны, работающие с вязкими застывающими средами, могут быть оборудованы паровыми рубашками для обогрева корпуса. Рубашка сделана из отрезка трубы, вваренной между присоединительными фланцами корпуса [126].
Основные технические характеристики обратных клапанов должны соответствовать ГОСТ 27477-87 (табл. 7.40 и 7.41).
Клапаны обратные подъемные муфтовые на ру = 16 МПа КП-160 (рис. 7.44, табл. 7.42) [126] предназначены для жидких нефтепродуктов рабочей температурой до 300 °C. Они имеют горизонтальное расположение крышкой вверх и присоединяются к трубопроводу муфтами с внутренней трубной резьбой. Рабочая среда подается под золотник. Основные детали изготовляют из стали марок 25, 15Х5М, 12Х18Н9Т и 10Х17Н13М2Т [126].
313
Таблица 7.43. Основные габаритные и присоединительные размеры, мм, обратных затворов фланцевых КОП-160
	L	D	Di		D,	f	b	d	H	DK	n	Масса, кг
50	300	195	145	115	95	8	27	27	256	250	4	63,4
80	400	230	180	150	130	8	33	n	298	302	8	98
100	450	265	210	175	160	8	37	30	330	355	8	168
150	650	350	290	250	205	10	47	33	430	455	12	350
Таблица 7.44. Основные габаритные и присоединительные размеры, мм, обратных затворов фланцевых КОП-40
	L	D	D.		D-s	b	d	H	D.	n	Масса, кг
50	230	160	125	102	88	17	18	170	210	4	24
80	310	195	160	138	121	19	18	185	240	8	37
100	350	230	190	162	150	21	23	225	280	8	57
150	480	300	250	218	204	27	27	285	340	8	81
200	550	375	320	280	260	35	30	340	430	12	166
Рис. 7.45. Обратный поворотный затвор фланцевый КОП-160
Рис. 7.46. Затвор обратный поворотный КОП-40
Затворы обратные поворотные фланцевые на ру = 76ЛЯЬКОП-160 (рис. 7.45, табл. 7.43) [126] предназначены для неагрессивных с рабочей температурой до 450 °C (исполнение I) и агрессивных температурой—до 600 °C (исполнение II) нефтепродуктов. Их устанавливают на горизонтальном трубопроводе крышкой, а на вертикальном трубопроводе уплотнительной поверхностью седла корпуса вверх. Они имеют фланцевое соединение (ГОСТ 12819-80) с присоединительными размерами в соответствии с ГОСТ 12815-80. Рабочая жидкость подается под диск. Уплотнительные поверхности седла корпуса и диска наплавлены коррозионно-стойкой сталью. Корпус, крышка, серьга, диск, кронштейн выполнены из углеродистой или коррозионно-стойкой стали, прокладка —из коррозионно-стойкой стали марки 10Х18Н9ТЛ [126].
Затворы обратные поворотные фланцевые на ру = 4,0 МПа КОП-40 (рис. 7.46, табл. 7.44)
[126] предназначены для агрессивных нефтепродуктов рабочей температурой до 600 °C. Их устанавливают на горизонтальном трубопроводе крышкой, а на вертикальном уплотнительной поверхностью седла корпуса вверх. Они имеют фланцевое соединение (ГОСТ 12819-80) с присоединительными размерами в соответствии с ГОСТ 12815-80. Рабочая жидкость подается под диск. Уплотнительные поверхности седла корпуса и диска наплавлены сплавом повышенной стойкости. Корпус, крышка, кронштейн выполнены из коррозионно-стойкой стали, диск и серьга— из стали 30X13, прокладка — из стали марок 10Х18Н9ТЛ и 30X13 [126].
Затворы обратные приемные с сеткой фланцевые 16ч42р (рис. 7.47, табл. 7.45) [126] предназначены для неагрессивных сред рабочей температурой до 50 °C. Конструкция их и технические требования регламентированы
314
D
Рис. 7.47.Чугунный приемный затвор с сеткой 16ч42р
КА 44075 (КЗ 44067.02)
Рис. 7.48. Чугунные обратные поворотные затворы Л 44075, КА 44075 и КЗ 44067
Таблица 7.45. Основные габаритные и присоединительные размеры, мм, обратных приемных затворов 16ч42р
	L	D	0.	О2	О,	b	d	h	п	Масса, кг
50	165	140	по	90	85	13	14	84	4	3,8
80	235	185	150	128	120	15	18	120	4	8
100	285	205	170	148	140	15	18	156	4	11
150	395	260	225	202	200	17	18	216	8	24
200	485	315	280	258	265	19	18	274	8	42
250	575	370	335	312	370	20	18	290	12	98
300	665	435	395	365	440	20	23	344	12	145
400	778	535	495	465	645	24	23	390	16	210
ТУ 26-07-411-87. Они имеют фланцевое соединение с присоединительными размерами в соответствии с ГОСТ 12815-80. Сетка необходима для защиты насоса от попадания твердых частиц. Запорный орган затворов с Dy = 504-200 мм имеет одну захлопку, затворов с Z)v = 250 и 300 мм — две захлопки, а затворов с Dy - 400 мм — четыре захлопки. Эти затворы
устанавливают на вертикальном трубопроводе сеткой вниз. Корпус, плита и захлопка изготовляются из чугуна, сетка — из стали, крестовина — из алюминиевого сплава, прокладка — из картона [126].
Затворы обратные поворотные фланцевые на ру = 1,6 МПа типов КА 44075, Л 44075 и на ру = 1,0 МПа типа КЗ 44067 (рис. 7.48, табл. 7.46) [126] предназначены для трубопроводов, транспортирующих нефть и нефтепродукты (в том числе мазуты) рабочей температурой до 300 °C. Их устанавливают па горизонтальных трубопроводах с горизонталь-
пым расположением оси захлопки выше оси трубопровода, па вертикальных трубопроводах входным патрубком вниз. Рабочая жидкость подается под захлопку. Затворы присоединяют к турбопроводу ответными фланцами, стягиваемыми шпильками. Корпус и захлопка выполнены из чугуна, прокладка — из пароиита [126].
Затворы обратные поворотные чугунные на
Рис. 7.49. Затвор обратный поворотный фланцевый 19ч16р (19ч16бр)
Рис. 7.50. Затвор обратный поворотный фланцевый 19с17бр (19с17нж)
315
Таблица 7.47. Основные габаритные и присоединительные размеры, мм, обратных чугунных поворотных затворов 19ч16бр
Dy	L	D	К	g	f	b	I	U	Di	D2		4	d()	Число отверстий,z	Масса, кг
100	350	215	180	158	3	24	18	185	204	260	—	—	—	8	43,2
150	480	280	240	212	3	26	23	242	280	340	—	—	—	8	95,0
200	500	335	295	268	3	26	23	302	348	380	—	—	—	8	133,0
250	600	390	350	320	3	28	23	342	430	445	—	—	—	12	200,0
300	700	440	400	370	4	28	23	352	496	485	—	-	—	12	248,0
400	900	565	515	482	4	32	25	468	616	635	465	80	240	16	480,0
Таблица 7.48. Основные габаритные и присоединительные размеры, мм, обратных стальных поворотных затворов 19с17бр (19с17нж)
ч	L	D	К	g	&	f	/1	b	I	H	Dx	Число отверстий z	Масса, кг
50	230	160	125	102	88	3	4	20	18	155	170	4	20,0
80	310	195	160	138	121	3	4	22	18	175	205	8	36,8
100	350	230	190	162	150	3	4,5	24	23	205	250	8	53,0
150	480	300	250	218	204	3	4,5	30	25	265	330	8	112,0
200	550	375	320	285	—	3	—	38	30	295	400	12	210,0
300	750	510	450	410	—	4	—	46	34	408	550	16	430,0
400	950	655	585	535	-	4	-	58	41	490	700	16	950,0
Примечание. 1. Клапаны типа 19с 17нж изготавливаются по желанию заказчика. 2. По требованию заказчика выпускаются также клапаны типа 19с17бр с Dy = 50 + 150 мм для коррозионных сред на Д, = 4,0 МПа при температуре до 300 °C.
ру = 1,0 и 1,6 МПа типа 19ч16бр с латунными уплотнительными кольцами (рис. 7.49, табл. 7.47) [103] предназначены для нефтепродуктов рабочей температурой до 50 °C.
Затворы обратные поворотные стальные на
ру ~ 4,0МПа(рис. 7.50,табл. 7.48) типа 19с17бр с латунными уплотнительными кольцами предназначены для нефтепродуктов рабочими температурами до 225 и 425 °C (типа 19с17нж с кольцами из нержавеющей стали) [103].
Глава 8 АЛГОРИТМ И МЕТОДИКА РАСЧЕТА МАЗУТОПРОВОДОВ И ПАРОВЫХ СПУТНИКОВ
8.1. Системы подогрева мазутопроводов и арматуры
В настоящее время для подогрева мазутопроводов и арматуры применяется главным образом пар. Это обусловливается относительной простотой получения пара с необходимыми параметрами на ТЭС или в котельной. Как теплоноситель он характеризуется способностью передавать при конденсации большое количество теплоты и, самое главное, возможностью транспортирования по трубопроводам.
Для подогрева мазутопроводов используются паровые спутники. Паровой спутник представляет собой паропровод, расположенный параллельно обогреваемому мазутопроводу и приваренный по всей его длине. Сверху мазу-топровод и паровой спутник покрываются общим теплоизоляционным слоем. Принципиальная схема парового спутника с мазутопро-водом представлена на рис. 8.1.
В мазутных хозяйствах электростанций и котельных основной целью паровых спутников трубопроводов является сохранение по-
Рис. 8.1. Принципиальная схема подогрева мазутопрово-да паровым спутником:
1 — мазутопровод; 2 — паропровод; 3 — теплоизоляция;
4 — подкладка; 5 — листовая ,сталь
стоянной температуры мазута при его транспортировании или к резервуарам хранения и раздачи, или по территории станции к котельным установкам. Выполнение этого условия возможно лишь тогда, когда потери теплоты мазутопроводом полностью возмещаются тепловосприятием от спутника. Это вносит принципиальное отличие в методы расчета и самих мазутопроводов, и их тепловой изоляции.
Для удобства понимания происходящих под кожухом изоляции тепловых процессов на рис. 8.1 представлена принципиальная схема подогрева мазутопровода паровым спутником. На практике используются схемы не только с одним, но и с двумя паровыми спутниками; причем располагаются паровые спутники независимо от их числа только в нижней части мазутопроводов.
На рис. 8.2 представлены различные схемы размещения мазутопровода, паровых спутников и тепловой изоляции. Там же показаны все основные геометрические характеристики, необходимые в дальнейшем для расчета тепловой изоляции мазутопроводов.
Если применяется один спутник (рис. 8.2, я), то он обычно располагается снизу обогреваемого трубопровода, вплотную к нему, смещаясь в сторону лишь у опор; при двух спутниках (они также устанавливаются снизу трубопровода) — симметрично. Их размещение относительно обогреваемого трубопровода может быть различно.
Чаще всего применяются два способа расположения:
1) с расстоянием между осями спутников.
317
Рис. 8.2. Схемы относительного расположения мазуто-провода, паровых спутников и изоляции
равным радиусу обогреваемого трубопровода (рис. 8.2, б);
2) расстояние между спутниками задается в соответствии с размерами опоры, а спутники устанавливаются вплотную к трубопроводу (рис. 8.2, в).
Число спутников, их диаметр и параметры греющего пара зависят от температуры и диаметра обогреваемого трубопровода. Диаметр паропроводов-спутников обычно выбирается 25—76 мм, давление пара — 0,3— 1,0 МПа.
Обогреваемый трубопровод размещается совместно со спутниками [160] в одном изоляционном кожухе, который монтируется обычно из гибких металлов, а также мипера-
ловатных теплоизоляционных матов, матов из стеклянной ваты, минерального войлока, асботкани и других материалов (см. § 8.3).
При эксплуатации могут возникнуть повреждения изоляции, причиной которых является неправильная совместная прокладка мазуто- и паропровода. Часто ошибочно производят наложение изоляции непосредственно на мазуто- и паропровод без стального кожуха. В этом случае вследствие различных тепловых удлинений мазуто- и паропровода изоляция может быть повреждена.
Говоря о механизме тепловых процессов под кожухом изоляции, следует отметить, что мазутопровод обогревается в результате двух одновременно происходящих процессов передачи теплоты от поверхности спутника мазутопроводу за счет теплового излучения и естественной конвекции нагретого воздуха внутри изоляционного кожуха.
Для лучшего обтекания парового спутника воздухом между ним и изоляцией устраивается с помощью специальной подкладки зазор, равный примерно 10 мм (см. рис. 8.1).
Теплота, переданная за счет теплопроводности при касании спутников стенки мазуто-проводов (см. рис. 8.1 и 8.2, а, в), считается обычно пренебрежимо малой по сравнению с теплотой первых двух тепловых процессов.
В зависимости от конструкции изоляционного кожуха площадь обогрева трубопровода может быть различна. Наиболее просто изоляционная конструкция выполняется путем непосредственного обертывания трубопровода и спутника (спутников) слоем изоляции. При этом образуется естественный «угол обогрева», определяющий площадь обогреваемой поверхности. Как правило, «угол обогрева» оказывается менее 180°. С помощью специальных гофрированных прокладок, укрепляемых в трубопроводах, этот угол может быть увеличен. Можно смонтировать изоляционную конструкцию, у которой вся поверхность трубопровода будет омываться подогретым от спутника воздухом внутри изоляционного кожуха (так называемый полный обогрев).
Известно [160], что наиболее выгодной
318
является изоляционная конструкция, при которой обогревается половина поверхности трубопровода («угол обогрева» равен 180°). Дальнейшее увеличение обогреваемой поверхности практически не приносит выгоды; лишь для трубопроводов очень малого (менее 100 мм) диаметра полный обогрев дает некоторый дополнительный эффект, но вместе с тем приводит к увеличению затрат па монтаж сложной изоляционной конструкции с воздушным зазором вокруг трубопровода.
На практике чаще всего применяют две конструкции изоляционного кожуха: с естественным «углом обогрева» и с «полуобогревом».
Первую, наиболее простую в изготовлении, но менее эффективную следует применять преимущественно при невысоких температурах теплоносителя (50—80 °C). При более высоких его температурах предпочтительнее конструкция с «полуобогревом».
Несмотря на очевидные преимущества, паровой подогрев имеет ряд недостатков. Температура подогрева мазута паром обычно не превышает 150 °C, при этом температурный режим трудно поддается регулированию.
Во избежание замерзания конденсата при подогреве трубопроводов и оборудования, расположенного на открытом воздухе, пар приходится подавать безостановочно, что приводит к его перерасходу и низкой эффективности применения (см. гл. 7).
Обогрев арматуры осуществляется путем подачи пара в специальные паровые рубашки. Конструкция арматуры с паровым обогревом приведена ниже.
Электроподогрев. Применение для подогрева арматуры и трубопроводов электронагревателей выявило ряд преимуществ по сравнению с использованием паровых спутников. Электроподогрев особенно эффективен при необходимости периодического подогрева, регулирования температурных режимов, а также при подогреве арматуры. Этот процесс очень удобен при автоматизации.
Системы электроподогрева трубопроводов делятся па две основные группы [153]:
прямого подогрева, когда ток пропускается непосредственно через обогреваемый трубопровод;
косвенного подогрева, когда трубопровод получает теплоту от пагрсватсля-спутпика, проложенного параллельно или спирально намотанного па трубопровод. К этой группе относятся системы подогрева с использованием нагревательных кабелей и лент, а также с применением поверхностного эффекта.
Прямой импедансный подогрев. Из систем прямого подогрева наибольшее распространение получил прямой подогрев трубопроводов, называемый импедансным. При этом способе ток с переменным напряжением подается к концам обогреваемого участка трубы. Название «импедансный» связано с тем, что количество теплоты, выделяемое в стальных трубопроводах при прохождении через них электрического тока, определяется электромагнитными свойствами стали. Нагрев вызывается некоторым эквивалентным или импедансным сопротивлением трубопровода переменному току [153].
При импедансном подогреве по трубопроводу, играющему роль проводника, протекает переменный ток большой силы и низкого напряжения и нагревает его стенки.
При надземной прокладке необходима элсктроизоляция между опорами и трубопроводом. Электробезопаспость системы прямого подогрева обеспечивается значением напряжения, подаваемого через понижающие трансформаторы, равным 50—60 В. Так как сам трубопровод является нагревателем, исключается возможность выхода системы подогрева из строя.
К преимуществам системы прямого подогрева относятся надежность, простота обслуживания, возможность применения системы как на новых, так и на действующих трубопроводах.
Недостатками прямого подогрева являются: использование питающего тока пониженного напряжения (50—60 В), что требует установки больших и дорогостоящих трансформаторов; необходимость электроизоляции обогреваемого трубопровода от другого оборудова
319
ния; сложность обогрева отводов и арматуры. Эти недостатки являются причиной неширокого применения систем прямого подогрева.
Система подогрева на основе поверхностного эффекта. Для протяженных трубопроводов диаметром до 700 мм может быть использован поверхностный эффект, возникающий при коаксиальном расположении проводников тока в трубопроводе. Подогрев осуществляется с помощью нагревательных трубопроводов-спутников, привариваемых по всей длине нагреваемого трубопровода, в которых прокладывается токоведущий кабель [153]. Питающий ток проходит по кабелю и возвращается к источнику напряжения через трубопровод-спутник, одновременно разогревая его (рис. 8.3). Переменный ток при протекании по нагревательной трубе распределяется по сечению равномерно. Наибольшая плотность его будет на внутренней поверхности, наименьшая — на наружной. Если толщина стенки нагревательной трубы превышает длину электромагнитной волны в стали при частоте тока 50 Гц, то напряжение на наружной поверхности практически должно отсутствовать. Разогрев нагревательного трубопровода (а от него и основного) происходит за счет теплопроводности [153].
Рис. 8.3. Схема обогрева трубопровода на основе поверхностного эффекта:
а — общий вид; б — сечение вспомогательного трубопровода; 1 — вспомогательный (греющий) трубопровод; 2—обогреваемый трубопровод; 3— токоведущий (термостойкий) кабель; 4 — заземление
Нагревательная труба-спутник представляет собой стальную трубу диаметром 15— 40 мм, внутри которой проложен токоведущий кабель с теплостойкой электроизоляцией. Один конец кабеля соединяется с трубой-спутником, к другому концу и трубе подключается источник питания. Трубопровод-спутник устанавливается с помощью сварки и заключается в общую с нагреваемым трубопроводом тепловую изоляцию.
Нагревательные кабели в настоящее время получают все более широкое применение для подогрева трубопроводов и арматуры.
СКВ «Транснефтеавтоматика» разработано две модификации нагревательных кабелей, которым присвоен общий индекс — элемент нагревательный гибкий кабельный (ЭНГК). ЭНГК представляет собой комплектное нагревательное устройство, подготовленное для непосредственного включения в питающую сеть. Кабели ЭНГК различаются по теплостойкости или рабочей температуре: ЭНГК-85 имеет теплостойкость 85 °C, ЭНГК-180 - 180 °C [153].
Нагревательные кабели ЭНГК-85 и ЭНГК-180 (рис. 8.4) [153] состоят из трех частей: активной (греющей) части, коммутационных
Рис. 8.4. Устройство нагревательного кабеля:
а — кабель в сборе с опрессовкой мест соединения кабельным пластиком; б— соединительная муфта; в — одножильный кабель (активная часть); г — то же, двужильный: 1 — медная жила; 2 — оболочка; 3 — низкотемпературный вывод; 4— соединение горячей и холодной жил: 5 — наружная оболочка; 6 — металлический экран; 7 — внутренняя оболочка; 8 — изоляционная оболочка; 9 — нагревательная жила; А — активная часть кабеля
320
соединений и низкотемпературных выводов. Активная часть представляет собой одно- или многопроволочную нагревательную жилу с наложенными поверх изоляционными слоями. Непосредственно на жиле находится слой кремнийорганической резины, затем слой технологической оплетки из стеклонити, поверх которого нанесена оболочка из поливинилхлорида, па ней экранирующая оплетка из медных проволок и защитная оболочка из кабельного пластика. Активная часть кабеля соединяется с низкотемпературными выводами путем опрессовки, пайки или сварки с последующей изоляцией теплостойкой изоляционной лентой. Место соединения защищается снаружи или герметичной пластиковой опрессовкой, или муфтой с сальниковыми уплотнениями, или герметизирующим компаундом.
Основными техническими характеристиками кабелей ЭНГК являются питающее напряжение, равное 220 В (по требованию заказчика кабели могут быть изготовлены на другое напряжение, но не выше 380 В), и удельная мощность [153].
Для ЭНГК-85 диапазон удельной мощности (мощности приходящейся на 1 м активной длины кабеля) составляет 10—45 Вт/м. Длина нагревателей может быть 25 —140 м. Кабели ЭНГК-180 могут иметь общую длину 26—56 м, и удельную мощность 30—70 Вт/м.
Технические характеристики нагревательного кабеля отражаются в условном обозначении, включающем марку, число нагревательных жил, мощность, рабочее напряжение, исполнение по разделке концевых частей, длину активной части.
Варианты исполнения по разделке концевых частей нагревательного кабеля маркируются двумя буквами, при этом первая буква обозначает вид заделки с одного конца кабеля, а вторая — вид заделки с другого: Н — наконечник, М — муфта, С — опрессовка, К — ответвительная коробка, Г — глухая разделка.
В качестве примера приведем обозначение нагревательного двужильного кабеля теплостойкостью 85 °C, мощностью 1,97 кВт, рассчитанного на напряжение 220 В и имеющего длину активной части 98,4 м, заделка
концевых частей производится с помощью соединительных муфт [153]:
ЭНГК-85-2-1,97/220ММ 98,4 ТА2.938.559 ТУ.
Прокладка греющих кабелей может быть внутренней и наружной. В первом случае греющий кабель прокладывается внутри трубопровода, во втором — линейно по поверхности трубопровода сверху, снизу или под любым углом, вплоть до спиральной навивки.
При наружной прокладке греющие кабели крепятся к трубопроводу бандажами из стали или алюминия (рис. 8.5) [153]. Кабели покрывают полосами, затем тепловой изоляцией, поверх которой накладывается защитный кожух. Холодные выводы кабелей выводятся через теплоизоляцию и подключаются к клеммным коробкам.
Более сложным является обогрев арматуры. На рис. 8.6 [153] показан монтаж кабелей к корпусам клапанов, фланцев, колен. В этом случае используются стальные бандажи, хомуты и ме-таллорукава для обхода острых выступов.
Следует избегать попадания теплоизоляции между трубой и нагревательным кабелем, так как в этом случае разность температур может достигнуть опасного значения и привести к перегреву и даже выходу кабеля из строя. Во избежание перегрева рекомендуется обеспечить гарантийный тепловой контакт, например крепление с помощью теплопррводящего цемента.
Рис. 8.5. Наружная прокладка нагревательного кабеля:
а — общий вид; б— сечение трубопровода. 1 — нагревательный кабель; 2— корпус терморегулятора; 3 — алюминиевые бандажи; 4 — защитная алюминиевая полоса; 5 — заделка вывода; 6 — бандажи на холодных выводах; 7 — термобаллон терморегулятора
321
Рис. 8.6. Монтаж нагревательных кабелей на арматуре и фланцах:
а — схема обогрева задвижки; б— обход фланца; в — схема интенсивного обогрева задвижки; 1 — нагревательный кабель; 2 — бандаж
При внутренней прокладке кабель находится внутри рабочего тела и с точки зрения теплопередачи является наиболее эффективным. Внутренняя прокладка обычно используется для подземных трубопроводов. Концы кабеля выводят через сальниковое уплотнение, фланцы тройников или штуцеров. Стыковка отдельных концов кабелей производится при помощи соединительной коробки, монтируемой на трубопроводе. Однако технические трудности, связанные с выполнением выводов нагревателя и прокладкой их внутри трубопровода, ограничивают применение внутреннего обогрева [153].
Гибкие ленточные нагреватели. Гибкость лент позволяет наматывать их па трубопровод и арматуру, а плоская поверхность обеспечивает хорошую теплоотдачу.
Наиболее распространенной конструкцией ленточных нагревателей являются многопроводные ленты, образуемые из нескольких нагревательных жил, собираемых в полосы. Преимуществом многопроводной сборки является возможность параллельного или параллельно-последовательного подключения отдельных проводов для получения ленточных нагревателей различной удельной мощности. Изоляция нагревателей выполняется из резины, пластмасс или текстильных материалов. Наибольшее распространение получила изоляция из стеклонити [153].
Рис. 8.7. Гибкий нагреватель ЭНГЛ-180:
а — общий вид; б— вид со стороны концевой заделки; в — сечение; 1 — нагревательные нихромовые жилы: 2 — концевые заделки; 3— низкотемпературные выводы; 4 — токоведущие провода; 5 — герметизирующее покрытие из кремнийорганической резины; 6— скобка
Основным параметром, характеризующим гибкие нагреватели, является максимальная рабочая температура. Нагреватели ЭНГЛ-180, ЭНГЛВ-180 и ЭНГЛ-180 ХЛ2 имеют рабочую температуру до 180° С, нагреватели НГЛ-400 - до 400 °C, а НГЛ-600 - до 600 °C.
Элемент нагревательный гибкий ленточный ЭНГЛ-180 состоит (рис. 8.7) [153] из стеклоплетеной основы, в которой параллельно проложены нихромовые жилы. Поверх основы наложена герметизирующая оболочка из кремнийорганической резины. Оболочка имеет пазы, в которые крепятся скобки для фиксации токоведущих проводов. Токоведущие провода и нагревательные жилы соединяются между собой при помощи пайки или обжатия .
Наличие токоведущих проводов позволяет последовательно соединять несколько нагревателей в общую цепь мощностью до 5,5 кВт, длиной 130 м. Нагреватели имеют следующую техническую характеристику: удельная мощность 30—100 Вт/м; номинальная мощность 0,17—2,1 кВт; длина 2,55 — 33,12 м; ширина 30 мм; толщина 3 мм; напряжение питающей сети 220 или 380 В.
Основные технические показатели нагревателей отражаются в условном обозначении, которое включает марку, мощность, но-
322
Рис. 8.8. Схема монтажа гибких нагревателей ЭНГЛ* 180 на оборудовании сложной формы:
а — отпускной коллектор; б— задвижка; в — установка на колене и отводе; 1 — отпускной кран; 2— теплоизоляция; 3 — задвижка; 4 — резервуар; 5— нагреватель ЭНГЛ-180; 6— крепежная стеклолента
Рис. 8.9. Схема установки гибких нагревателей ЭНГЛ-180 и приборов управления на трубопроводах:
а— нагревательная цепь, включающая ЭНГЛ-180, клеммную коробку и терморегулятор; б— спиральная намотка со стыковкой двух ЭНГЛ-180; в — линейная прокладка; г — обход фланца; 1 — клеммная коробка; 2 — терморегулятор; 3 — термобаллон термодатчика; 4 — метал-лорукав; 5 — ввод электропитания; 6 — крепежная стекло-лента; 7 — теплоизоляция; 8— подкладка из мягкого алюминия
минальное напряжение, длину активной части, исполнение по способу подключения к источнику питания.
В качестве примера приведем запись условного обозначения нагревателя марки
ЭНГЛ-180 мощностью 1,63 кВт с номинальным напряжением 220 В исполнения П с длиной активной части 27,12 м [153]:
ЭНГЛ-180-1,63/220 П 27,12.
Нагреватели исполнения П с токоведущими проводами предназначены для последовательного включения в нагревательную цепь, исполнения И без токоведущих проводов — для индивидуального подсоединения к источнику питания.
Монтаж гибких ленточных подогревателей не требует каких-либо конструктивных переделок трубопроводов и арматуры. Перед его началом необходимо выполнить следующие основные подготовительные мероприятия: тщательно изучить схему расположения подогревателей, осмотреть трубопровод, очистить его от грязи и ржавчины, опилить наплавы сварки, острые кромки и нанести термостойкое антикоррозионное покрытие, рабочая температура которого должна быть па 20—40 °C выше рабочей температуры активной части нагревателя.
На рис. 8.8 и 8.9 [153] приведены основные способы установки гибких нагревателей.
8.2. Методика гидравлического расчета мазутопроводов с разветвленной структурой
Целью гидравлического расчета является определение диаметров различных участков трубопроводов, суммарных потерь давления по всей трассе, затрат потребляемой энергии в виде мощности, необходимой для транспортировки мазута по трубопроводу.
При расчете считаются заданными следующие основные величины [256]:
марка мазута;
характеристики трассы мазутопровода с указанием температур, местных сопротивлений и других необходимых показателей.
Рассмотрим трассу мазутопровода, которую представим в виде графа с вершинами:
1, ..., N, N+ 1, ..., N+ К, N+ K+Y, ..., N + К+ + М, где первые N вершин соответствуют исходным пунктам, от которых производится транспортировка мазута; последние М вершин — конечным пунктам транспортировки;
323
К промежуточных вершин — переходам между различными участками трубопровода с неизвестными характеристиками потоков.
Между вершинами существует связь в виде участков трубопровода, которую можно моделировать ребрами — длинами участков соединяющих i-ю и J-ю вершины. Наличие таких связей можно отразить с помощью составления матрицы {пу}(/= 1, ...» N + К + М\ j = 1, ..., N+ К + М), элементы которой определяются следующим образом:
1, если Ля и j-я вершины соединены ребром I-, причем мазут течет от вершины i к вершине j\
Иц
О, если г-я и j'-я вершины не соединены или поток мазута течет от вершины j к вершине г, или г = j.
Будем считать, что изучаемый трубопровод является связанным, т.е. для каждой пары вершин существует цепь, их соединяющая. В противном случае несвязанные между собой участки рассчитываются отдельно.
Каждому существующему ребру I- соответствуют диаметр d-, скорость течения расход мазута падение давления за счет трения и местных сопротивлений и дополнительное давление р-, создаваемое насосами. Каждой вершине k(k= 1, ..., ЛГ + + К + М) соответствует свое значение гидравлического давления pk.
От каждой исходной вершины отходит только одно ребро, и к каждой конечной вершине также ведет лишь одно ребро.
В каждой внутренней вершине должны выполняться следующие условия:
N+K+M	У+К+М
£ &№ = £ QJt.nk,(k=N+l,...N + K), 1 = 1	2 — 1
(8.1)
отражающие закон сохранения массы вещества.
В каждой вершине k, кроме исходных, должны выполняться соотношения
pk = (А + ЛДа) + pik (k = N + l,...,N + K + M)
(8.2)
для тех 2, для которых nik-1.
Для каждого k число таких соотношений
N+K+M ч= X nik-2 = 1
Общее число соотношений (8.2) равно:
xk= X X ”>*• k=K+\	k=\
Учитывая, что
У N+K+M
X X ”*=°>
А=1	г=1
так как из исходных вершин ребро может только выходить, получим
xk= X X nik-А=1	»=1
В общем случае для х неизвестных х неизвестных w- (или (1ф и N + K+M неизвестных pk должны выполняться К+х соотношений (8.1) и (8.2).
Значения р^ при этом выбираются в зависимости от соответствующего значения по характеристике насосов, а величины Ар-являются функциями Qij и (или d-).
Таким образом, в общем случае при расчете трубопроводов используются x + N+M неопределенных параметров, от которых зависят полученные окончательно расчетные величины.
В большинстве прикладных задач кроме обязательных условий (8.1) и (8.2) используются различные дополнительные условия, уменьшающие число неопределенных параметров задачи, например заданы какие-либо необходимые значения расходов диаметров d-, скоростей w- или давлений pk.
Изложим наиболее общую методику гидравлических расчетов мазутопроводов.
1.	Для каждого участка (г—>j) рассчитыва
324
ем значения теплофизических характеристик vM-;, рм-; по формулам (5.103), (5.104) и (5.95)—(5.97) с учетом заданных температур мазута в мазутопроводе.
2.	Записываем К условий (8.1) и определяем заданные значения
Обычно бывают заданными М значений расходов Qm(m=l, ..., М) для потоков, подходящих к конечным пунктам транспортировки мазута.
3.	В случае, когда число неизвестных (х~М) совпадаете числом уравнений (8.1) (X), значения определяются однозначно.
В случае, когда число неизвестных (х-М) больше числа уравнений (А), находим базисное решение системы линейных уравнений (8.1), т.е. выразим все К*значений Q-; через оставшиеся х-М~К значений
Задаемся х~М~К базисными значениями Qij, подбирая их из некоторых дополнительных условий задачи, например из условия:
м
Затем для определения остальных значений Q4 решаем систему линейных уравнений (8.1).
Если одно какое-либо значение Q- оказалось отрицательным, то необходимо пересмотреть значения базисных расходов£)/;.
4.	Для каждого участка трубопровода (i—>j) на основании рассчитанных значений вязкости выбираем наиболее выгодное с гидравлической точки зрения значение скорости движения мазута в трубопроводе w- из табл. 8.1 [44].
Таблица 8.1. Рекомендуемые значения скорости движения мазута в трубопроводе в зависимости от вязкости
Вязкость жидкости		Средняя скорость и, м/с	
V-104, м2/с	П,°ВУ	на линии всасывания	на линии нагнетания
1-2	1-2	1,5	2,5
12-28	2-4	1,3	2,0
28-72	4-10	1,2	1,5
72-146	10-20	1,1	1,2
146-438	20-60	1,0	1,1
438-977	60-120	0,8	1,0
5.	По выбранной скорости движения и найденному расходу Q- • определяем диаметр мазутопровода, м, на выделенных участках:
& ^=2р-.	(8.3)
ули--
В случае движения мазута по трубам некруглого поперечного сечения определяется гидравлический радиус живого сечения трубы, м,:
где А = —- - площадь живого сечения трубы;
П1} — периметр смачивания.
6.	Определяем потери напора • на участках трубопровода по следующей методике.
Вычисляем значения числа Re для каждого участка трубопровода:
7 V ••
(8.5)
При движении мазута по трубам некруглого сечения число Re рассчитывается как

Rey
(8.6)
В зависимости от значения числа Re(; определяется характер движения мазута на каждом участке мазутопровода:
если Re,y< 2320, то характер движения ламинарный;
если Re-;> 2320, то характер движения турбулентный.
При известной условной вязкости Т|, °ВУ, кинематическая вязкость, м /с, находится как
v = I 0,073In - 0,0631 ]• Ю’2.
I П J
(8.7)
Для каждого участка длиной ltj вычисляем значение коэффициента гидравлического сопротивления в зависимости от характера движения (т.е. от числа Re) и шероховатости труб.
325
Таблица 8.2. Значения эквивалентной шероховатости Кэ
Характер поверхности	К.л, мм
Чистые, цельноотлитые трубы из латуни.	
меди, свинца	0,01
Стальные трубы:	0,04-0,17
цельноотлитые, новые	
после нескольких лет эксплуатации	0,19
старые, со значительной коррозией	0,6-0,67
загрязненные	0,75-0,9
Резиновый рукав	0,01-0,03
Пеньковый прорезиненный рукав	0,05-0,8
Асбоцементная труба	0,3-0,8
=0.11 е+ —
или Исаева [156]:
68 < £ У’11
(8.10)
(8.11)
для зоны квадратичного трения, т.е. при Re,;>Rcn, формулой Шифрипсоиа
^=0,11^	(8.12)
Шероховатостью называют неровности на внутренних стенках трубопроводов. Она бывает абсолютной и относительной. Абсолютная шероховатость в — это абсолютная высота неровностей на внутренних стенках.
Относительная шероховатость е — это отношение абсолютной шероховатости к внутреннему радиусу трубопровода £ = е/г.
Ввиду того что абсолютная шероховатость имеет различные значения как по периметру, так и по длине трубы, то вместо нее удобно использовать эквивалентную или усредненную шероховатость Кэ. Значение Кэ зависит от материала труб, срока их эксплуатации и обычно находится в пределах 0,1— 0,2 мм (табл. 8.2) [44].
При ламинарном движении жидкости в трубах, т.е. при Re<2320, коэффициент гидравлического сопротивления определяется по формуле Стокса [156]
^=64/Re0,	(8.8)
Для расчета гидравлического сопротивления при турбулентном режиме рекомендуется пользоваться следующими формулами:
при 2320 < Re < Rej формулой Блазиуса [156]
_ 0,3164
'ij ' ReJ25 1
(8.9)
для зоны смешанного течения (переходной зоны), т.е. при ReI<Re,j<ReII формулой Альтшуля [156]
или Никурадзс [156]:
~^= = 1,74- 21g2e = 1,14 - 21g£.
(8.13)
Значения чисел Re! и Ren определяются по формулам
RC1- 10/Е, Ren = 500/е.	(8.14)
Определяем местные коэффициенты гидравлического сопротивления на выделенных участках трубопровода.
Коэффициенты местного сопротивления па фильтрах грубой и тонкой очисток типа ФМ [156] рассчитываются по формуле
2пфь О.б-Ю6
9
™уРму£
(8.15)
где — число фильтров на участке
При этом на каждом участке выбирается фильтр с ближайшим большим расходом Сф-бг/ (значение можно выбрать по табл. 6.15, 6.16 и по рекомендациям § 6.4).
Значение для теплообменных аппаратов, включенных в схему мазутопроводов, определяется как
2пт,-,- • Дрт.-, =	<	(8-16)
^уРм ijS
где гидравлическое сопротивление теплообменников ДрijT приведено в [155] или в табл. 8.3; nTij~ число теплообменников данного типа на участке i-tj.
326
Таблица 8.3. Значения гидравлического сопротивления стационарных серийных подогревателей мазута
Марка теплообменного аппарата	Гидравлическое сопротивление, МПа
ПМ-40-15	0,165
ПМ-40-30, ПМ-10-60, ПМ-10-120	0,265
ПМР-64-15, ПМР-64-30, ПМР-64-60, ПМР-13-120	0,1
ПМР-13-400	0,08
Таблица 8.4. Коэффициенты местных гидравлических сопротивлений
Сопротивление	L
Выход из резервуара без хлопушки	0,5
Выход из резервуара через хлопушку Выход из резервуара через подъемную трубу	0,9
с шарниром	2.2
Колено под углом 45° сварное	0,3
Колено под углом 90° сварное с одним швом	1.3
Колено под углом 90° сварное с двумя швами	0,65
Отвод с радиусом закругления г = 2d	0,5
Отвод с радиусом закругленияг = (3+5) d	0,25
Задвижки Клапан обыкновенный диаметром, мм, равным:	0,5
15 мм	16
20 мм	10
25—40 мм	9
более 50 мм	7
Клапан с наклонным шпинделем:	
d= 15+25 мм	3
d = 40 мм	2,5
с1> 50 мм	2
Кран проходной:	
d= 15 мм	4
г/>20 мм	2
Обратный приемный клапан:	
г/= 40мм	4,1
d = 50 мм	4,6
d = 80 мм	6
Счетчик	10-15
Кран отпускной (d= 25 мм) Обратный приемный клапан с сеткой	15
(d = 50 мм)	3,5
Питательный клапан	8
Кл а п а н-хл опуш ка	1,3
Компенсатор сальниковый	0,5
Компенсатор П-образный	2
Компенсатор линзовый (со вставкой)	0,3
Компенсатор круглый лирообразный Фильтры односетчатые для темных	2,5
нефтепродуктов	2,2-12
В табл. 8.3 приведены значения Д/^т для некоторых наиболее распространенных подогревателей мазута [155].
Значения коэффициентов местных сопротивлений для основных видов арматуры при турбулентном режиме движения жидкости приведены в табл. 8.4.
Коэффициенты местных сопротивлений £мт0 даны для турбулентного режима при £т = £т0 = 0,022.
Для турбулентного режима с другими значениями коэффициенты £мт находят по формуле [44]:
^т=—^ито-	(8.17)
Для ламинарного и переходного режимов (при Re<2320) коэффициенты местных сопротивлений определяются при помощи коэффициента ф по формуле
^м.л = Ф ^м.то.	(8.18)
где ф в зависимости от Re выбирается из табл. 8.5 [44].
Потерю давления, кг/см2, в прорезиненных рукавах можно вычислить по формуле Г.А. Роева [44]
С
( 1 V о / п	\	1
“рК(8Л9)
р — плотность жидкости; р] — начальное давление ; d() — диаметр рукава при р} = 0; d} — диаметр рукава при р} ^0; — коэффициент сопротивления трения по длине рукава диаметром <У();	— то же, диаметром d}\ Q— секунд-
ный расход; I— длина рукава; р% — давление в конце рукава.
В табл. 8.6—8.11 приводятся значения коэффициентов для наиболее распространенных источников местных сопротивлений.
При этом потери давления в тройнике определяют по формулам
ДА>=^оуР>	Qc=Q»+Q„, (8-20)
327
Таблица 8.5. Значения переходного коэффициента ф, связывающего местные сопротивления при турбулентном и ламинарном режимах
Показатель
Значение
Re	200	400	600	800	1000	1200	1400	1600	1800	2000	2200	2400	2600	2800
Ф	4,20	3,81	3,53	3,37	3,22	3,12	3,01	2,95	2,90	2,8-1	2,48	2,26	2,12	1,98
Таблица 8.6. Значения коэффициента местного сопротивления £м для задвижки Лудло в зависимости от степени ее открытия (рис. 8.12)
h/d	0,25	0,30	0,40	0,50	0,60	0,70	0,80	0,90	1,0
	30,0	22,0	12,0	5,30	2,80	1,50	0,80	0,30	0,15
Рис. 8.10. Коэффициент местного сопротивления гладких отводов
Рис. 8.11. Коэффициент местного сопротивления шероховатых отводов
где wc — средняя скорость жидкости, отнесенная к совместному потоку; обозначения с индексом «п» относятся к главному потоку, с индексом «о» — к потоку ответвлений, с индексом «с» — к совместному потоку; значения и выбираются из табл. 8.10.
Значение для отводов под углом 90° в зависимости от Re при R/d = 1; 2; 4; 6; 10 при ламинарном и смешанном режимах течения принимают по графику (рис. 8.10), при квадратичном режиме течения — по графику на рис. 8.11.
В табл. 8.11 Fx — площадь сечения трубы, 2
м , перед расширением или перед сужением потока; F2 — площадь сечения трубы, м2, после расширения или сужения потока.
Потери давления при внезапном расширении потока:
2
^Pij н.р = £м1	’	(8-21)
Рис. 8.12. Задвижка Лудло
328
Таблица 8.7. Значения коэффициента местного сопротивления £м для клапанов различной системы
Стандартный клапан с делительными стенками под углом 45° (рис. 8.13)
d, мм	80	100	150	200	250	300	350
	4,00	4,10	4,40	4,70	5,10	5,40	5,50
Стандартный клапан с делительными стенками под углом 90° (рис. 8.14)
J, мм	13	20	25	30	40	50
	15,9	10,5	9,30	8,60	7,60	6,90
Клапан Косва с суженным на 30% сечением седла (рис. 8.15)
d, мм	60	80	100	150	200	250	300	350
	2,70	2,40	2,20	1,86	1,65	1,50	1,40	1,30
Прямоточный клапан полностью открытый (рис. 8.16)
J, мм	25	38	50	65	75	100	125	150	200	250
	1,04	0,85	0,73	0,65	0,60	0,50	0,46	0,42	0,36	0,32
Рис. 8.13. Клапан с делительными стенками под углом 45°
Рис. 8.15. Клапан Косва
Рис. 8.16. Клапан прямоточный
Таблица 8.8. Значения коэффициента местного сопротивления для обратного затвора (рис. 8.17)
d, мм	40	70	100	200	300	500	700	800
	1,3	1,4	1,5	1,9	2,1	2,5	2,65	3,5
Рис. 8.14. Клапан с делительными стенками под углом 90°
Рис. 8.17. Обратный затвор
329
Таблица 8.9. Значения коэффициента местного сопротивления £м для пробкового крана в зависимости от угла поворота (рис. 8.18)
5, град	5	10	15	20	25	30
	0,05	0,31	0,88	1,84	3,45	6,15
5, град	35	40	45	50	55	67
	11,2	20,7	41,0	95,3	275	оо
Рис. 8.18. Пробковый кран
Таблица 8.10. Значения коэффициента местного сопротивления £м для тройников при турбулентном режиме (рис. 8.19)
В случае разделения потоков
Q../Q.	0,0	0,2	0,4	0,6	0,8	1,0
	0,95	0,88	0,89	0,95	1,10	1,28
		0,04	-0,08	-0,05	0,07	0,21	0,35
В случае слияния потоков
Qo/Qc	0,0	0,2	0,4	0,6	0,8	1,0
So	-1,2	-0,4	0,08	0,47	0,72	0,01
Sn	0,04	0,17	0,3	0,41	0,51	0,6
Таблица 8.11. Значения коэффициента местного сопротивления £и при внезапном изменении сечения потока
При внезапном расширении сечения
	0,01	0,1	0,2	0,4	0,6	0,8	1,0
SmI	0,98	0,81	0,64	0,36	0,16	0,04	0
При внезапном сужении сечения
Л//-2	0,01	0,1	0,2	0,4	0,6	0,8	1,0
SmI	0,50	0,50	0,42	0,34	0,25	0,15	0
при внезапном сужении потока:
AA71..c=^m2W,	(8-22)
2F2
где и £м2 находят по табл. 8.11.
Коэффициент местного сопротивления сварного стыка на подкладных кольцах (рис. 8.20) приближенно можно вычислить следующим образом:
при Rc = ^^>105
V
где Z)r = 4F0/П\ П — периметр сечения, м; т=/(///)г) принимаем по графику рис. 8.21 или по табл. 8.12; Fx и Fo — площади сечений, показанных па рис. 8.20;
при значениях Re < 105
(	/ Y F V
7- 	(8.24)
,	Д Л) i
<?о
Рис. 8.19. Тройники
где г Re принимаем по табл. 8.13, а — по табл. 8.14;	= l-F0/^i
Определяем потери давления, Па, на выделенных участках (i->j) по формуле
Лру =
\	2
Рм IJ^lj
2

(8.25)
330
Рис. 8.20. Сварной стык трубопровода на подкладном кольце
где Az^- = >lx-z-yBX — разность геодезических отметок оси трубопровода па выходе и входе этого участка.
7.	Выделяем из всей схемы мазутопровода цепочку участков, соединяющих исходные и конечные пункты, имеющие в сумме наибольшее гидравлическое сопротивление. При этом для каждого узла j от i= N+ 1 до i = N+ К + М выбираем такие участки, для которых А/>^ имеет наибольшее значение.
Таким образом, получаем основную рабочую схему главной ветви, при которой к каждой вершине, кроме начальных пунктов, под-
Таблица 8.12. Значения Т в зависимости от l/Dr
1/D,	0	0,2	0,4	0,6	0,8	1,0	1,2	1.6	2,0	2.4
т	1,35	1,22	1,1	0,84	0,42	0,24	0,16	0,07	0,02	0
ходит только одно ребро, игнорируя наличие других ребер.
8.	Вдоль каждой такой ветви производим расчет pk.
Для этого перенумеровываем вершины, входящие в рассчитываемую цепочку участков, по порядку от начального до конечного пункта (г=1, L) и решаем систему из L-\ уравнений для L-1 неизвестных значений pk в случае, если заданы давления только в конечных пунктах, или для L-2 неизвестных если заданы давления в исходных и конечных пунктах.
Таблица 8.13. Значения E'Re в зависимости от числа Re
Re	2,5-10	4-10	6-10	ю2	2-102	4-102	10-’	2 ТО3	4 10’	ю4	2-Ю4	10r>	2-10’	10G
e-Rc	9	0,36	0,37	0,40	0,42	0,46	0,53	0,59	0,64	0,74	0,81	0,94	0,96	0,98
Таблица 8.14. Значения в зависимости от числа Re и отношений FQ/FX
Л)/^1	Re												
	2,5-10	4-10	6-10	102	2102	4 -IO2	103	2 10 s	4-103	104	2 IO4	105	2-105
0	1,94	1,38	1,14	0,89	0,69	0,64	0,39	0,30	0,22	0,15	0,11	0,04	0,01
0,2	1,78	1,36	1,05	0,85	0,67	0,57	0,36	0,26	0,20	0,13	0,09	0,03	0,01
0,3	1,57	1,16	0,88	0,75	0,57	0,43	0,30	0,22	0,17	0,10	0,07	0,02	0,01
0,4	1,35	0,89	0,79	0,57	0,40	0,28	0,19	0,14	0,10	0,06	0,04	0,02	0,01
0,5	1,10	0,75	0,55	0,34	0,19	0,12	0,07	0,05	0,03	0,02	0,01	0,01	0,01
0,6	0,85	0,56	0,30	0,19	0,10	0,06	0,03	0,02	0,01	0,01	0	0	0
0,7	0,58	0,37	0,23	0,11	0,06	0,03	0,02	0,01	0	0	0	0	0
0,8	0,40	0,24	0,13	0,06	0,03	0,02	0,01	0	0	0	0	0	0
0,9	0,20	0,13	0,08	0,03	0,01	0	0	0	0	0	0	0	0
0,95	0,03	0,03	0,02	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
331
Эта система уравнений состоит из соотношений (8.2), записанных для рассматриваемой цепочки ребер, и может быть представлена в виде
А-1 = А + дА-и “ A-и Д-™ г от L ДО 2. (8.26)
При этом необходимо выполнить условие
X A-|.« =Pl-P\	•	(8-27)
»=2	i=2
Если правая часть (8.27) имеет достаточно большое значение, то следует предусмотреть установку нескольких насосов с более реальными значениями давлений /> ., соответствующих Q|7, при этом соотношение этих давлений можно выбрать произвольным, но таким, чтобы выполнялось условие (8.27).
Когда правая часть (8.27) позволяет выбрать один насос, то создаваемое им давление определяется однозначно из (8.27) как, например, в случае задания начального и конечного значений pk (pL и рх).
Если в качестве исходных или конечных пунктов рассматривать резервуары, то давления pk в них можно определить как
Pk=(zAk+hUk(^PMkg + Pko	(8-28)
ГА=1,...,М
ПрИ \k~ N + K + \,...,N + К +М,
где ЛвА(т) = ЛвА(т0) ± Qk x/Sk - высота слоя мазута в резервуаре в момент времени Т; знак «-» берется для исходных пунктов, а знак «+» — для конечных пунктов; ЛвА(т0) — высота слоя мазута в резервуаре в начале процесса (при Т = Т0); Qjt — расход мазута, вытекающего из А-го резервуара или втекающего в него; рмЛ — плотность мазута, рассчитанная при температуре, равной средней температуре мазута в резервуаре; Sk — площадь основания резервуара; pk{} — давление над мазутом в резервуаре; — геодезическая отметка дна резервуара.
Когда на участках рассматриваемой цепочки не предусмотрено наличие насосов и заданы значения pL и pvопределяем коэффици
ент уменьшения гидравлического сопротивления:
0 =	(8.29)
1ЛР^ i=2
и реальные значения А/?'_1 • = 0А/>/_1 х находим скорости . на этих участках из (8.25) итерационным методом. Для чего сравниваем рассчитанное ранее для этих участков значение АД-! • с реальной ве-личиным А/?•= QAp •_! •.
Если рассчитанные значения Api-ii меньше реальных значений А/?^1г, то скорость
: увеличивают. В противном случае скорость уменьшают на некоторое значение, пока не будет найден интервал локализации искомого значения • . Далее расчет производится итерационным методом деления пополам до достижения нужной степени точности результата.
Есди один из п участков состоит из параллельных ветвей и распределение расходов нс задано, можно принять их распределение равномерным для каждого i:
Qi=Qa/n,	(8.30)
где г — номер ветви; расход на этой ветви.
Затем, принимая значение wt для каждой ветви из табл. 8.1, определяем Aptдля каждой ветви по формуле (8.25). В качестве базисного значения А/? выбираем максимальное значение АД, при этом для этой ветви оставляем выбранное значение Для других ветвей находим новое значение из (8.25) при Арг = Ар с помощью итерационного метода.
9.	По вычисленным значениям Д, и О- для рассмотренных выделенных участков необходимо подобрать насосы, перекачивающие мазут, по их характеристикам. Выбор насосов для перекачки мазутов в общем случае лучше производить по рекомендациям табл. 6.29—6.34 и §6.2. Характеристики, например, центробежных насосов сильно меняются при переходе на работу с жидкостями, имеющими большие значения вязкости.
На рис. 8.22 приведены области примене
332
ния центробежных насосов в зависимости от подачи и вязкости перекачиваемой жидкости.
Прямая 1 является максимально допустимым переходом применения центробежных насосов. Прямая 2 — рекомендуемый предел применения центробежных насосов.
Для пересчета характеристик центробежных насосов, перекачивающих вязкие жидкости, с характеристик, полученных при испытании насоса на воде, вводят поправочные коэффициенты /Cq,	и производят
следующие необходимые вычисления.
По характеристике насоса, работающего на воде, определяют значение ^opM, соответствующее максимальному значению КПД насоса.
Находят число ReH для насоса:
ReH = ^норм ,	(8.31)
где D3 = ^4D2b2K — диаметр рабочего колеса; D2 — внешний диаметр рабочего колеса насоса; Ь2 — ширина лопатки рабочего колеса на
Q, м3/ч
Рис. 8.22. Область применения центробежных и поршневых насосов в зависимости от подачи и вязкости перекачиваемых нефтепродуктов:
I— область применения поршневых насосов; II— то же, поршневых и центробежных насосов; III — то же, центробежных насосов; 1 — максимальный допустимый предел применения центробежных насосов (|Л„ + Цв • 0,45); 2— рекомендуемый предел применения центробежных насосов (ри + Цв • 0,7)
внешнем диаметре; К — коэффициент сужения (/С-0,9); VM(ZM) — кинематическая вязкость мазута при температуре перекачивания tM.
Задаемся значениями расхода мазута См, 0 = 0,ЛО> °Т Ом = 0 до Ом = 0™* С некото-рым шагом AQ(Ql+1= Q; + AQ), где 0,пах — наибольший, имеющий практическое значение расход мазута.
Для каждого значения расхода мазута QM-определяем соответствующее ему значение расхода воды QB-, м3/с, по формуле:
&. =&/*<?’	(8.32)
где AqB зависимости от ReH определяется по графику, приведенному на рис. 8.23.
Отметим, что полученные с помощью рис. 8.23 коэффициенты Kq Кн, могут быть приняты постоянными при Q = (0,84-1,2) Оюрм-
Напор насоса Н{} при Q= 0 остается неизменным для жидкости любой вязкости.
По характеристике насоса, построенной для воды, определяем значение напора Hni и КПД Т]в -, соответствующие значению расхода воды QBI.
Вычисляем значения напора Нм-, м, и КПД T|Mi при работе насоса на мазуте по формулам
НМ1=КаНК1;	(8.33)
n„,=^nnBi.	(8-34)
где значения Кн и в зависимости от числа ReH находятся также по графикам, приведенным на рис. 8.23.
Таким образом, для получения характеристики насоса при работе его на мазуте откладываем на оси абсцис значения QM-, а на оси ординат — значения HMi и Г|м •.
Определяем коэффициент быстроходности насоса:
п =0,06 In , Н 3/4 м
(8.35)
где ns — частота вращения вала насоса, с1; Q— подача при максимальном КПД, м3/с (для насоса с рабочим колесом двойного вса-
333
Рис. 8.23. Графики поправочных коэффициентов для пересчета характеристик центробежных насосов с воды на вязкие жидкости
сывания следует принимать Q/2); Нм — полный напор, м.
Рассчитываем повышение температуры мазута в насосе, °C:
Д< = 30,38-^W 100~Пм );	(8.36)
пм I юо )
Определяем новое значение вязкости мазута vM при температуре Zcp = Z + AZ/2 по формулам (5.103), (5.104). При существенном изменении вязкости характеристику насоса следует пересчитать при новом значении vM(/ + ДГ/2).
10.	По полученному р- для данного расхода . подбираем необходимый насос по полученным в п. 9 характеристикам наиболее распространенных насосов. По характеристике выбранного насоса определяем его КПД Т|м •, соответствующий расходу
11.	Потребляемая насосом мощность, Вт, на участке i—tj
N:(8.37) Пу
12.	Место установки насоса должно быть выбрано так, чтобы значение напора перед ним удовлетворяло его всасывающей способности.
Если расположение насоса задано, также необходимо проверить выполнение условия,
обеспечивающего процесс всасывания насоса.
Для того чтобы установленный насос на участке i—>j работал, должно выполняться условие:
Рм ijg
Ру.п ^Pij вн Рм ijg Рм ijg
где pt — давление в i-й вершине участка (i = 1, 7V);	“ расстояние от оси насоса до уровня
входа в участок; руп — давление упругих паров мазута данной марки и паров воды при температуре всасывания; ns — коэффициент быстроходности; Ск — кавитационный коэффициент, зависящий от быстроходности:
Г600-800 при ns =50-ь80, к [800-1000 при ns = 80-150;
ДДувн — гидравлическое сопротивление на участке i-+j (до насоса).
В (8.38) обычно Д.п принимается равным (0,5-2,5) рм ygB зависимости от марки мазута и ДДувн. Если условие (8.38) не выполняется, то следует пересмотреть место установки насоса.
Когда известна высота всасывания насоса по воде Нп в, то можно приблизительно определить высоту всасывания насоса, м, по мазуту:
Нв.м = Н,вр|0,	(8.39)
где Р4° = рм20/рВ4; здесь рм20- плотность мазу-та при 20 °C; рв4 — плотность воды при 4 °C.
При этом условие (8.38) можно записать в виде
Рм ijg Рмijg Рм ijg
13.	Рассмотрим другую схему, которая получается из предыдущей путем исключения всех ребер, принадлежащих уже рассчитанным цепочкам участков, и вновь переходим к выполнению п. 8. Так до тех пор, пока не будут рассчитаны все участки мазутопровода.
14.	По рассчитанным значениям ши известным Qz; вычисляем искомые диаметры по формуле (8.3).
Процесс последовательного выделения це-
334
Рис. 8.24. Схема трубопроводов, транспортирующих мазут из резервуаров (/—4) в котельную (21, 22)
Рис. 8.25. Первая расчетная цепочка, выделенная из схемы, приведенной на рис. 8.24
почек рассчитанных участков можно показать на примере мазутопровода, транспортирующего мазут из четырех резервуаров 1—4 с заданными значениями р\—р^ к двум конечным пунктам 21 и 22, направляющим поток мазута к котельной, в которых заданы расходы Q21, Q22 и давления /?21 и Р22 (рис- 8.24—8.32).
На рис. 8.24 представлена схема транспортировки мазута от четырех резервуаров (узлы 1— 4) до котельной, при этом к котельной подходят два трубопровода (узлы 21 и 22).
Для каждого внутреннего узла от 5-го до 20-го рассчитываем значения \ptj для всех участков, входящих в этот узел, по (8.25) и выделяем на рисунке двойной линией участок с наибольшим значением
Таким образом, на схеме (см. рис. 8.24) выделяются две цепочки, соединяющие начальные {1-4) и конечные (21, 22) пункты, выделенные двойными линиями: 1) 1-5-6-7-8-10-16-2Ц 2) 1-5-6-7-8-9-14-13-18-19-22.
Затем определяем вдоль каждой цепочки и выбираем цепочку участков с наибольшим значением ТЛр^. В нашем случае цепочка 1-5-6-7-8-10-16-21 имеет большее ги-
335
Рис. 8.26. Вторая схема трубопроводов, транспорти-рющих мазут, полученная из первоначальной (рис. 8.24) путем исключения первой расчетной цепочки (рис. 8.25)
дравлическое сопротивление ЕД/?-у. Эта цепочка (см. рис. 8.25) выделяется из схемы, приведенной на рис. 8.24, и рассчитывается в соответствии с п. 8—12, при этом вычисляются значения /? • в каждом узле цепочки.
Далее рассматривается новая схема (см. рис. 8.26), полученная из схемы, приведенной на рис. 8.24, в результате исключения из нее первой цепочки. Для этой схемы, как и для первой, для каждого внутреннего узла выделяем двойной линией тот участок, входящий в узел, который имеет наибольшее значение Д/?^. Во второй схеме узлы 8 и 10являются начальными, а узлы 16 и 22—конечными. Снова выделяем на второй схеме две цепочки участков с двойной линией: 1) 8-9-12-11-17-16; 2) 8-9-14-13-18-19-22, Рассчитываем вдоль каждой цепочки ТДр- и выбираем цепочку 8-9-14-13-18-19-22 с наи-
Рис. 8.27. Вторая расчетная цепочка, выделенная из схемы, приведенной на рис. 8.26
большим значением ZApij- Эта цепочка, представленная на рис. 8.27, выделяется из схемы (см. рис. 8.26) и рассчитывается в соответствии с п. 8—12, при этом находятся значения Д в каждом внутреннем узле этой цепочки.
Далее рассматриваются третья и четвертая схемы (см. рис. 8.28 и 8.31), полученные исключением из схемы, представленной па рис. 8.26, второй расчетной цепочки (см. рис. 8.27).
Рассмотрим третью схему (см. рис. 8.28), для которой узлы 9, 10, 18— начальные, а узлы 16, 13 — конечные пункты. Как и ранее, выделяем двойной линией третью расчетную цепочку (см. рис. 8.29) 9—12—11—17—16 с наибольшим значением ЕД/?Рассчитываем ее в соответствии с п. 8—12.
Далее рассчитываем оставшиеся цепочки: 1) 10-11; 2) 18-17; 3) 12-13, представленные на рис. 8.30. Рассмотрим четвертую схему (см. рис. 8.31), для которой узел 14— началь-
336
Рис. 8.28. Третья схема трубопроводов, транспортирующих мазут, полученная выделением второй расчетной цепочки (рис. 8.27) из схемы, приведенной на рис. 8.26
10	11
I ------------------I
17	18
I ------------------ ।
Рис. 8.29. Третья расчетная цепочка, выделенная из схемы, представленной на рис. 8.28
12
Рис. 8.30. Четвертая — шестая расчетные цепочки, выделенные из третьей схемы, приведенной на рис. 8.28
13
Рис. 8.32. Седьмая — девятая расчетные цепочки, выделенные из первоначальной схемы
Рис. 8.31. Четвертая схема трубопроводов, транспортирующих мазут, полученная из второй путем выделения из нее второй расчетной цепочки
ный, а узел 19— конечный пункт. Из четвертой схемы выделяем двойной линией седьмую цепочку 14-15-20-19 и рассчитываем ее в соответствии с п. 8—12.
Наконец, рассчитываем оставшиеся от первоначальной схемы цепочки: 1) 2-5; 2) 3-6; 3) 4-7, представленные на рис. 8.32.
8.3.	Тепловая изоляция мазутопроводов и арматуры
Материалы тепловой изоляции могут быть мастичными, формованными, литыми, засыпными и обволакивающими.
Мастичная изоляция наносится на горячую
337
поверхность трубопровода в несколько при-емов, слоями толщиной по 5—10 мм с просушкой предыдущего слоя. Мастичная изоляция рекомендуется для трубопроводов, находящихся в помещениях, при ремонте арматуры. В качестве материала для мастичной изоляции используются [103] совелит, ньювель, асбозурит и др.
Формованная изоляция выполняется в виде сегментов, блоков или набивки в специально сформированное вокруг трубы кольцевое пространство волокнистых изоляционных материалов. Она может наноситься как на холодные, так и на горячие трубы.
Материалами для сегментов и блоков являются пенобетон, пеносиликат, диатом и др. Швы заделываются мастикой. Поверх изоляционного слоя наносится асбоцементная защитная корка, армированная металлической сеткой. Толщина защитной корки составляет 10 мм для труб диаметром до 200 мм и 15 мм для труб диаметром 250 мм и более. Эта изоляция наиболее удобна для монтажа [103].
Литая изоляция применяется при беска-нальной прокладке труб в сухих грунтах и не-проходных каналах. Изолируются холодные трубы. Материалом для литой изоляции служит пенобетон или пеносиликат.
Засыпная и набивная изоляции изготовляются из волокнистых материалов или сухих порошков (диатомита, асбестового волокна, смеси асбеста со слюдяной чешуей, шлаковой ваты, пенобетонной крошки, фрезерной крошки и др.), не вступающих в химические реакции с материалом трубопровода, поверхностных нагревателей и т. п.
Жесткость изоляции достигается за счет механически прочной оболочки, представляющей собой футляр, кожух или непроходной канал (рис. 8.33) [103].
Недостатком является то, что она содержит материалы, обладающие значительной теплопроводностью, имеет свойство уплотняться и сползать, оголяя трубопровод.
Обволакивающая (оберточная) изоляция состоит из изоляционных матрацев (матов) или шнура (рис. 8.34). Применяется [ЮЗ] для изоляции компенсаторов, фланцев, клапанов и др.
в)
Рис. 8.33. Изоляция фланцевых соединений:
а — обертывание матрацем; б— разъемно-засыпная изоляция; в — обертывание минеральными матами
Рис. 8.34. Изоляция асбестовым шнуром и войлоком: а — трехслойный войлок; б — намотка шнура на трубопровод
Изоляционные матрацы представляют собой оболочку из асбестового полотна, наполненную изоляционным веществом (нью-велем, совелитом и др.). Вследствие высокой стоимости изоляция матрацами применяется сравнительно редко. Большее распространение получила изоляция из минеральной и стеклянной ваты.
На основе стеклянной ваты (табл. 8.15) из-
338
Таблица 8.15. Технические характеристики теплоизоляционных изделий из стекловолокна
Показатель	Значение
Плотность, кг/м3 Теплопроводность, Вт/(м • К)	35-170 0,035-0,046
Таблица 8.16. Типы изоляционных матов
Тип	Обкладочный материал	Предельная температура применения, К (°C)
Ml, МГС1	Без обкладочного материала	973 (700)
М2, МГС2	Металлическая сетка, стеклоткань марки ТКТ	973 (700)
М3. МГСЗ	Ткань, сетка, холст нетканый, материал из стекловолокна	723 (450)
готовляется большой ассортимент теплоизоляционных и конструктивных материалов. Материалы из стекловолокна полностью пригодны для изоляции трубопроводов и арматуры. При этом изделия без синтетических связей могут выдерживать температуру до 450 °C, а изделия с пропитками до 180 °C.
В настоящее время чаще всего для трубопроводов и арматуры применяются гибкие минераловатные прошивные маты [161, 162]).
Существуют прошивные маты с обкладочным материалом или без него (далее — маты) и маты гофрированной структуры (далее — маты ГС).
В зависимости от плотности они подразделяются на маты марки 100 и 125, а в зависимости от структуры, вида обкладочного материала и предельной температуры применения на типы указанные в табл. 8.16 [161].
Номинальные размеры матов и предельные отклонения от них должны соответствовать значениям, указанным в табл. 8.17 [161].
Условное обозначение их состоит из типа, марки, размеров по длине, ширине и толщине в миллиметрах, цифры 1 для матов с обкладочным материалом, пришитым с одной стороны, цифры 2 для матов с обкладочным материалом, пришитым с двух сторон, и обозначения ГОСТа.
Таблица 8.17. Номинальные размеры изоляционных матов и предельные отклонения от них, мм
Показатель	Номинальное значение	Предельное отклонение
Длина	1000-6000	+30; -20
	(с интервалом 500)	
Ширина	500, 1000	±20
Толщина	40,50,60,70, 80, 100,120	+5; -4
Примечание. По согласованию с потребителем допускается изготовлять маты других размеров
Пример условного обозначения мата типа М2, марки 125, длиной 1000 мм, шириной 500 мм, толщиной 60 мм с обкладочным материалом, пришитым с двух сторон:
М2-125-1000.500.60-2 ГОСТ 218890-94.
Маты должны быть прошиты сплошными швами в продольном или поперечном направлении, при этом обкладочные материалы могут быть пришиты с одной или двух сторон. Маты ГС допускается прошивать сплошными швами только в продольном направлении [161].
Расстояние между кромкой и крайним швом, между швами и шаг шва должны соответствовать значениям, указанным в табл. 8.18 [161].
Не допускается разрыв, равный более трем смежным стежкам в одном шве, а также разрыв стежков в двух смежных швах матов. Общая длина разрыва швов не должна превышать 10 % длины всех швов.
По физико-механическим показателям маты должны соответствовать требованиям, указанным в табл. 8.19 [161].
Маты ГС по плотности, влажности и содержанию минеральных веществ должны со-
Таблица 8.18. Характеристики прошивки изоляционных матов, мм
Показатель	Значение
Расстояние между кромкой и крайним швом, не более	100
Расстояние между швами, не более	120
Шаг шва	70-170
Примечание. По согласованию с потребителем значения параметров прошивки могут быть изменены при условии соблюдения требований стандарта по показателям плотности, сжимаемости и теплопроводности.
339
Таблица 8.19. Основные технические характеристики изоляционных матов
Показатель	Значение для матов марки	
	100	125
Плотность, кг/м3 Теплопроводность, Вт/(м • К), не более, при температуре, К;	85—110	110-135
298±5	0, 044	0,044
398±5	0,065	0,064
573±5	0,150	0,130
Сжимаемость, %, не более	40	30
Упругость, %, не более	75	80
Разрывная нагрузка, Н, не менее	100	120
Влажность (по массе), %, не более	2	2
Содержание органических веществ, %, не более	2	2
Примечание. Теплопроводность при температуре (573±5) К определяют только для матов типов М1 и М2.
Таблица 8.20. Основные технические характеристики изоляционных матов типа ГС
Показатель	Значение для матов ГС марки	
	100	125
Теплопроводность, Вт/(м • К), нс более, при температуре, К: 298±5	0,048	0,048
398±5	0, 078	0,076
573±5	0,185	0,150
Сжимаемость, %, не более	25	20
Упругость, %, не менее	80	90
ответствовать значениям, приведенным в табл. 8.19. По теплопроводности и сжимаемости они должны удовлетворять требованиям, указанным в табл. 8.20 [161].
Концентрация вредных веществ (паров углеводородов), выделяющихся из матов при температуре 40 °C, не должна превышать 1,5 мг/м3 при насыщенности 0,4 м2/м3.
Применение матов сопровождается выделением пыли минерального волокна и летучих компонентов обеспыливающих добавок, вызывающих раздражение слизистой оболочки верхних дыхательных путей и зуд кожи.
Для защиты органов дыхания применяют респираторы, а для защиты кожного покрова — специальную одежду и перчатки в соответствии с типовыми нормами.
Рис. 8.35. Теплоизоляционные конструкции на основе мипераловатных материалов
а — па основе мипераловатных матов; б'— на основе ми-нераловатпых полуцилиндров; 1 — гибкий нагреватель; 2 — минераловатный мат; 3 — минераловатный полуцилиндр; V— металлическая обшивка; 5— самонарезающий-ся винт; 6 — проволочная сшивка; 7— проволочное кольцо
В качестве теплоизоляционных конструкций для трубопроводов более удобны полуцилиндры (скорлупы) и цилиндры минераловатные на связке из фенольных смол [163], которые получают методом проката или навивки (рис. 8.35) [103].
Полуцилиндры и цилиндры в зависимости от плотности (объемной массы) имеют марки 100, 150, 200. Их номинальные размеры должны соответствовать значениям, указанным в табл. 8.21 [163].
Условное обозначение полуцилиндров и цилиндров состоит из начальных букв названия изделия и цифрового обозначения марки, далее через дефис указываются значения длины, внутреннего диаметра и толщины, разделяемые точками, и обозначение ГОСТа.
Пример условного обозначения полуцилиндра марки 100 длиной 1000 мм с внутренним диаметром 57 мм и толщиной 40 мм:
ПЦ 100-1000.57.40 ГОСТ 23208-83.
Цилиндры должны иметь один сквозной
340
Таблица 8.21. Номинальные размеры, мм, изоляционных полуцилиндров и цилиндров
Длина	Внутренний диаметр	Толщина
500;1000	18; 25; 32; 38; 45; 57; 76; 89; 108; 114; 133; 150; 219	40; 50; 60; 70; 80
разрез в продольном направлении.
Предельные отклонения от номинальных размеров полуцилиндров и цилиндров не должны превышать значений, указанных в табл. 8.22 [163].
Физико-химические показатели полуцилиндров и цилиндров должны соответствовать значениям, указанным в табл. 8.23 [163].
Так как механическая прочность обволакивающей изоляции довольно низка, то характеристики этой изоляции оцениваются совокупностью характеристик теплоизоляционного слоя, армировки и крепежа, защитного покрова и наружной отделки.
По условиям эксплуатации запорно-рсгу-
лирующая и все виды трубопроводной арматуры должны иметь съемную тепловую изоляцию. Этому условию удовлетворяют сборно-разборные конструкции из различных теплоизоляционных матов со сборными защитными покрытиями [103].
Для трубопроводов малых диаметров может быть рекомендована изоляция из асбестового или минераловатного шнура в один или несколько слоев. Для арматуры диметром более 100 мм возможно выполнение теплоизоляции в виде съемных футляров из металлических листов, заполненных теплоизоляционным материалом (рис. 8.36) [164]. Полуфутляры крепятся между’собой бандажами.
Большее распространение находят теплоизоляционные конструкции из пено- и поропластов (табл. 8.24), в частности фенолформальдегидные пенопласты и пенополиуретаны, которые обладают рядом положительных свойств (высокой прочностью, низкой
Таблица 8.22. Предельное отклонение номинальных размеров изоляционных цилиндров и полуцилиндров
Длина		Внутренний диаметр		Толщина	
Номинальная	Предельное отклонение	Номинальный	Предельное отклонение	Номинальная	Предельное отклонение
500	+5	18-89	+3	40-50	+3 -1
1000	+10 -5	108—219	+5	60-80	+5 -2
Таблица 8.23. Технические характеристики изоляционных цилиндров и полуцилиндров
Показатель	Норма для марки		
	100	150	200
Плотность, кг/м3	75-125	125-175	175-225
Теплопроводность, Вт/(м • К) [ккал/(ч-м-°С)], не более, при средней температуре:			
(298±5)К	0,048	0,050	0,052
(25±5) °C	(0,041)	(0,043)	(0,045)
(398±5)К	0,067	0,070	0,073
(125±5) °C	(0,058)	(0,060)	(0,068)
Предел прочности при	0,015	0,02	0,025
растяжении, МПа (кгс/см2)	(0,15)	(0.2)	(0,25)
Содержание синтетического связующего, %, не более		5	
Влажность, %, не более		1	
Рис. 8.36. Конструкция тепловой изоляции трубопроводной арматуры:
1 — гибкий нагреватель; 2 — полуфугляр левый (правый); 3 — отделка торцов теплоизоляции трубопровода;
4 — самонарезающийся винт; 5 — бандаж
341
Таблица 8.24. Технические характеристики пено-и поропластов
Показатель	Значение
Термостойкость, °C	До 150
Плотность, кг/м3	40-200
Теплопроводность, Вт/(м К)	0,042-0,058
плотностью, водо- и гнилостойкостыо, низкой горючестью).
Выпускаются теплоизоляционные конструкции типов СТК и ТК.
К типу ТК относятся полносборные теплоизоляционные конструкции, представляющие собой комплект, состоящий из теплоизоляционного и покровного слоев, а также крепежных деталей, соединенных между собой. Монтаж их сводится к установке и закреплению готовых изделий.
К типу СТК принадлежат сборные теплоизоляционные конструкции, представляющие собой комплект, состоящий из изоляционного слоя и крепежных деталей, временно собранных для поставки и монтажа. Монтаж их включает в себя разборку и последующую сборку конструкции па изолируемом объекте [103].
Долговечность и надежность тепловой изоляции в основном зависит от правильной эксплуатации и ухода за пей, а также от своевременного ремонта неизбежно появляющихся в результате эксплуатации повреждений.
В процессе эксплуатации необходимо не реже одного раза в год проводить профилактический осмотр теплоизоляции и восстанавливать все обнаруженные повреждения [164].
8.4.	Методика теплового расчета мазутопроводов с паровыми спутниками
Рассмотрим две основные чаще всего встречающиеся на практике постановки задачи при расчете мазутопроводов с паровыми спутниками [257].
Задача 1. Определить конечные параметргл мазута и пара на выходе из мазутопровода с паровыми спутниками при заданной толщине изоляционного слоя.
Задача 2. Определить толщину изоляционного
слоя и конечные параметры пара на выходе из мазутопровода с паровыми спутниками при заданных конечных параметрах мазута на выходе из него.
Для решения обеих задач будем считать заданным следующее:
данные, характеризующие мазутопровод:
—	температура мазута на входе в мазутопровод ZMH, °C;
—	то же, давление рм н, Па;
—	массовый расход мазута GM, приходящийся па один мазутопровод, кг/с;
—	наружный диаметр мазутопровода м;
—	то же, внутренний dM u, м;
—	теплопроводность материала стенок мазутопровода 1М ст, Вт/(м • К);
—	число мазутопроводов ??м;
данные, характеризующие паровые спутники: - температура пара или пароконденсатной смеси на входе в паровые спутники /п н, °C;
—	то же давление рп н, Па;
—	степень сухости для влажного пара па входе в паровые спутники хи;
—	массовый расход пара или пароконденсатной смеси Gn, приходящийся па один паровой спутник, кг/с;
—	наружный диаметр парового спутника ^п.н» М, — то же внутренний м;
—	теплопроводность материала стенок парового спутника Хпхт> Вт/(м • К);
число паровых спутников тгп;
прочие данные:
—	длина трубопроводов L, м;
—	температура окружающего воздуха /!н, °C;
—	материал изоляции;
— конструкция изоляционного кожуха.
В случае, когда не определены диаметры паропроводов, их можно выбрать из табл. 8.25 [56] в зависимости от диаметров мазутопроводов.
Рассмотрим методику решения задачи 1, для которой дополнительно зададим толщину изоляции 5ИЗ, м.
Определение конечных параметров пара или парокопдепсатпой смеси и мазута па выходе из системы является достаточно трудной задачей, так как все эти параметры меняются по длине и в то же время связаны слож-
342
Таблица 8.25. Диаметр паровых спутников в зависимости от их числа и диаметра мазутопровода
Диаметр мазутопровода, м	Число паропроводов	Диаметр паропровода, м	Диаметр мазутопровода, м	Число паропроводов	Диаметр паропровода, м
0,0508	1	0,0127	0,2032	1	0,0254
0,0635	1	0,0127	0,2032	2	0,0191
0,0762	1	0,0127	0,254	1	0,0318—0,0381
0,1016	1	0,0131	0,254	2	0,0254
0,127	1	0,0191	0,3048	1	0,0318-0,0381
0,1524	1	0,0191-0,0251	0,3048	2	0,254
пыми нелинейными зависимостями. Под системой здесь и в дальнейшем будем понимать мазутопровод с паровыми спутниками.
Базовыми уравнениями для расчета конечных параметров пара или парокондспсатпой смеси являются уравнения изменения давления и энтальпии /п по длине капала, которые в инженерной практике, как правило, используются при одномерных моделях гомогенного двухфазного потока:
Произведя ряд несложных преобразований, получим следующую полную основную систему уравнений, описывающих движения мазута и пара:
1 + fiL4A.)+G!L[f(A[)y+£(A[)] Фп	г
(1РП _ dl
_ GnW„£n _ G,£n +
^ПППГ ^rdll uPll 2</п нР,|
dpn_ 16G2 rff 1 ^1 8GX
dl	л2</п»рп
л; 1л ( 1 A r.(l\
А,..	16Gn2	d	Г1 1	
di	Лп.вРп	dl	kPn t	
(8.41)
.« Qi^CAi)
+ Pn&---------gb
: =l . 5. Q(Z). n "" 2p2 2p11H Gnn„’
где ^(Z) — удельный тепловой поток, поступающий от пара в паровых спутниках к воздуху под кожухом; — проекция вектора ускорения свободного падения па ось канала Z; рп — плотность парокопденсатной смеси; — коэффициент трения пароконденсатной смеси.
Как и для пароконденсатной смеси, для мазута, протекающего в мазутопроводах, можно получить уравнения
x-l -
Pm *^Pm Gm ^Pm
Pm dlM J Pm <*m
ax(l)~q^\
gi+	7------
<-*мпм .
^M^M 2<npl
+pMg/;
Gm , GM ^(0-^(0
2pM 2pMH GMnM
(8.43)
#м 16G2 d( 1 ) 8G^„
»»	9 i4 л _ I 2 /5	’ Mo I
dl	лЧ.вРм
=	16G* d( 1 I ?(/)-?<,(/)
dl я24врм<я[рм ) GMnM
r„ c _18G-. c - 16G“  ah, >- 1
ГД Gn 2 . , GM 2	, A(pn)
It *4i.b	It в	Рп.нас
MB
(8.42)
1
-’ Рп.н> Рм.н И гп.н, *M.H - ПЛОТНОСТИ И ЭН-г в. пас
где </j(Z)—qo(l) — удельный поток теплоты, воспринимаемый мазутом от воздуха под кожухом за вычетом удельного теплового потока, отдаваемого мазутом в окружающую среду; рм — плотность мазута.
тальпии пара и мазута при 1= 0; рп#наг, рв пас — плотность насыщенных пара и воды при tn и т./ ч , / ч dr г dpn ...1Г г
P\v ^(?п)_	+ “2 п 2 х
dp\i Рп.нас dpn Рв.нас
343
^Рв.нас . Фп
Е(рп) = А(рп)^-
I 1	^Р» нас .
Рв.нас Фп
г, гв нас — теплота парообразования и энтальпия насыщенной воды при /п и рп;
L	L	L
О	о	о
/м, Срм— температура и теплоемкость мазута.
В большинстве случаев на практике значения p,G, q, qx, q{} бывают такими, что полученную систему можно упростить, пренебрегая большинством ее членов.
В результате такой оценки для мазутопро-водов была получена следующая упрощенная система уравнений:
Фп _ СгЛп
М Ч.вРп
+p„g/ = -
8GX лЧ5.вРп
+Png(;
din = ?(/) . dl G„nn ’
► (8.44)
dpM _ GM
dl Ч.»Рм
+ Pm£ = -
8G^M ft ^m.bPm
+Pm&;
=?1(0~7о(0 dl GMnM
Именно этой системой следует пользоваться при расчетах конечных параметров пара и мазута в мазутопроводах с паровыми спутниками, если нет каких-либо особых причин воспользоваться более полной системой уравнений.
Предположим, что на рассчитываемых участках длиной L паропровода и мазутопро-вода нет местных сопротивлений, тогда систему (8.44) можно записать в следующем дифференциальном виде:
= 8Gn2 ЦКе) fefcV . dl	pri
dl	G„nn	[<///’
= 8GM	L(Re)
dl	ft24„	Рм И Г
diM _?l(Z)~9o(Z).
rfZ	GMnM
(8.45)
где dz/dl- const для паропроводов с прямолинейной осью; q(l) — удельный тепловой поток, от пара или пароконденсатной смеси в воздух под кожухом; q^l) — то же, от воздуха под кожухом к мазуту в мазутопроводах; q{}(l) — то же, от мазута в мазутопроводах в окружающую среду через стенки мазутопрово-дов и изоляцию.
К данной системе необходимо добавить начальные условия
Рп | /=0 ~ Рп.н’ | /=0 ~ ^п.н > Рм | /=0 "" Ди.н’ гм | /=0 ~ гм.н ’
(8.46)
а также зависимости между величинами гп, Рп» *» ^п* Рп-> ^п» ^n(Re)’ гм» Рм» VM, рм> ^м» ^м(Ке).
Система (8.43) совместно с начальными условиями и соответствующими зависимостями представляет из себя стандартную задачу Коши для системы обыкновенных диффе-ренциальпых уравнений первого порядка. Ее решение можно получить с помощью численных методов. Основная идея таких методов состоит в разбиении всей длины Ана участки длиной AZ и последующем численном интегрировании (8.45) на каждом таком участке. Для реализации такого подхода необходимо производить достаточно большое число вычислений, поэтому для инженерных целей в большинстве случаев возможно получение приближенного решения аналогичным способом, по без разбиения L на участки, т.е. при длине участков разбиения AZ = L. Для этого представим (8.45) в виде
8Gn UR«) ft24B рп
гГ 8G2 UM о i ft d'M B рм
о( GMnM
dl.
(8.47)
344
Каждое из выражений (8.47) можно представить в общем виде
L
(8-48)
О
Сущность большинства используемых па практике методов численного решения (8.48) состоит в замене интегральных выражений формулами численного интегрирования.
В самом простейшем случае использования одноточечной формулы левых прямоугольников (метода Эйлера) интеграл в правой части (8.48) можно представить как
L
$f(l,y)dl=f(Q,y(O))L.
О
Погрешность вычислений при этом имеет порядок 0(Л2), что для больших L приводит к немалым ее значениям.
Запишем формулы вычисления исследуемого интеграла более высокого порядка, а именно второго порядка точности (0(Z?)) [224]:
jf(l,y)dl = |(/(0,>(0)) + f(L,y(L)))L; О
1
]/(/,^ = ^(/(0,X0))+/(L,X0)+V(0j(0))))^ о
Применение этой формулы вместе с увеличением точности требует большего объема вычислений, поэтому с инженерной точки зрения следует воспользоваться формулой второго порядка точности, которая более полно, чем прямая Эйлера, отражает закон изменения функции у по длине и в то же время не требует большого числа операций.
Таким образом, запишем (8.44) в виде
8СП 0 г ^П.Н (Ren )
2 /5	"И
К ^п.в	Рп.н
“ °’Э“^#(Рп.н +Рп.к )^»
А1.к Аьн
, 5n.K(RCn)
Рп.к
*П.К~7П.Н	(7н^"7к)^ 1J gL,
Gn	al
^мн(Ке) Рм.н
8GM Рм.к ~ Рм.н 2 j5 71 "м.
“0’5—g(Рм.н +Рм.К )^’
al
(8.49)
Л/ - °’5
GMnn г	г
^—gL. al
(7in + 71к “7oh ”7ok )x
Л	\
Среди методов еще более высокого порядка точности следует отметить метод Рунге-Кутта четвертого порядка (0(Z?)), который достаточно часто используется для решения задач Коши [224]:
1
J/(/)>)<« = -(A1+2/c2 + 2A3+A4>
Ь b
где
A,=L/(0j(0));
(L /ЛЧ *1^
k.2=Lf
Система (8.49) является окончательной расчетной системой уравнений, используемой в настоящей методике, согласно которой необходимо осуществить следующие пункты вычислений.
I. Определяем удельные тепловые потоки
У1П’ 72н’ 7он» характеризующие теплообмен па входе в рассматриваемый участок системы.
Рассматривая схемы взаимного расположения мазутопровода и паровых спутников (см. рис. 8.1 и 8.2), можно выделить следующие удельные тепловые потоки, характеризующие теплообмен в этой системе: ^ — удельный тепловой поток от пара (или парокон-депсатной смеси) к воздуху под кожухом изоляции; — то же, от воздуха под кожухом к
345
мазут}7 в мазутопроводах; q2 — то же, от воздуха под кожухом в окружающую среду' через слой изоляции (кожух); q() — то же, от мазута в окружающую среду через стенки мазуто-проводов и слоя изоляции (кожух).
Процедура вычисления удельных тепловых потоков q, qx, q2n q^ производится по ходу расчетов еще один или несколько раз при нахождении параметров системы па выходе из рассматриваемого участка. Поэтому методика расчета удельных тепловых потоков вынесена в отдельный расчетный блок I и подробно описана ниже [см. (8.60) и далее].
1.	Таким образом, в начале решения задачи 1 производится определение удельных тепловых потоков qH, ^1н, q2H и z?()H с использованием отдельной процедуры, изложенной в расчетном блоке, при этом в качестве ZM, °C; tn, °C; рп, Па; х используем заданные на входе в участок значения:
~~ ^м.н ’ 'п “ ^П.Н’ Рп ~ Рп.Н ’ х = хн.
(8.50)
2.	Согласно [159], примем коэффициент трения для течения пароконденсатной сме-си £n.H= £п.к= °-°2-
3.	Определяем плотность пара, кг/мЛ, на входе в участок:
1
Хн р 1~~хн
Рп.нас.н Рн.нас.н
(8.51)
где Рп.нас.н» Рн.нас.н” плотности насыщенных пара и воды при рц и Zjr
4.	Положим в качестве первого приближения
Рп.к” Рп.н» ^л.к (Ren) ~~ ^П.Н (Ren)’
Чк~	7lH» 7()к~ 7()н’
5.	Вычисляем гп к и рп к по (8.49).
6.	По найденным in к и рп к определяются соответствующие им значения tu к, хк с помощью диаграмм для водяного пара [159].
Если гп к> гп нас при рП к, то пар остается перегретым и его плотность и теплоемкость
можно определить по таблицам для перегретого пара [159].
Если *».нас< гп.к< ?пл.ас ПРИ А,.к- ТО Пар ЯВЛЯСТ-ся влажным и хк и рпк можно определить по формулам
7	— 2
_ п.к н.нас . Хк	•	»
7	— 7
п.нас 41.нас
1
Рпк" хк	1- хк
Рплас.к	Рв.нас.к
(8.52)
(8.53)
где рп нас к и рв нас к — плотности насыщенных пара и воды при ZnK и рп к.
7.	Рассчитываем Дгм по (8.49).
8.	По вычисленным значениям ?м к определяем к следующим образом.
Если </1н+ г/|к> </Он+ б/()к, то происходит повышение температуры мазута; когда <?1н+ qXK< < 7он+7ок» то температура мазута понижается, в обоих случаях она определяется [225] как
А • Рм.К Рм.Н	Г, 273 Г Эр У 1+	л , Рм.к \	/ ;	JJ JV1 М . П
^гм.к /	_	Рм.к		
мк“	р г + — с/;м Т	I.K ~~ Рм.Н ( Эр Р2м.к W	(8.54)
Формула (8.54) справедлива для жидкостей, плотность которых является линейной функцией температуры, при этом f Эр — I- const.
V Э/ J
В (8.54) CyJM и рм к в первом приближении определяются при tM н.
Уточняем значение температуры t'M к, вычисляя ее с помощью (8.54), где в качестве Срм используется с^м, найденное при ^ = 0,5(<МЛ| + «м.к). а Рм.к рассчитывается при 7м— ^м.к'
Определяем погрешность расчета /м к:
(8.55)
Если е,мж > 0,1, то ZM к присваивается значе-
346
пие l'MK и вычисления продолжаются до тех пор, пока не будет выполнено условие е/мк < 0,1.
Если £^м к < 0,1, то рассчитанное значение /м к будем считать окончательным.
9.	Находим тепловые потоки </jK, г/2к, </()к на выходе из участка, используя расчетный блок I и полагая при этом
“ ^М.К’	~ ^П.К» Рп ~ А1.К’ х ~ хк‘ (Ь.5б)
10.	Значение рпк уточняем по формуле (8.53); рп к, гп к — по (8.49) с учетом полученного значения рп к; хк — по (8.52); Дгм — по (8.49) и 1М к — по (8.54) так же, как и в п. 8.
11.	Определяем рпк по (8.49), используя при этом вычисленное значение числа ~ wMdM п 4GM
ReM =----— =--------- и зависимости для
vM itdM HpMvM
определения ^M(ReM), представленные в п. 6 гидравлического расчета мазутопроводов (см. §8.2).
12.	Если на рассматриваемом участке имеются местные сопротивления, то в силу того, что они носят локальный характер и располагаются на достаточно малом отрезке длины трубопровода, влиянием сил трения и изменения геометрического положения оси на давление и энтальпию можно пренебречь. Кроме того, в результате тех же причин можно пренебречь влиянием переданного потока теплоты на энтальпию.
С учетом всего сказанного, производя такие же преобразования, как и при получении системы уравнений (8.49), можно получить следующие формулы для определения рп Па, и гп к, Дж/кг, на выходе из участка с местным сопротивлением м:
8G2
Рп.к ~ Рп.м 2/4 ^п.в
X ^м п н	| ^ЭМ.П.К
l Рп.Н	Рп.К 1
(8.57)
Решение полученной системы (8.57) производится по той же методике, что и (8.49).
Аналогично рассуждая, можно получить систему уравнений для определения рп к и Дгм для мазута:
8G“
Рм.к~ Рм.н" 2 /2
(8.58)
<4 =0,
которую также можно решить предложенным выше способом.
13.	Определяем общие тепловые потоки Q, Qi ’ Qd-
Поскольку удельные тепловые потоки q от пара (или пароконденсатиой смеси) к воздуху под кожухом и другие меняются по длине паропровода, при строгих расчетах Q, Q± и следует находить с помощью интегрирования тепловых потоков </, qx и q{} по длине трубопровода. Значения q, q}n г/0 в каждой точке в этом случае вычисляются с помощью решения сложной системы дифференциальных уравнений. Получить это решение в аналитическом виде не всегда представляется возможным, а применение численных методов сопряжено с большим объемом производимых вычислений.
Поэтому для вычисления тепловых потоков Qj и й), Вт, воспользуемся, как и раньше, методом второго порядка точности:
Q = 0,5(?h+?k)L; а=0,5(?1н+?1к)£; QI)=0)5(?()h+%k)L; Q2=0,5(q2H+q2K)L.
Формулы (8.59) тем лучше отражают реальные значения Q тепловых потоков, чем меньше длина рассматриваемого участка L, при этом предполагается равномерное распределение по сечению паропровода-спутника компонентов пароконденсатиой смеси.
Следует отметить, что при разработке данной методики (см. гл. 5) использовались инженерные методы расчета, основанные на
347
критериальных зависимостях и известных аналитических решениях. При этом, естественно, инженерные методы расчета несут в себе ряд допущений, которые позволяют в конечном итоге получить эти решения и одновременно близко отражают реальную картину происходящих физических процессов.
Рассмотрим методику решения задачи 2, для которой дополнительно зададим температуру мазута на выходе из мазутопровода *м.к> °с-
1.	Предварительно задаемся значением 8И3. В качестве первого приближения биз рекомендуется воспользоваться приближенной формулой
с	__1 К
I Q ««о)
где Q Gnnn<Zn нЛа0(/п к ^п.н) ^м^мС^м.к zm.h)* Оо« 9,3  10"3 Вт/м2; а= 17,4  1(Г3 Вт/м2; Хиз — теплопроводность материала изоляции, рассчитанная при /из= 0,5(fM + Zn); /0 — температура окружающей среды, которая в нашем случае определяется как температура окружающего воздуха; f — площадь полной поверхности изоляции.
Если Q' < 0, то следует увеличить расход пара Gn или число паровых спутников.
2.	Рассчитываем конечную температуру мазута по методике, предложенной в решении задачи 1.
3.	Если полученное в результате расчетов значение /м к меньше заданного, то 8ИЗ следует увеличить, в противном случае, наоборот, уменьшить и вновь рассчитать конечную температуру мазута по методике, данной в решении задачи 1, и так до тех пор, пока не будет достигнута нужная степень точности расчета значения биз.
Для решения частного случая задачи 2 — определения толщины изоляции, необходимой для поддержания температуры мазута в пределах заданного значения /мл1, — необходимо воспользоваться методикой решения задачи 2, полагая при этом tM к= tM н.
Распишем подробно I блок расчета удельных тепловых потоков: q — от пароконден-
сатпой смеси к воздуху под кожухом; — от воздуха к мазуту в мазутопроводах; q2— от воздуха под кожухом в окружающую среду; у() — от мазута в окружающую среду через стенки мазутопроводов и изоляцию (кожух).
1.	Задаемся температурой воздуха под кожухом tn к, °C, принимая ее в первом приближении, как
ZBK =0Ж + /м).	(8.60)
2.	Определяем удельное количество теплоты q, отдаваемое паровыми спутниками в воздух под кожухом, по следующей методике.
Задаемся начальными значениями температуры стенки парового спутника:
ZCT.n = °-5(Zn +Zb.k)-	(8-61)
Находим коэффициент теплоотдачи ап от пара или парокондепсатной смеси к стенке парового спутника.
Если в паровых спутниках движется перегретый пар и /стп> ZH, где £н— температура насыщения пара при давлении рп, то перегретый пар лишь отдаст теплоту перегрева не конденсируясь, при этом коэффициент теплоотдачи ап определяется по формуле
ап = 0,027-^2- Re0,8 Рг(м.	(8.62)
Формула (8.62) справедлива при 104 < Re < 2 • 106 и Рг < 9,8  106.
При этом числа Re и Рг определяются следующим образом:
Re = WB?nn;
Vn
(8.63)
Рг = У^пРп. (8.64)
Значение скорости движения wn, м/с, вычисляется по формуле
wn=-^.	(8.65)
Рп^^п.н
Если Gn неизвестно, значение wn выбирается в диапазоне 50—70 м/с для перегретого
348
пара и в диапазоне 30—50 м/с для насыщенного пара. При этом Gn вычисляется с помощью (8.65). Теплофизические характеристики перегретого пара определяются по соответствующим графикам [159, 178].
Если /стп< £н, то пар конденсируется на стенках паровых спутников, при этом мы имеем пароконденсатную смесь.
Тогда, учитывая, что в подавляющем большинстве случаев на практике происходит турбулентное движение пароконденсатпой смеси внутри труб, ап определяется по формуле Г.Н. Кружилина [159]:
Таблица 8.26. Коэффициент теплоотдачи от парового спутника в воздух, Вт/(м2 • К)
Температура пара /1(, °C	Диаметр парового спутника, м			
	0,25	0,32	0,48	0,57
138	19,77	19,07	18,38	18,03
151	20.82	20,35	19,54	19,07
164	22,1	21,52	20,59	20,35
в воздух под кожухом:
1
’П”	1	1 , dnii 1
ап4.в 2Л,ПХТ dn в ст в Kdn н
. (8.69)
где
ап = еос() /1 + х
Рн.нас _ J
Рп.нас ;
(8.66)
Уточняем значение /стп, °C, по формуле
S	^п(^П	^В.к)
‘ст.п	~ J
^п^п.в
(8.70)
Определяем погрешность вычисления температуры стенки парового спутника:
— коэффициент теплоотдачи для турбулентного однофазного потока жидкости в такой же трубе с расходом Gn; х— расходное массовое паросодержание (степень сухости пара); Рв.нас» Рп.нас “ плотности насыщенной воды и пара при /п и рп> определяемые по таблицам плотности воды и водяного пара.
Коэффициент Е отражает влияние па значение ап материала стенок труб. Он имеет для нержавеющей стали, латуни и меди следующие значения:
Е = Ест= 1,14; Е = £л= 1,24; £ = £м= 1,5.	(8.68)
Следует отметить, что значение L должно удовлетворять условию L < Znp, где рассчитывается по формуле (5.261). Если же L > /1]р, то весь пар конденсируется и следует предусмотреть отвод конденсата.
Определяем коэффициент теплоотдачи (Хп.ст.в.к от стенок паровых спутников в воздух под кожухом с помощью табл. 8.26.
Для других значений /п и dnH значение апствк находится с помощью линейной интерполяции или экстраполяции табличных данных.
Вычисляем коэффициент теплопередачи в, Вт/(м • К), от пара в паровых спутниках
Е
I ст.п
^ст.п ^ст.п ^ст.п
(8.71)
Если Е/СТГ1> 0,1, то /стп присваивается новое значение ^стп и расчет повторяется до тех пор, пока не выполнится условие Е/стп< 0,1.
Если Е/гтп< 0,1, то значения Ап и г_п счита-ются окончательными.
Определяем удельное количество теплоты qy Вт/м, переданное от пара в воздушное пространство под кожухом:
9 = ппАп71(/п-<в.к)-	(8-72)
3.	Находим удельное количество теплоты передаваемое от воздуха под кожухом мазуту в мазутопроводах.
Задаемся температурой стенки мазутопровода в области, обогреваемой паровыми спутниками:
^ст.в ~-Нв к).	(8.73)
Определяем коэффициент теплоотдачи от воздуха под кожухом к стенке трубопровода «И.К.СТ.М по табл- 8-27-
Рассчитываем коэффициент теплоотдачи
349
Таблица 8.27. Коэффициент теплоотдачи от воздуха под кожухом к обогреваемому трубопроводу
Показатель	Значение		
Температура пара /1Р °C	138	151	164
Коэффициент теплоотдачи “. к стм. Вт/(м2 • К)	13,37	13,96	14,54
астм , Вт/(м2 - К), от стенок трубопровода к мазуту:
для ламинарного режима течения мазута (Re < 2200) в мазутопроводе
аст M=0,17^Rc°33Pr°-43 Gr°J(
«М.В	Р1СТ
0,25
;(8.74)
для турбулентного режима течения мазута (Re > 104)
aCT.M=0,021Re"8P^
.0,43 РГМ
Рггт
(8.75)
для переходного режима течения мазута (2200 < Re < 104) с учетом поправочного коэффициента ф, определяемого по таблице, приведенной ниже (см. табл. 11.13)
a
ст.м
= (p0,021ReJ,)’8 Рг‘мз
( Рг J'ct
\0,2э
(8.76)
Рассчитываем коэффициент теплопередачи &вм, Вт/(м- К), от воздушного пространства под кожухом к мазуту в трубопроводе:
К><=-----i------i---Ч-----------i----• (8-77)
—-------+—— In	-----
^СТ.М^М.В 2Хмхт в ^в.к.ст.м^м.н
Уточняем значение fCTB:
^ст.в
t 1 ^в.м (^В.к	)
LM	1
аст.мЛм.в
(8.78)
Находим погрешность расчета Гств :
е
I ст.в
^ст,в ^ст.в ^ст.в
(8.79)
Если eZctb>0,1, то ZCTB присваивается новое значение £'тв и расчет повторяется до
тех пор, пока не выполнится условие
Если Е/ств < 0,1, то значения Ав м и /ств считаются окончательными.
Определяем удельное количество теплоты, Вт/м, переданное от воздуха под кожухом трубопроводу с мазутом:
71 = Пм^в.м ^(^В.к “ ^м)»	(8.80)
где р — угол, соответствующий поверхности мазутопроводов, соприкасающейся с воздухом в кожухе; для конструкций кожуха, представленных на рис. 8.2 находится по табл. 8.28.
4.	Вычисляем удельное количество теплоты передаваемое от воздуха под кожухом в окружающую среду по следующей методике.
Находим среднюю температуру окружающей среды, °C, в области паровых спутников:
у __ /и.П.В^В + Ти.П.Г^Г.П	ZQ Q1\
Zo.n "-----—-------’
Уи.п.в ' Уи.п.г
гЛе7и.п.в’7и.п.г “ площади поверхностей, отнесенные к 1 пог. м длины изоляции трубопроводов, находящихся в воздухе или в грунте, определяемые по значениямп г табл. 8.28 и 8.29; /гп — средняя температура грунта, окружающего /и п г.
Для мазутопроводов, прокладываемых на воздухе, ()n=ZB.
Задаемся начальным приближением температуры стенки изоляции со стороны паровых спутников tu п] и температурой стенки изоляции со стороны пространства, окружающего изоляцию:
^и.п1 ~ ^в.к ~
*и.п2 = *о.п + 3	(8.82)
Значение п2 можно принять в диапазоне 40—60 °C при положительных температурах окружающей среды и в диапазоне 0—15 иС при отрицательных се значениях.
Определяем среднюю температуру изоляции в области паровых спутников:
^.п=0А«и.п1+«ип2).	(8.83)
350
Таблица 8.28. Формулы для определения углов р, а, % ф, т (см. рис. 8.2)
Число спутников	Размещение спутников	Угол обогрева	р	а	Y	т	9
Один	Спутник установлен вплотную к обогреваемому трубопроводу	Естественный	сч о о“ = II 1 ах| сч ; + 3 7 : и и	а = 2л - Р	у=Р	-	-
		Полуобогрев	р = л	а = л	cos—= ^м" 2 Чи.ц+^П.Н	-	-
Два сл 1—»	Спутники и трубопроводы расположены на одной касательной. Расстояние между осями спутников б^.н/2	Естественный	Р = 2(<р + т)	а = 2л - р	Г Р	Iff Т =		 ^м.н+^п.и)	. У<„+1б«,-о.о1)«,„+о.о1) ‘8Ф	2(rfM	-0,02)
		Полуобогрев	Р = л	а = л	у = 2(ф + т)	ЦТ т =		 2«11+<„)	_	II +	11^11 11 §v~ 2d -d П II
	Спутники установлены вплотную к обогреваемому трубопроводу. Расстояние между их осями а	Естественный	Р = 2(Ф + т)	ос - 2л - р	Y=P	а Sill т =	 ^м.п + ^п.п	<гн-^пн-°^2 COS <р =		 II + ^п.н
		Полуобогрев	Р = л	а = л	у=2(ф + т)	а sin т =	 < 11 + ^п.п	cos Ф = rf>l" ~	11 п	11
Примечание. ^1И, 4* п — наружные диаметры паровых спутников и мазутопроводов.
352
Таблица 8.29. Формулы для определения fn, fCT,/мл&
Число спутников	Размещение спутников	Угол обогрева	т	Аг	/й.п2
Один	Спутник установлен вплотную к обогреваемому трубопроводу	Естественный	-0,01)(dn„ -0,01)	14. „ 2	|«.+28„э+0,02)+2т
		Полуобогрев		2	|«„ + 28из + 0,02)+2ш+ +^4.11+28ю+0,02)
Два	Спутники и трубопроводы расположены на одной касательной. Расстояние между осями спутников 4л.н/2	Естественный	V^„4-16(rfM.l,-0,01)(rf„„-0.01) 4	4н 2	|(41„+28н.,+0,02)+^+2™
		Полуобогрев	11 + ^^м.ч^п.н 4	2	|(4„+28н,+0,02)+^+2ш + +^«1 + 28>„+0,02)
	Спутники установлены вплотную к обогреваемому трубопроводу. Расстояние между их осями а	Естественный	7«tl,-0,01)(rfn„+0,01)	14.и 2	|«11+28„, + 0.(>2)+<-/ + 2т
		Полуобогрев		н 2	~411+281„+0,02)+а + 2те + +^(</м|, + 28из + 0,02)
Примечание. 1Р d* и — наружные диаметры паровых спутников и мазутопроводов. Значение fu определяется по формуле fu - п (при двух спутниках) ;/,и1 - по той же формуле, что и/„п2, но при 5И1 = 0;/и,,= 0,5 (/„<п
Таблица 8.30. Расчетные значения теплопроводности изоляционных конструкций (без штукатурного слоя)
Изоляционный материал	Плотность р, кг/м3	Максимальная температура применения, °C	Теплопроводность ХИР Вт/(м • К)		
			при температуре выше 30 °C в зависимости от средней температуры слоя изоляции	с учетом гигроскопической влажности	
				при температурах 0-30 °C	при отрицательных температурах
Альфоль:					
гофрированный	20-40	350	0,059+0,00026 1,„	—	—
гладкий	20—40	350	0,053+0,00016	—	—
Асбестовый матрац, заполненный ньювелем	250	350	0,08+0,00012			
То же совелитом	280	450	0,087+0,00012 tm	—	—
То же стекловолокном	200	450	0,058+0,00023	—	—
То же вермикулитом	220	450	0,08+0,00014	—	—
Асботкань в несколько слоев	500-600	200 (с хлопком) 450 (без хлопка)	0,13+0,00026 /И!	—	—
Асбопухшнур	—	200	0,12+0,00031 /|П	-	—
Асбозурит мастичный	650	900	0,16+0,00017 t„,	-	-
Асботермит мастичный	570	500	0,13+0,0001 ZlH	—	—
Асбоверникулитовые плиты					
и сегменты	250	600	0,08+0,00023 /|Г1	—	—
Асбоцементные плиты					
и сегменты	400	450	0,09+0,00013	—	—
Вермикулит в засыпке	200	900	0,07+0,00027 ,	-	-
Войлок:					
минеральный	300	200 (вне помещения);	0,07+0,0002 Z,,,	0,08	0,09
		60 (в помещении)			
строительный	200	100	0,04+0,00021 t„,	0,1	0,12
отопительный	100	100	0,05+0,0002 Z„,	0,1	0,12
Вулканитовые плиты	400	500	0,08+0,0002 Z,„	-	-
Диатомовые обжиговые					
изделия:					
марки 500	500	900	0,11+0,00023 zln	—	—
марки 600	600	900	0,14+0,00023	—	—
КЧ-плиты	400	450 (вне помещения);	0,08+0,0002	0,09	0,1
		160 (в помещении)			
Минеральная вата в набивке под сетку по опорным кольцам из теплоизоляционного материала	300	600	0,06+0,0002	0,08		
Маты минераловатные	300	600	0,06+0,00019 ZIO	0,07	—
Маты и полосы стекловолокна	200	450	0,04+0,00036 titl	0,06	-
Маты минераловатные					
на синтетических смолах					
(фенольный войлок)	100-180	150	0,05+0,00023	0,06	0,07
Ньювель мастичный	370	350	0,09+0,0007 z„,	—	—
Пенодиатомовый кирпич	450	900	0,09+0,00023 Z,,,	-	-
Пенобетонные изделия	400	400	0,11+0,0003 ZH.,	—	—
	500	400	0,13+0,0003 Zkn	—	—
Пеношамотные изделия	950	1350	0,28+0,00023	-	-
Пробка минеральная	300-400	60	—	0,09	0.1
Пробка натуральная	250-300	100	—	0,07	0,07
Совел ит мастичный	500	500	0,1+0,0001 Ги>,	-	-
353
Окончание табл. 8.30
Изоляцион ный материал	Плотность р, кг/м3	Максимальная температура применения, °C	Теплопроводность ,, Вт/(м • К)		
			при температуре выше 30 °C в зависимости от средней температуры слоя изоляции	с учетом гигроскопической влажности	
				при температурах 0-30 °C	при отрицательных температурах
Совелитовые плиты и другие изделия	350—100	500	0.08+0,00019 /И1	—	—
Скорлупы минераловатпые офактуренные	300	600	0,07+0,00019	—	—
Стеклянная вата в набивку под сетку по кольцам из теплоизоляционного материала	200	450	0,05+0,00036 <1(,			—
Торфоплиты и сегменты	275 350	100 100	0,06+0,00015 t„, 0,08+0,00015 t,,.,	0,1	0,13
Экспанзит-плиты и сегменты	150-250	100	—	0,06	0,06
Таблица 8.31. Значения коэффициентов теплоотдачи, Вт/(м2»К), от изоляции в окружающую среду
Расположение и характер объекта	В закрытом помещении	На открытом воздухе при скорости ветра, м/с		
		5	10	15
Цилиндрические объекты диаметром менее 2 м	10,47	20,93	29,08	34,89
Цилиндрические объекты диаметром более 2 м	11,6.3	23,26	34,89	46,52
Находим теплопроводность Х|ЬП изоляционного материала при 7И п по табл. 8.30.
Определяем коэффициент теплоотдачи (ХВКи от воздуха под кожухом к изоляции, который в большинстве случаев можно принять равным 14 Вт/(м2-К).
Вычисляем коэффициент теплоотдачи, Вт/(м2-К), от изоляции в области паровых спутников в окружающую среду:
„	_ ^и.п.нТи.п.в + ^и.п.гТи.п.г /О од \
«ион -----------“----------’
Уи.п.в ' /и.п.г
где аи п н = ак + ал — коэффициент теплоотдачи от изоляции в окружающую среду (табл. 8.31), здесь ак можно определить по формулам (5.118)—(5.122), а ал по - (5.128); значения аи<п г можно найти по формуле (5.123).
Рассчитываем коэффициент теплопередачи, Вт/(м-К), от воздушного пространства под кожухом в окружающую среду в области паровых спутников:
АВ.О= ]	5^	]	-	(8-85)
“п.к.и_/й.и1 К.п/и.п ®и.о.п/й.п2
где /,.П1 > /и.п2- /и.п = 0,5(4П1+/и.п2) - соответственно площади внутренней, наружной и средней поверхностей изоляции, отнесенные к 1 пог. м длины трубопроводов, определяемые по табл. 8.29 (/^п1 находится, как и 7и.и2» пРи ^из = 0); ф — коэффициент, завися-щий от<5=/и п2//| л1.
Значение ф в (8.85) можно положить равным единице при	2 или опреде-
лить по табл. 8.32.
Уточняем значения п1 и п2 по формулам
2и.п1 ^в.к
^и.п2 ” ^о.п
(t — Т у Г Vb.K Х).П/’ ^н.к.и/и.п!
, ----К.------!t X
Т	7- VB.K *0.11/•
^и.о.п /и.п2
► (8.86)
Вычисляем погрешности, полученные при расчете температур /и п1 и 1И п2
£/ И.П1
^И.п1	^И.п! . р
f	t и.л2
hi.nl ]
^и.п2 ^и.п2 ^и.п2
(8.87)
Если или е/ИЛ11, или £/и п2 больше 0,1, то /и п1 и tu п2 присваиваются новые значения /'и п1 и
354
Таблица 8.32. Поправочный коэффициент ф в зависимости от £
Показатель	Значение							
Отношение площадей	2,0	2,2	2,4	2,6	2,8	3,0	3,5	1,0
Поправочный коэффициент (р	1,04	1,050	1,061	1,074	1,087	1,089	1,129	1,152
п2 и расчет повторяется до тех пор, пока не ВЫПОЛНЯТСЯ условия Е/и п1< 0,1 И eZl1.n2-0»l-
Если EZHnJ< 0,1 и е/ип2< од, то значения ги п1, п2 и Зиз считаются окончательными.
Определяем удельное количество теплоты, Вт/м, переданное от воздуха под кожухом в окружающее пространство в области паровых спутников:
?2=1,257иАЖкЧ.п),	(8-88)
где значение /и п берется из табл. 8.29, а коэффициент 1,25 учитывает потери в окружающую среду через опоры.
5.	Уточнение значения к производится по следующей методике.
Если + то уточненное значение ZB K можно определить следующим образом:
41 К	f _
(8.89)
Находим погрешность, полученную при вычислении к:
Е =
^в.к ^в.к
(8.90)
Если Ет к>0,1, то /вк присваивается новое значение Z' к и расчет повторяется начиная с п. 2 до тех пор, пока не выполнится условие е^ОД.
Если Е/в к< 0,1, то значения Zbkh q, q2 считаем окончательными.
6.	Определяем удельное количество теплоты q^, отданное мазутом в окружающую среду через стенки мазутопровода и изоляцию.
Рассчитываем среднюю температуру окружающей среды, °C, в области мазутопроводов:
~Г _ Ти.тл/в + Ун.т.г^г.т	/ООП
4>.т-	—	-	(8-91)
Уи.т.н Уи.т.г
ции мазутопроводов, находящихся в воздухе или грунте, определяемые согласно табл. 8.28 и 8.29; ггт— средняя температура грунта, окружающего /и тг.
Для мазутопроводов, прокладываемых на воздухе, Fo т = ttt.
Задаемся значениями температур изоляции со стороны трубопровода т! и со стороны окружающей среды т2:
^и.т1 —	3; 1
^и.т2 ~ Сг ”3.]
(8.92)
Значения т2 можно принять в диапазоне 40—60 °C при положительных температурах окружающей среды и в диапазоне 0-ь-10 °C при отрицательных ее значениях.
Находим среднюю температуру изоляции:
^1.т ~9,5(/нт1+/ит2).	(8.93)
Определяем теплопроводность изоляционного материала Хиз при Ги т по табл. 8.30.
Вычисляем коэффициент теплоотдачи, Вт/(м2 К), от изоляции в окружающую среду:
(1 f 4- CL Г
~	_ '*И.Т.В7И.Т.В 1 ^И.Т.ГУИ.Т.Г	/О
аи.о.т ---------------------’	(8.94)
Уи.Т.В + Уил’.г
где аи тв = ак + ал (см. табл. 8.31); здесь ак — можно определить по формулам (5.118)—(5.122); ал — по (5.128), аитг находится по (5.123).
Рассчитываем коэффициент теплопередачи, Вт/(м-К), от мазута в окружающую среду через стенку трубопровода и изоляцию по формуле
^м.ст^м.и ^м.ст ^м.в
1	н	1
Х1п-^-------+--------------------
^М.Н О'И.О.Т (^М.н + SH3 )
(8.95)
где Tii.t.b’ Ти.тг — площади поверхностей изоля
где (р выбирается по табл. 8.32 при
355
g = «,Н + 8из)/<н или <p « 1 при <; < 2.
Уточняем значение tn т| и 1И т2 по формулам
'Ут.огм |>о.т/
1	1	•.	i| ।
	+ —----1п-^-^М.СТ^М.В----------2Хмхт-d'M.B J
_ ^м.тлХ^м ~~ ^о.т)
^И.О.Т^М.Н + ^И3)
(8.96)
Определяем погрешности е,и т1 и е/пт2, полученные при вычислении температур /ит1 И 1И Т2>
Е	= 1 и.т!	^и.т!	^и.т!	’ и.т2	^и.т2	^и.т2	. (8.97)
	^и.т]		^и.т2	
Если е,ит1, или е,ит2 больше 0,1, то /и т1 и
/ит2 присваиваются новые значения fMT1 и tт2 и расчет повторяется до тех пор, пока не ВЫПОЛНЯТСЯ условия £/ит1< 0,1 и £/ит2- ОД-
Если £/ит1< 0,1 и е/и т2< 0,1, то значения /и т1 и <|Ст2, и 5ИЭ считаются окончательными.
Рассчитаем удельное количество теплоты, Вт/м, отданное мазутом в окружающую среду через изоляцию:
?о=Амт.о^Ч.Л (8-98)
где а — угол, соответствующий части поверхности мазутопроводов, соприкасающейся с кожухом; для конструкций кожуха, представленных на рис. 8.2, а находится по табл. 8.28.
Глава 9
СТАЦИОНАРНЫЕ ПОДОГРЕВАТЕЛИ МАЗУТА
9.1.	Назначение и классификация стационарных подогревателей мазута
Основным назначением стационарных подогревателей мазута в схемах мазутных хозяйств электростанций и котельных является обеспечение путем подогрева необходимых значений вязкости мазута перед подачей его в горелочные устройства и форсунки котлов. Необходимые для конкретных типов и конструкций горелок и форсунок значения вязкости мазута приведены выше (см. гл. 2).
Тем не менее еще раз целесообразно показать, что рекомендуемые температуры подогрева мазута перед форсунками должны иметь значения не меньше тех, что указаны в табл. 9.1.
Также следует еще раз указать несколько общих рекомендаций:
—	для мазутов М40 и М100 перед ротационными форсунками допускается снижение температуры до 60 °C;
—	при обработке мазута жидкими присадками температура разогрева должна быть не менее ПО °C;
—	в случае использования смеси мазутов разных марок температура подогрева принимается по наиболее тяжелому мазуту;
— для нахождения необходимой температуры подогрева мазута рекомендуется также использовать известную номограмму, приведенную на рис. 2.40.
Поскольку (см. гл. 1) стационарные подогреватели помимо подогрева мазута до необходимой температуры обеспечивают также циркуляционные режимы эксплуатации мазутного хозяйства, то назначением их является подогрев мазута с целью обеспечения
Таблица 9.1. Рекомендуемые минимальные значения температуры подогрева мазута для основных конструкций форсунок, °C
Тип форсунок	Марка мазута	
	М40	М100
Механические и паромеханические форсунки	100	115
Механические и ротационные форсунки	90	110
Воздушные пизконапорные форсунки	85	100
Паровые высоконапорпые форсунку!	80	95
Форсунки «Тита!I-М», механические двухконтурные форсунки с обратным сливом, двухступенчатые форсунки ВТИ-БЭРН	120	135
Форсунки ГМГ-м	110	125
необходимого температурного режима и вязкости по всему Топливному тракту, начиная от резервуаров — хранилищ мазута до форсунок котлов.
Подогреватели мазута относятся к рекуперативным поверхностным теплообменным аппаратам.
По конструктивным признакам (по виду поверхности теплообмена) стационарные серийно выпускаемые промышленностью подогреватели мазута принципиально подразделяются па:
—	кожухотрубные с прямыми гладкими трубами (гладкотрубпые);
—	кожухотрубные с оребренными трубами;
—	кожухотрубные с U-образными трубами;
—	кожухотрубные секционные;
—	секционные «труба в трубе» (ТТ).
В свою очередь, гладкотрубпые подогреватели мазута подразделяются на:
—	аппараты горизонтального исполнения,
357
к которым относятся подогреватели мазута типа ПМ;
— аппараты вертикального исполнения, к которым относятся две модификации подогревателей мазута типа ПМ и подогреватели типа НП-бОм.
Кожухотрубные подогреватели с оребренными трубами выпускаются двух типов:
—	с продольно-оребренными трубами марок ПМР;
—	с поперечной накаткой на трубах, к которым относятся подогреватели типа П-16.
Кожухотрубные секционные подогреватели мазута бывают двух типов:
—	с приварными двойниками;
—	со съемными U-образными двойниками.
Аппараты типа «труба в трубе» (ТТ) прежде всего можно классифицировать на:
—	перазборныс однопоточныс аппараты типа ТТн;
—	аппараты разборного исполнения.
Неразборные однопоточные аппараты
ТТн, в свою очередь, изготовляются:
—	с приварными двойниками;
—	со съемными двойниками.
Разборные аппараты ТТ по конструктивному признаку можно разделить на:
—	однопоточпые;
—	многопоточные.
Каждый из этих типов аппаратов ТТ также может быть:
—	с приварными двойниками;
—	со съемными двойниками.
В то же время каждый из перечисленных типов разборных аппаратов можно дополнительно классифицировать по типу основной
| Стационарные подогреватели мазута |
Кожухотрубные секционные
Кожухотрубные с U-образными трубами
Кожухотрубные с прямыми гладкими трубами
Вертикальные
Кожухотрубные с оребренными трубами
Горизонтальные
С продольным оребрением
П-16
ПМР-13-120
I— ПМР-13-240
I— ПМР-13-400
ПМР-13-60
С поперечным оребрением
С приварными двойниками
Неразборные однотопочные типа ТТн
Секционные «труба в трубеа
Разборные
Со съемными двойниками
С приварными___
двойниками
Со съемными двойниками
— Однопоточные |____
Многопоточные —
С приварными двойниками
Со съемными двойниками
Гладкие трубы
Рис. 9.1. Классификация стационарных теплообменных аппаратов, применяемых в системах подготовки жидкого топлива
358
поверхности теплообмена па:
—	аппараты с гладкими трубами;
—	аппараты с оребренными трубами.
Промышленностью выпускаются секционные разборные теплообменники «труба в трубе» с оребрением в виде:
—	приварных продольных ребер (типы ТТ1-1 иТТА-1);
—	выдавленных продольных ребер;
—	приварных шипов;
—	поперечно-винтовой накатки.
Следует отметить, что в приведенную здесь классификацию стационарных подогревателей мазута включен большой ряд типоразмеров теплообменных аппаратов типа «труба в трубе», выпускаемых заводами химического и нефтяного машиностроения.
Несмотря на то что в типовых проектах мазутных хозяйств ТЭС и котельных секционные подогреватели типа «труба в трубе» не нашли широкого распространения, тем не менее в условиях реконструкции или модернизации использование их может быть даже более эффективным, чем применение аппаратов, давно использующихся в энергетике.
Рассмотренная классификация стационарных теплообменных аппаратов приведена на рис. 9.1.
9.2.	Конструкции и характеристики серийных стационарных подогревателей мазута
В классификацию, данную на рис. 9.1, вошли аппараты, которые специально предназначены и выпускаются промышленностью для подогрева мазута на электростанциях и в котельных. Одновременно сюда включены аппараты, которые используются для маломощных и транспортных энергоустановок, а также большой класс теплообменных аппаратов, которые, как уже говорилось, освоены заводами химического и нефтяного машиностроения и могут найти (а отчасти уже и нашли) применение в схемах мазутных хозяйств стационарных паротурбинных установок.
Рассмотрим конструкции и характеристики серийно выпускаемых подогревателей мазута для электростанций и котельных. Классификация этих подогревателей мазута приведена па рис. 9.2.
Рис.9.2. Классификация серийных стационарных подогревателей мазута для электростанций и котельных
359
Рис. 9.3. Подогреватель мазута ПМ-25-6:
1 — обечайка; 2 — крышка передняя; 5, 4 — штуцера подвода и отвода мазута; 5 — подвод пара; 6 — трубный пучок; 7— перегородка; 8 — днище; 9— отвод конденсата; 10— водоуказательное стекло
Рис. 9.4. Подогреватель мазута ПМ-10-120:
1 — мазутная камера; 2 — трубный пучок; 3 — корпус; 4 — поворотная мазутная камера; 5 — опора; 6 — водомерное стекло; А , Б — вход и выход мазута; В — вход пара; Г~ отвод конденсата; Д— дренаж мазута; Е — отсос воздуха
Горизонтальные гладкотрубные подогреватели мазута типа ПМ применяются в одноступенчатых (ПМ-25-6, ПМ-40-15 и ПМ-40-30) и двухступенчатых (ПМ-10-60 и ПМ-10-120) схемах мазутоподготовки.
Конструкции подогревателей марок ПМ-25-6 и ПМ-10-120 представлены на рис. 9.3. и 9.4.
Технические характеристики горизонтальных подогревателей типа ПМ приведены в табл.9.2.
Все мазутоподогреватели указанного типа конструктивно выполнены одинаково и представляют собой теплообменники горизонтального типа. Теплообменная поверхность состоит из прямых гладких труб диаметром и толщиной стенки 38x2,5 мм (для аппаратов ПМ-25-6 диаметр и толщина стенки труб 25x2,5 мм). Мазут подается в трубное пространство, а греющий водяной пар — в межтруб
ное пространство. Обе трубные доски в аппаратах закреплены жестко. Все детали подогревателей изготовлены из углеродистой конструкционной стали. Трубы в трубных досках крепятся вальцовкой. Подогреватели типа ПМ имеют 12 ходов мазута и рассчитаны на максимальный нагрев топлива до 125 °C паром давлением до 1,3 МПа и температурой до 250 °C. Число Рейнольдса от входа в аппарат до выхода из пего для мазута Ml00 изменяется от 100 до 250, а число Прандтля — от 1550 до 440.
Вертикальные гладкотрубные подогреватели мазута типа ПМ включают в себя две модификации аппаратов ПМ-40-15 и ПМ-40-30.
Конструкция вертикальных подогревателей мазута типа ПМ аналогична конструкции аппаратов горизонтального исполнения. Технические характеристики вертикальных
360
Таблица 9.2. Технические характеристики гладкотрубных горизонтальных подогревателей мазута типа ПМ
Показатель	ПМ-25-6	ПМ-40-15	ПМ-40-30	ПМ-10-60	ПМ-10-120
Пропускная способность, т/ч	6	15	30	60	120
Площадь поверхности нагрева, м2	11,6	30	100	200	400
Допустимое давление, МПа: мазута в трубной системе	2,5	4,0	4,0	1,0	1,0
пара	1,3	1,0	1,0	1,0	1,0
Температура, °C: мазута	115	95	95	115	115
пара	200	200	200	200	200
Число труб, шт.	52	48	96	192	388
Длина труб, мм	2800	6000	10 000	10 000	10 000
Диаметр труб и толщина стенки, мм	25x2,5	38x2,5	38x2,5	38x2,5	38x2,5
Количество ходов по мазуту, шт.	12	12	12	12	12
Объем подогревателя, мч: по мазуту	0,072	0,3	1,0	1,82	4,3
пару	0,15	0,45	1,86	2,86	6,9
Гидравлическое сопротивление, МПа	0,01	0,065	0,093	0,0265	0,0265
Условный диаметр труб, мм: входа и выхода мазута	80	80	100	150	200
входа пара	50	50	80	100	150
выхода конденсата	32	32	32	50	50
слива мазута	20	20	20	20	20
отсоса воздуха	25	25	25	25	25
Габаритные размеры, мм: диаметр корпуса и толщина стенки	325x8	426x9	630x8	820x10	1224х]2
длина	3315	6690	10 840	10 948	11 320
высота	545	820	1065	1270	1760
Масса без арматуры, кг	650	1970	4870	7830	15 640
Таблица 9.3. Технические характеристики гладкотрубных вертикальных подогревателей мазута типа ПМ
Показатель	ПМ-40-15	ПМ-40-30
Производительность (расход мазута), т/ч	15	30
Рабочее давление мазута в трубной системе, МПа	4	4
Рабочее давление пара, МПа	0,8	0,8
Температура мазута Ml00, °C		
на входе	70	70
выходе	95	95
Температура пара, °C	200	200
Площадь поверхности нагрева, м2	30	100
Число труб, шт.	48	96
Длина труб, мм	6000	10000
Диаметр и толщина стенки труб, мм	38x2,5	38x2,5
Число ходов по мазуту	12	12
Условный диаметр труб Dy, мм:		
входа и выхода мазута	80	100
входа пара	50	80
выхода конденсата	32	32
Наружный диаметр корпуса, Dn, мм	426	630
Высота подогревателя, мм	6690	10 840
Масса аппарата, не заполненного водой, кг	1930	1770
361
Рис. 9.5. Подогреватель НП-бОм
подогревателей ПМ-40-15 и ПМ-40-30 представлены в табл. 9.3.
Подогреватели типа ПМ предназначены для подогрева мазута марки МНЮ, рассчитаны для установки па открытых площадках и изготовляются на Таганрогском котельном заводе (подогреватели марки ПМ-40-15 производятся на Саратовском заводе тяжелого машиностроения).
Вертикальные гладкотрубные подогреватели мазута типа НП-бОм завода «Комега» применяются на электростанциях средней мощности и в промышленных котельных. Подогреватели НП-бОм имеют шесть ходов по мазуту. Площадь поверхности нагрева равна 60 м2, производительность по мазуту до 8 кг/с (28т/ч), гидравлическое сопротивление — 0,16-0,2 МПа.
Конструкция подогревателя НП-бОм приведена на рис. 9.5.
В кожухотрубных подогревателях с оребренными трубами типа ПМР используется схема с двусторонним обогревом рабочей среды. Топливо (рабочая среда) протекает в кольцевых каналах нагревательных элементов, которые образуются коаксиальными трубами диаметром 16—48 и 45—80 мм с толщиной стенки 1,5—4,5 мм.
Аппараты типа ПМР с начала своего серийного выпуска предназначены для замены гладкотрубных подогревателей типа ПМ на крупных ТЭС и для водогрейных котлов промышленных и районных котельных. Устанавливаются они на открытой площадке. Общий вид мазутоподогревателя типа ПМР показан на рис. 9.6. Все аппараты этой серии
362
Рис. 9.6. Подогреватель мазута типа ПМР:
1 — паровая камера; 2~ промежуточная трубная доска; 3 — трубная доска; "/ — обечайка корпуса; 5— пучок наружных труб; 6— пучок внутренних оребренных труб; 7 —дополнительная внутренняя паровая труба; А, Б — вход и выход мазута; В, Г— вход греющего пара; Д, Е~ удаление конденсата; Ж{, Ж2 — патрубки опорожнения; И ~ воздушник
имеют горизонтальное исполнение и фланцевый разъем на корпусе, что обеспечивает выемку пучка внутренних труб для очистки и ремонта.
Для интенсификации теплопередачи в кольцевом канале на поверхности внутренней трубы установлены продольные пластинчатые ребра.
Подогреватели ПМР предназначены для подогрева высоковязкого топочного мазута конденсирующимся паром или горячей водой. Они выпускаются на два рабочих давления по мазуту 1,3 и 6,4 МПа с температурой мазута на выходе из аппарата до 150 °C.
Аппараты типа ПМР могут использоваться для подогрева любых вязких жидкостей, включая нефтепродукты. Греющей средой для них является водяной пар из отборов паровых турбин или котельной давлением до 2,5 МПа и температурой до 300 °C. Для подогревателей серии ПМР-13 максимальное давление пара составляет 1,6 МПа. Эти подогреватели обычно включаются в двухступенчатые схемы мазутоподготовки. Подогреватели серии ПМР-64 могут включаться в одноступенчатую схему с давлением мазута после насосов до 6,4 МПа.
Первые две цифры в маркировке подогревателей мазута типа ПМР характеризуют рабочее давление мазута, вторые — производительность, т/ч, аппарата по мазуту.
Основными узлами аппаратов ПМР являются: блок-корпус, трубный пучок из нагревательных элементов, паровая и мазутные камеры, образованные трубными досками и эллиптическими днищами. При введении пучка нагревательных элементов внутрь труб блока-корпуса образуются упомянутые кольцевые нагревательные каналы, в которых и осуществляется двусторонний подогрев мазута конденсирующимся паром.
Нагреваемая среда подается в мазутную камеру, разделенную перегородками на восемь секций соответственно числу ходов мазута в аппарате. Кольцевые каналы образуются трубами с наружным диаметром 89 и 38 мм. Толщина стенки наружной трубы равна 3,5 и 4,5 мм соответственно для давления мазута 1,3 и 6,4 МПа. Внутренние трубы элементов имеют продольное приварное пластинчатое оребрение: 24 ребра высотой 19 мм и толщиной 0,8—1,0 мм. Конструкция одного из подогревателей мазута типа ПМР (ПМР-13-120) приведена на рис. 9.7.
Ребра изготовляются путем автоматизированной приварки U-образных предварительно согнутых из ленты желобов к стенке трубы электроконтактной импульсной сваркой.
Наружные трубы, закрепленные в трубных досках корпуса, образуют блок-корпус, трубы которого обогреваются паром, поступающим в межтрубное пространство. В нагревательные элементы пар подводится по дополнительным трубам, закрепленным в промежуточной трубной доске. Пространство в камере между трубными досками является отсеком для сбора конденсата, поступающего из нагревательных элементов. Дополнительная труба на нижней образующей имеет перфорацию.
Оси отверстий перфорации наклонены, так что выходящий из отверстий пар воздействует на поток конденсата в направлении его стекания.
Оребренная труба элемента заглушена с одного торца, а вторым закреплена в трубной доске паровой камеры с помощью вальцовки и сварки. Такое закрепление труб допускает свободное их расширение в сторону заглушенных концов, т.е. обеспечивает темпе-
363
1230
Рис. 9.7. Конструкция подогревателя мазута марки ПМР-13-120:
1 — паровая камера; 2 — трубная доска паровой камеры, 3 — мазутная камера; 4 — перегородка мазутной камеры; 5— блок-корпус аппарата; 6— наружная труба нагревательных элементов; 7— внутренняя продольно-оребренная труба нагревательных элементов; 8 — дополнительная паровая труба; 9 — трубная доска блока-корпуса; А — вход пара; Б — отвод пара; В — выход пара; Г, Д— вход и выход мазута; Е, 3 — дренажи мазута; Ж, И— отвод конденсата; К— отсос воздуха
ратурную компенсацию и высокую герметичность парового объема.
Паровая камера и приваренные к пей оребренные трубы (блок-трубный пучок) могут быть отсоединены от корпуса без нарушения плотности парового пространства аппарата. Такая разборка необходима для очистки наружной поверхности труб от загрязнения, внутренняя же поверхность этих труб при этом легко очищается изнутри.
В мазутной камере установлены перегородки, определяющие число ходов жидкости в аппарате. В паровом объеме имеется промежуточная трубная доска, направляющая потоки греющего пара и конденсата. Охлаждение конденсата осуществляется в нижних элементах, через которые конденсат проходит по внутренним трубам, нагревая при одном ходе поступающий в аппарат мазут. Слив конденсата осуществляется через патрубки в нижней части парового объема корпуса конденсатосборника паровой камеры. Для улучшения дренирования оребренных труб нагревательных элементов предусматривается наклон аппарата в сторону паровой камеры.
Подогреваемая вязкая жидкость поступает в теплообменник через входную камеру, а из нее в кольцевые каналы нагревательных элементов первого хода. Пройдя соответствующую секцию поворотной (мазутной) камеры, мазут поступает во второй ход и далее проходит последовательно через элементы остальных шести ходов аппарата. Число труб в последующих за первым ходах изменяется пропорционально уменьшению вязкости мазута при подогреве жидкости, что позволяет, не увеличивая сопротивления соответствующих участков (ходов) допустить на них более высокие скорости нагреваемой жидкости.
Основные технические характеристики подогревателей мазута типа ПМР приведены в табл. 9.4, а основные присоединительные размеры аппаратов этой серии в табл. 9.5.
В 1983 г. в ОСТ 108.030.126-78 на аппараты типа ПМР введены изменения:
1)	сокращен перечень основных обязательных размеров подогревателей (см. табл. 9.4);
2)	изменены размеры патрубков В и Г (см. табл. 9.5.) для подогревателя ПМР-13-120 (для Dy вместо 200 установлено 150 мм).
364
365
Таблица 9.4. Основные технические характеристики подогревателей мазута типа ПМР [170]
Марка	Пропускная способность по мазуту, т/ч	Рабочее давление мазута, МПа	Температура мазута, °C		Гидравлическое сопротивление, МПа	Температура конденсата, °C	Число ходов мазута	Площадь поверхности нагрева, м2	Размеры подогревателей, мм										Масса (сухая), кг	Масса воды в объеме аппарата, кг
			на входе	на выходе																
									Ок	h	Л.	С	С,		G,	с,		Су.		
ПМР-64-15	15	6,4	70	135	0,1	189	8	44	426	855	по	5205	1340	740	455	1285	1485	690	1910	445
ПМР-64-30	30	6,4	70	135	0,1	189	8	88	630	1200	150	5230	1575	750	475	1285	1310	780	4090	1014
ПМР-64-60	60	6,4	70	135	0,1	130	8	190	820	1310	200	5560	1570	840	475	1470	1660	825	6650	1675
ПМР-13-60	60	1,3	70	135	0,1	130	8	190	820	1410	200	4986	1220	715	470	1019	1620	565	5380	1450
ПМР-13-120	12	1,3	70	135	0,1	130	8	370	1220	1850	220	5410	1350	915	615	1380	1465	770	8547	3700
ПМР-13-240	24	1,3	70	135	0,1	130	8	765	1832	2600	300	5655	1600	1080	795	1545	1750	890	18920	9500
ПМР-13-400	400	1,3	70	120	0,8	130	6	750	1832	2600	300	5655	1600	1080	795	1545	1750	890	19050	10000
Примечание. Для всех марок подогревателей рабочее давление пара составляет 1,6 МПа, температура греющего пара равна 300 °C.
Таблица 9.5. Условное давление ру в патрубках, МПа, и диаметры их условного прохода мм, подогревателей мазута ПМР [170]
Марка	Патрубок на входе мазута А		Патрубок на выходе мазута Б		Патрубок на входе пара В		Патрубок на входе пара Г		Патрубок отвода конденсата д		Патрубок отвода конденсата Е		Патрубки для дренажа мазута		Патрубок для отвода воздуха И	
													Ж	Ж		
	Ру	ч	Л	йУ	Л	ч	Ру	ч	Ру	Dy	ру	Dy	Ру	Dy	Ру	Dy
ПМР-64-15	6,4	80	6,4	80	2,5	50	2,5	50	2,5	50	2,5	25	6,4	20	2,5	10
ПМ Р-64-30	6,4	100	6,4	100	2,5	80	2,5	80	2,5	50	2,5	50	6,4	20	2,5	10
ПМ Р-64-60	6,4	150	6,4	150	2,5	100	2,5	80	2,5	50	2,5	50	6,4	25	2,5	10
ПМР-13-60	1,6	150	1,6	150	1,6	100	1,6	80	1,6	50	1,6	50	1,6	25	1,6	10
ПМР-13-120	1,6	200	1,6	200	1,6	150	1,6	150	1,6	50	1,6	50	1,6	50	1,6	10
ПМР-13-240	1,6	250	1,6	250	1,6	200	1,6	150	1,6	80	1,6	80	1,6	50	1,6	10
ПМР-13-400	1,6	320	1,6	320	1,6	250	1,6	150	1,6	100	1,6	100	1,6	70	1,6	10
Таблица 9.6. Параметры оребрения труб в подогревателях мазута типа ПМР
Наружный диаметр несущей трубы, мм	Число ребер	Коэффициент оребрения при высоте ребер, мм				Толщина ребер, мм
		7	И	15	19	
16	12	4,34	6,25	8,16	10,07	0,5—0,6
20	12	3,67	5,20	6,73	8.25	0,6-0,8
20	16	4,56	6,60	8,63	10,67	0.5-0,6
24	12	3,22	4,50	5,77	7,04	0,8-1,0
24	16	3,97	5,66	7,36	9,06	0,6-1,0
24	20	4,71	6,83	8,95	11,00	0,6-0,8
28	16	3,54	5.00	6,45	7,91	0,8-1,2
28	20	4,18	6,00	7,82	9,63	0,8-1,0
28	24	4,82	7,00	9,35	11,36	0.6-0,8
32	16	3,22	4.50	5,77	7,04	0,8-1.2
32	20	3,78	5.37	6,96	8,55	0,8-1.2
32	24	4,34	6,25	8,16	10,07	0,8-1,0
38	16	2,87	3,94	4,02	6.09	0,8-1,2
38	20	3.34	4,68	5,02	7,36	0,8-1.2
38	24	3.81	5,42	7,03	8,63	0,8-1,2
Рис. 9.8. Кожухотрубный подогреватель мазута с накатанными трубами типа П-16 Волгоградского машиностроительного завода:
1 — корпус; 2— трубный пучок; 3— решетка; "/ — штуцер для подачи топлива; 5—распределительная коробка; 6—колпак
Тем не менее в табл. 9.4 приведен полный перечень основных размеров подогревателей (см. рис. 9.6).
Параметры оребрения труб подогревателей типа ПМР приведены в табл. 9.6.
Кожухотрубные подогреватели мазута с поперечным накатанным оребрением типа П-16 выпускает Волгоградский машиностроительный завод. Конструкция этого подогревателя и профиль накатки трубы представлены на рис. 9.8. Площадь поверхности нагрева составляет 150—2000 м2, диаметр корпуса — 800-1400 мм.
Кожухотрубные подогреватели с U-об
разными трубами считаются технологичными в производстве, менее дорогими и более надежными в эксплуатации за счет свободного перемещения трубного пучка в корпусе аппарата. В подогревателях с U-образ-пыми трубами нагреваемое топливо направляется в межтрубное пространство, а греющий пар — внутрь труб (рис. 9.9). Обычно, аппараты такой конструкции состоят из трех основных частей: корпуса с фланцем, трубной доски с развальцованными в ней U-образными трубами и камеры с патрубками подвода и отвода рабочей жидкости. Трубный пучок, состоящий из трубной доски с
366
Рис. 9.9. Подогреватель мазута с U-образными трубами:
/ — корпус; 2— трубная доска; 3 — паровая камера: 4 — мазутная камера; 5 — перегородка трубного пучка; 6 — U-об-разпая груба поверхности нагрева; А, Б — вход и выход мазута; В — вход пара; Г — выход конденсата; Д — слив мазута; Е — выпуск воздуха
развальцованными в ней трубами, может быть вынут из корпуса аппарата для ремонта или очистки. Поперечное обтекапие трубного пучка обеспечивается системой сегментных перегородок.
9.3.	Конструкции и характеристики секционных подогревателей
Как уже говорилось, в стационарных паротурбинных, маломощных и транспортных энергетических установках для подогрева мазута достаточно широко применяются секционные теплообменные аппараты.
Поскольку для реконструкции или модернизации секционные теплообменники могут оказаться подчас более перспективными, чем обычно применяемые в типовых проектах аппараты типов ПМ и ПМР, то имеет смысл рассмотреть их конструкции и характеристики более подробно.
Очевидными преимуществами секционной теплообменной аппаратуры являются более доступная возможность интенсификации процессов теплообмена и реализации различных схем подключения аппаратов по линии подачи мазута и по пару, простота монтажа, ремонта и обслуживания.
Более подробно вопросы расчета, выбора
и подключения секционных подогревателей будут рассмотрены ниже (см. гл. 10).
Кожухотрубные секционные подогреватели конструкций Башкирэнерго представляют собой серию аппаратов с различными мощностью, площадью теплообмена и назначением.
Подогреватель конструкции ПКБ Башкирэнерго (рис. 9.10) состоит из набора секций, каждая из которых представляет собой трубчатый элементарный подогреватель из 12 труб диаметром и толщиной стенки 38x4,5 мм, длиной около 5 м. Концы труб закреплены в неподвижных трубных досках. Подогреватель компонуется обычно из 16—25 секций, последовательно соединенных между собой калачами, обеспечивающими перемешивание мазута после каждой секции. Мазут движется по трубам трубных пучков, пар подается в межтрубное пространство. Движение пара и мазута противоточное. Пар давлением до 0,8 МПа поступает в первую (верхнюю) секцию, конденсат удаляется из последней (нижней) секции. Расчетная скорость движения мазута по трубам 1,7 м/с. Производительность по мазуту достигает 160 т/ч. Технические характеристики трех вариантов этих подогревателей приведены в табл. 9.7.
367
5900
Рис. 9.10. Секционный подогреватель мазута конструкции ПКБ Башкирэнерго:
1 — поворотное колено; 2 — секция подогревателя; 3 — труба поверхности нагрева; 4 — трубная доска; А, Б — вход и выход мазута; В — вход пара; Г— выход конденсата
1260
Таблица 9.7. Технические характеристки кожухотрубных секционных подогревателей конструкции ПКБ Башкирэнерго
Показатель	Расчетный вариант	Исполнение	
		Вариант I	Вариант II
Пропускная способность, т/ч	160	40	50
Давление греющего пара, МПа	0,8	0,8	0,8
Площадь поверхности нагрева, м2	280	86	86
Скорость мазута по трубам секций, м/с	1,6	1,74	1,71
Температура мазута, °C:			
начальная	70	79	90
конечная	160	125	150
Гидравлическое сопротивление подогревателя, МПа	0,1	0,2	0,35
Габаритные размеры, м:			
длина	6,1	6,1	6,1
ширина	2,0	1.5	1,5
высота	2,2	1,8	1,8
Масса, т	15,2	6,1	6,1
Опыт эксплуатации подогревателей показывает, что, несмотря на их достаточно высокую надежность и эффективность в первый период эксплуатации, отложения загрязнений на внутренней поверхности труб резко снижают их тепловую мощность. Это приводит к повышению гидравлического сопротивления подогревателей и сокращению общей продолжительности их работы. Механи
ческая очистка их трудоемка из-за большого числа соединений [32]. Очищают подогреватели этого типа в процессе эксплуатации путем увеличения скорости движения мазута в 10—15 раз (до 25 м/с). В результате смыва большей части отложений примерно через сутки коэффициент гидравлического сопротивления снижается практически до первоначального значения.
368
Возможность эффективной очистки иа ходу позволила создать подогреватели подобного типа с трубами малых размеров. Подогреватель состоит из 20 секций, последовательно соединенных между собой переходными участками. Каждая секция представляет собой пучок из 146 труб диаметром и толщиной стенки 18x3 мм, длиной 1 м, приваренных к трубным решеткам. Подогреватель имеет следующие эксплуатационные характеристики: производительность по мазуту марки Ml00 или М200 составляет 100 т/ч, скорость мазута—1,8 м/с, подогрев мазута осуществляется от 80 до 160 °C, давление греющего пара равно 1,3 МПа, коэффициент теплопередачи — 815 Вт/(м2 К), гидравлическое сопротивление подогревателя по мазуту7 составляет 0,3, а по пару — 0,04 МПа.
Подогреватель наряду с высокими технико-экономическими показателями характеризуется достаточной эксплуатационной надежностью.
Известна [ 166, 169] конструкция, в которой используется один из способов интенсификации теплообмена. Подогреватель состоит из
секций (не более четырех), соединенных между собой патрубками мазута и пара (рис. 9.11). Каждая секция представляет собой теплообменник с пучком труб, вваренных в трубные решетки. Каждая труба имеет периодически расположенные сплющивания, служащие для интенсификации теплообмена. Этот метод интенсификации можно отнести к методу с использованием периодической дискретной шероховатости, методика расчета его будет рассмотрена ниже (см. гл. 12—14).
В настоящее время эти подогреватели с фирменным названием «Башкортостан» выпускаются шести модификаций, технические характеристики которых приведены в табл. 9.8.
Следует отметить, что аппараты этой серии обеспечивают высокую температуру нагрева мазута (до 175 °C). Это свойственно всем конструкциям, использующим методы интенсификации теплообмена, основанные на разрушении пристенных слоев жидкости (см. гл. 14).
Также известны [165] секционные подогреватели Башкирэнерго еще двух конструкций.
Мазут Пар
Рис. 9.11. Принципиальная схема подогревателей мазута «Башкортостан»
Таблица 9.8. Основные технические характеристики подогревателей мазута «Башкортостан»
Показатель	ПМБ-1	ПМБ-2	ПМБ-3	ПМБ-4	ПМБ-5	ПМБ-6
Производительность по мазуту, т/ч	6-10	20	50	100	100	200
Температура мазута, °C: на входе	70	80	80	70	80	70
выходе	150	155	150/170	125	150/170	125
Давление мазута, МПа, до	2,5	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0
Давление пара, МПа	1,0/1,6	1,3/1,6	1,3/1,6	1,0/1,6	1,3/1,6	1,0/1,6
Температура пара, ’С	200	200/250	200/250	200	200/250	200
Масса, кг	650	1550	3000	3000	6000	6000
Размеры, мм: длина	325	425	425	425	960	960
ширина	625	1360	1360	1360	1360	1360
высота	3000	6500	6500	6500	6500	6500
369
Рис. 9.12. Секционный мазутоподогреватель Башкирэнерго:
7 — входной мазутный патрубок; 2 — то же паровой; 3 — корпус секции; 4 — калачи; 5 —донышко секции; 6— мазутные камеры; 7 —трубные доски входных мазутных камер; 8 —опорные конструкции; 9—трубные пучки; 10— трубные доски промежуточных мазутных камер; 77 — мазутная камера; 72— перепускная труба; 13 — опорные конструкции подогревателя; 14 — патрубок выхода конденсата; 75 — дренажный штуцер; 16 - пароперепускпая труба
В первой конструкции (рис. 9.12) используется два принципа передачи теплоты: за счет теплопередачи через поверхность и смешения.
Подогреватель собирается нз отдельных четырех или шести секций, которые могут быть скомпонованы либо в трубопроводе, транспортирующем мазут, либо в виде отдельного выносного теплообменника, устанавливаемого на открытом воздухе у мазутонасосной [165].
Каждая секция собирается из последовательно соединенных трубчатых теплообменников жесткой конструкции с пучками труб длиной 0,7—1,5 м, между которыми образованы переходные камеры, выполняющие роль теплообменников смешения.
Мазут через патрубок 1 (см. рис. 9.12) поступает в мазутную камеру, из которой распределяется по трубам пучка. Пройдя трубный пучок, он попадает в камеру, перемешивается и направляется в следующий трубный пучок. Преодолев одну секцию, мазут по перепускной трубе 12 переходит в следующую секцию. Таким образом, пройдя все секции, он выходит из подогревателя.
Пар подается через патрубок 2 в межтрубное пространство пучка и переходит по кала
чам 4 в следующий пучок. Пройдя одну секцию, он по перепускной трубе Убпоступаетв следующие секции. Конденсат выходит через патрубок 14. Мазут из подогревателя сливается через патрубок 15.
Для Кармановской ГРЭС был изготовлен промышленный образец мазутного подогревателя данной конструкции производительностью 160—180 т/ч. Он состоит из четырех секций по пять пучков труб длиной 1016 мм. В каждом пучке по 121 трубе с диаметром и толщиной стенки 20x2 мм. Общая масса подогревателя составляет 7907 кг. Давление пара и мазута равно 1,0 МПа. Подогреватель был изготовлен с учетом установки его в первой ступени мазутонасосной [165].
Вторая конструкция подогревателя (рис. 9.13 и 9.14) использует принцип пленочного движения рабочего тела (в данном случае мазута). Мазут в подогревателе движется не в трубе, а в виде тонкой пленки между двумя трубами, обогреваемыми паром (см. рис. 9.13). Пленка мазута толщиной 8—12 мм в кольцевом пространстве между трубами быстро подогревается на всю толщину с высоким коэффициентом теплопередачи.
370
Рис. 9.13. Общий вид установки пленочного мазутного подогревателя Башкирэнерго:
1, 2— вход и выход мазута; 3 — вход пара; 4 — выход конденсата; 5 — дренажи мазута; 6~ штуцера для пропаривания мазутного пространства подогревателя
Рис. 9.14. Секция пленочного мазутного подогревателя Башкирэнерго:
1 — донышки корпуса секции: 2, 14— паровые камеры; 3 — разделительные трубные доски; 7, 12— мазутные камеры; 5 — трубы парового пучка; 6 — трубные доски мазутных камер; 7 — трубы мазутного пучка; (S’ — корпус секции; 9 — защитный лист; 10, 13— патрубки входа пара; 77, 76 — патрубки входа и выхода мазута; 75, 17 — патрубки выхода конденсата; 18— кольцевое пространство
Для проверки в промышленной эксплуатации пленочного мазутного подогревателя был изготовлен опытный образец производительностью 50 т/ч с прохождением мазута по кольцевому пространству шириной 8,25 мм, рассчитанный на давление мазута 3,9 МПа [165].
Подогреватель собран из отдельных секций, соединенных последовательно. Устройство секции показано на рис. 9.14.
Корпус секции 8 состоит из трех участков труб, сваренных между собой. В торцы корпуса секции вварены днища и шесть патрубков 10, 11, 13, 75—7 7. Внутри корпуса секции размещены четыре камеры 2, 4 и 12, 14 и два пучка труб 5 и 7.
Трубы парового пучка 5 находятся внутри труб мазутного пучка 7; между трубами обра
зовано кольцевое пространство 18, толщиной 8 мм.
Трубы парового пучка 5 вварены в трубные доски 3, а трубы мазутного пучка 7 — в трубные доски 6.
Мазут подается по патрубку 76в камеру 4, из которой поступает в кольцевое пространство 18; затем, пройдя секцию, выходит в камеру 12 и по патрубку 77 переходит в следующую секцию. Пар в секцию подается по двум патрубкам 10 и 73, через патрубок 10 он поступаете межтрубное пространство, а через патрубок 73 — внутрь труб пучка 5. Выход конденсата происходит через патрубки 75 и 17 [165].
Основные технические характеристики подогревателей, представлепых па рис. 9.13 и 9.14, для различных режимов эксплуатации приведены в табл. 9.9 [165].
371
Таблица 9.9. Основные технические характеристики промышленных образцов подогревателей Башкирэнерго при различных режимах эксплуатации
Показатель	Секционный с камерами			Секционный пленочный					
	четыре секции			три секции			шесть секций		
	Режим			Режим			Режим		
	I	II	III	I	II	III	I	II	III
Расход мазута, т/ч	67	95	180	24	42	80	25	40	54
Средняя скорость мазута, м/с	0,81	1,2	2,3	0,88	1,50	2,74	0,92	1,46	1,97
Температура мазута, °C на входе на выходе	82 132	81 133	86 126	81 142	79 124	74 112	73 138	67 131	66 124
Давление пара, МПа	0,7	0,7	0,9	1,0	1.0	0,7	1,0	0,9	0.9
Температура пара, °C	165	165	235	201	182	170	210	220	222
Площадь поверхности теплообмена, м2	-	123,2	-	-	39,8	-	-	80,8	-
Масса подогревателя, кг	7907			2540			5070		
Рис. 9.15. Секционный подогреватель мазута типа ПТС:
J, 2 — подвижная и неподвижная опоры; 3, 6 — клапаны выхода топлива; 4, 5 — то же пара и конденсата; 7- трубка нагревательная; 8 — корпус подогревателя; 9— фланец корпуса; 10 — болт; 11 — крышка; 12 — изоляция; 13 — ребра нагревательной трубки; А, Б — вход и выход топлива; В — вход пара; Г— выход конденсата
Секционный подогреватель типа ПТС, приведенный на рис. 9.15, используется для нагревания жидкого топлива в судовых транспортных энергетических установках. Конструктивно этот подогреватель состоит из двух секций, соединенных последовательно по ходу топлива и пара. В каждой секции имеется три основных узла: корпус, фланцевая крышка (общая для обеих секций) и нагревательная трубка, расположенная коаксиально внутри корпуса.
Трубки пучка имеют U-образную форму. Нагреваемое топливо поступает в межтрубный зазор, а греющий пар — внутрь нагревательных трубок. В подогревателях принято противоточное движение сред.
Кольцевой межтрубный зазор, в котором
движется мазут, имеет продольное оребрение.
Однопоточный подогреватель мазута типа «труба в трубе», представленный на рис. 9.16, состоит из двух труб: внутренней диаметром и толщиной стенки 59x4 мм, длиной 5100 мм и наружной диаметром и толщиной стенки 108x4 мм. По внутренней трубе движется мазут, навстречу ему (по межтрубному пространству) подается пар под давлением до 0,6 МПа (насыщенный или слегка перегретый). Необходимая поверхность нагрева образуется за счет нужного числа последовательно и параллельно соединенных элементов, которые связываются между собой калачами диаметром и толщиной стенки 59x4 мм. Скорость течения мазута по трубам принимается равной 1,4—1,7 м/с.
372
Рис. 9.16. Однопоточный подогреватель мазута типа «труба в трубе»
Подогреватели этого типа нашли применение в мазутохозяйствах промышленных котельных и мазутных ТЭС небольшой мощности; они могут использоваться также в растопочных мазутохозяйствах мощных пылеугольных ТЭС. Подогреватели этого типа состоят из 96 горизонтально расположенных нагревательных элементов. Подогреваемое топливо в них проходит двумя параллельными потоками (по 48 элементов в секции). Общий расход мазута такого подогревателя составляет 20 т/ч при скорости мазута 1,4 м/с [32].
Достаточно большой ряд типоразмеров аппаратов типа «труба в трубе» выпускается заводами химического и нефтяного машиностроения. В целом их конструкции идентичны аппаратам, представленным на рис. 9.15 и 9.16. По своим характеристикам они также могут использоваться для подогрева жидкого топлива. Применяют их в качестве подогревателей мазута и маслоохладителей в различных отраслях народного хозяйства.
Аппараты изготовляют: однопоточные по трубному и кольцевому пространствам (ТТ1); однопоточные по трубному и двухпоточные по кольцевому пространствам (ТТ1/2). Подогреватели всех типоразмеров выполняют со съемными двойниками на теплообменных трубах поворотной камеры или по требованию заказчика с приварными двойниками.
Конструкция аппарата позволяет вынимать теплообменные трубы для их замены или механической очистки наружной поверхности от загрязнений.
Они имеют следующие исполнения по температурному пределу:
Н — низкотемпературное (от-60 до-30 °C);
С — среднетемпературное (от-30 до +400 °C);
В — высокотемпературное (от 400 до 540 °C).
Конструкции этих аппаратов приведены на рис. 9.17, основные технические характеристики — в табл. 9.10, а основные размеры в — табл. 9.11.
Таблица 9.10. Основные технические характеристики разборных однопоточных (по мазуту) теплообменных аппаратов типа 1'1'
Показатель	Значение
Площадь поверхности теплообмена, и2	1,02-4,6
Условное давление (при расчетной температуре 20 °C), МПа: внутри теплообменных труб снаружи теплообменных труб	10 1,6; 4; 6,3
Рабочая температура, °C: внутри теплообменных труб снаружи теплообменных труб	-60 + +540 -60 ч-+540
Диаметр труб, мм: теплообменных	25, 38, 57
кожуховых	57,108
Длина кожуховых труб, мм	3000, 6000
Масса, кг	215-1230
373
Рис. 9.17. Разборные однопоточный (л) и двухиоточиый (<5) но кольцевому пространству (по мазуту) подогреватели 1Т;
7 — распределительная камера; 2 — теплообменная труба; 3 — кожуховая труба: 4 — опора; 5 — решетка кожуховых труб; 6 — поворотная камера; 7 — перегородка поворотной камеры; 8 — решетка теплообменных труб; 9, 10 — перегородки разделительных камер
Таблица 9.11. Основные размеры, мм, разборных однопоточпых по трубному и двухпоточных по кольцевему пространствам подогревателей 'ГГ
Марка	Диаметр и толщина стенки			L	11	4	^0	А	7,		4	t	Условный диаметр труб Д подогревателей	
	теплообмен пых труб	кожуховых труб	камер										«дно-поточных	двух-полоч- ных
ТТ25/57-10/1,6	25x4	57x4	219x8	3650	380	3000	1500	745	250	230	50	80	32	50
ТТ25/57-10/4	25x4	57x4	219x8	3680	485	3000	1500	875	280	230	50	80	32	50
ТТ25/57-10/6Д	25x4	57x5	219x12	3740	485	3000	1500	8G5	340	230	50	80	32	50
ТТ38/57-10/1.6	38x4	57x4	273x11	3690	485	3000	1500	830	310	325	50	80	32	32
ТТ38/57-10/4	38x4	57x4	273x11	3720	485	3000	1500	8G0	3G0	350	50	80	32	32
TT108/57-10/1.G	57x5	108x5	325x8	6940	585	6000	3000	1525	340	315	75	130	80	100
ТТЮ8/57-10/4	57x5	108x5	325x10	7020	585	6000	3000	1570	420	315	75	130	80	100
ТТ108/57-10/6,3	57x5	108x6	325x12	7040	585	6000	3000	1595	440	315	75	130	80	100
374
Рис. 9.19. Разборные многопоточные подогреватели ТТ:
а — исполнение I; б— исполнение II; 1, 3 — первая и вторая распределительные камеры; 2— решетка теплообменных труб; 4 — решетка кожуховых труб; 5 — опора; 6— кожуховая труба; 7 — теплообменная труба; 8— поворотная камера; 9— отвод к нижнему аппарату'
375
Разборные многопоточные теплообменные аппараты ТТ имеют расходы рабочих жидких сред 10—200 т/ч в трубном и 10— 300 т/ч — в кольцевом пространствах. Они изготавливаются в двух исполнениях: I — с приварными двойниками на теплообменных трубах; II — со съемными двойниками на теплообменных трубах.
Конструкция аппарата позволяет вынимать теплообменные трубы для их замены или механической очистки наружной поверхности от загрязнений. При необходимости в аппарате исполнения II осуществляют регулярную механическую очистку внутренней поверхности теплообменных труб от загрязнений (без их выемки).
Предусмотрена возможность свободных температурных удлинений теплообменных труб, возможность удлинений кожуховых труб ограничена. Эти аппараты имеют следующие исполнения по температурному пределу: Н — низкотемпературное от -60 до -30 °C; С — среднетемпературное (от -30 до +400 °C); В — высокотемпературное (от 400 до 540 °C) [175].
Классификация подогревателей типа ТТ, выпускаемых по отраслевым нормалям химического и нефтяного машиностроения [174— 176], приведена на рис. 9.18.
Таблица 9.12. Основные технические характеристики разборных многопоточных подогревателей типа ТТ
Показатель	Значение
Площадь поверхности теплообмена, м2	14-93
Условное давление (при расчетной температуре 20 °C), МПа: внутри теплообменных труб снаружи теплообменных труб	1,6; 4 1,6; 4
Рабочая температура, °C: внутри теплообменных труб снаружи теплообменных труб	-60 + +540 -30 + +475
Диаметр труб, мм: теплообменных	48, 57
кожуховых	89,108
Длина кожуховых труб, мм	6000, 9000
Масса, кг	1950-15 800
Разборные теплообменники типа «труба в трубе» (ТТ) выпускаются много- и однопоточными с теплообменными трубами различного диаметра (25—133 мм). В их трубных пучках могут применяться гладкие и ребристые трубы: с приварными продольными ребрами; с выдавленными продольными ребрами; с приваренными шипами; с поперечновинтовой накаткой на поверхности. В аппаратах обеспечивается компенсация температурных расширений трубной системы относительно корпуса.
Теплообменники ТТ допускают разборку с целью замены труб и очистки их наружной поверхности от загрязнений. Рабочие параметры этих аппаратов следующие: давление среды внутри труб составляет до 6,4 МПа, снаружи труб — 1,0; 2,5 и 4,0 МПа; температура среды внутри труб равна -40-ь+500 °C, снаружи труб — до 450 °C.
Необходимая общая поверхность теплообмена может быть получена выбором длины нагреваемых каналов (в указанных нормалях она равна 3; 4,5; 6 и 9 м), подбором числа параллельно или последовательно соединенных секций и выбором для каждого конкретного случая оптимальных размеров каналов.
В маркировке этих аппаратов первые цифры означают число параллельных потоков по мазуту, вторая пара цифр — давление по мазуту, МПа.
Разборные однопоточные малогабаритные теплообменные аппараты ТТ имеют расходы рабочих сред 0,1—15 т/ч в трубном (внутри теплообменных труб) и 0,4—30 т/ч в кольцевом (снаружи теплообменных труб) простран ствах.
Конструкции этих аппаратов приведены на рис. 9.19, основные технические характеристики — в табл. 9.12, а основные размеры — в табл. 9.13.
Расчет, выбор марки и варианта подключения теплообменных аппаратов типа ТТ вместо стационарных подогревателей мазута серии ПМ будут рассмотрено в ниже (см. гл.10).
376
44£
Таблица 9.13. Основные размеры, мм, разборных многопоточных подогревателей ТТ
Марка	Диаметр и толщина стенки труб		L		н	И,	4	4)	1]	4	4	k			Л	Ло
	тепло-обменных	кожуховых	Исполнение I	Исполнение II									Исполнение I	Исполнение II		
ТТ7-48/89-1.6/1.6	48x4	89x5	7105 10105	7255 10 255	780	770	6000 9000	3000 6000	595	250	385	420	300	450	100	150
ТТ7-48/89-4/4			7230 10 230	7380 10 380			6000 9000	3000 6000	685		435	495				
ТТ7-57/108-1.6/1.6	57x4	108x5	7250 10 250	7410 10 410	990	980	6000 9000	3000 6000	675		415	515	320	480		200
ТТ7-57/108-4/4			7435 10 435	7595 10 595			6000 9000	3000 6000	800		480	635				
ТТ12-48/89-1,6/1,6	48x4	89x5	7280 10 280	-			6000 9000	3000 6000	675		415	515	350	—	150	
ТТ12-48/89-4/4			7465 10 465	-			6000 9000	3000 6000	800		480	635		-		
ТТ12-57/108-1.6/1.6	57x4	108x5	7565 10 565	-	1254	1244	6000 9000	3000 6000	825	1250	500	645	420	-		250
ТТ12-57/108-4/4			7755 10 755	-			6000 9000	3000 6000	950		560	775		—		
ТТ22-48/89-1,6/1,6	48x4	89x5	7585 10 585	-			6000 9000	3000 6000	825		500	645	440	-	200	
ТТ22-48/89-4/4			7795 10 795	-			6000 9000	3000 6000	950		580	775		-		
ТТ22-57/108-1,6/1,6	57x4	108x5	7830 10 830	-	1450	1440	6000 9000	3000 6000	935		560	750	520	-		300
ТТ22-57/108-4/4			8110 11 ПО	—			6000 9000	3000 6000	1125		660	930		-		
ТТЗ 1-48/108-1,6/1,6	48x4	89x5	7830 10 830	-			6000 9000	3000 6000	935		560	750		-		
ТТЗ1-48/89-4/4			8110 И ПО	-			6000 9000	3000 6000	1125		660	930		-		
Таблица 9.14. Сравнение характеристик подогревателей мазута типов ПМР и ПМ
Марка	Производительность по мазуту, т/ч	Давление мазута, МПа	Темпера-тура мазута М-100 на выходе, °C	Характеристики поверхности нагрева				Масса (сухая), кг
				Диаметр н толщина стенки применяемых труб, мм	Число ходов по мазуту	Число элементов труб	Длина элементов труб, мм	
ПМР-64-15	15	6,4	135	89x4,5; 38x2,5	8	9	3700	1910
ПМ-40-15	15	4,0	95	25x2,5	12	48	6000	1970
ПМ Р-64-30	30	6,4	135	89x4,5; 38x2,5	8	18	3700	3980
ПМ-40-30	30	4,0	95	38x2,5	12	96	10000	4870
ПМР-13-60	60	1,3	135	89x4,5; 38x2,5	8	39	3700	5210
ПМ-10-60	60	1,0	115	38x2,5	12	192	10000	7830
ПМР-13-120	120	1,3	135	89x4,5; 38x2,5	8	76	3700	9670
ПМ-10-120	120	1,0	115	38x2,5	12	388	10000	15 632
9.4.	Эффективность серийных стационарных подогревателей мазута
Подогреватели типа ПМ рассчитаны на максимальный нагрев мазута до 125 °C. Возможность использования этих подогревателей для подогрева высоковязких мазутов до температуры 130—150 °C в длительной эксплуатации не проверена [32].
В процессе эксплуатации данных подогревателей были выявлены их недостатки[32]:
—	значительные габаритные размеры и высокая металлоемкость;
—	низкая эффективность теплопередачи;
—	затрудненная очистка внутренней поверхности труб от отложений мазута из-за большой их длины (до 10 м) и относительно малого диаметра;
—	недостаточная гидравлическая плотность мазутного тракта аппаратов;
—	невозможность использования в цикле энергоустановки конденсата греющего пара без дополнительной очистки.
Более эффективными являются подогреватели типа ПМР, предназначенные для замены подогревателей ПМ. Более высокая эффективность подогревателей ПМР достигнута за счет оребрения поверхностей теплообмена и повышения скорости движения мазута в рабочих каналах путем пропорционального изменения числа труб по ходам аппарата.
Повышение скорости мазута способствует сокращению отложений на поверхности
труб и ребер, увеличивает коэффициенты теплопередачи. Из данных табл. 9.14 видны преимущества аппаратов типа ПМР по сравнению с аппаратами типа ПМ.
Рассматривая конструкцию подогревателей с U-образными трубами и исходя из опыта их эксплуатации [57], становится очевидным, что основными недостатками этих аппаратов являются трудность очистки поверхности нагрева и практическая невозможность замены поврежденных труб (исключая периферийные).
Кожухотрубные секционные подогреватели мазута обладают таким же, как и у подогревателей типа «труба в трубе», коэффициентом теплопередачи [около 175 Вт/(м2  К)] и обеспечивают подогрев мазута до 150 °C. Металлоемкость секционных подогревателей меньше, чем у подогревателей типа ТТ, но больше, чем у подогревателей типа ПМ.
Длительный опыт эксплуатации показал высокую надежность и эффективность этих подогревателей. Вместе с тем при их эксплуатации появляется значительное количество отложений на внутренней поверхности нагрева, приводящее к возрастанию их гидравлического сопротивления в 5—10 раз уже через несколько месяцев и снижающее их тепловую мощность [32, 57].
К недостаткам этих подогревателей следует отнести сложность очистки из-за большого числа разветвленных соединений.
378
Основными недостатками одпопоточных подогревателей типа «труба в трубе» являются:
—	высокая металлоемкость;
—	большое число фланцевых соединений;
— неудовлетворительно организованный отвод конденсата, вследствие чего могут происходить его переохлаждение и снижение температурного напора в нем.
Эксплуатация этих мазутоподогревателей показала, что за счет увеличения скорости движения топлива уменьшается выпадение карбоидов и механических примесей па поверхности нагрева. Это допускает более длительную непрерывную работу подогревателя между чистками [32, 57].
Оценивая в целОхМ ситуацию с серийными стационарными подогревателями мазута, становится очевидным, что, за исключением аппаратов типа ПМР, в стационарных паротурбинных установках средней и большой мощности используются гладкотрубные аппараты с низкой эффективностью и высокой металлоемкостью.
В интенсифицированных конструкциях серийно выпускаемых мазутоподогревателей типа ПМР метод интенсификации был выбран недостаточно обоснованно и не дал ожидаемых результатов. Как следствие, схемы подготовки топлива содержат число аппаратов значительно больше, чем необходимо. Эти схемы имеют значительные резервы увеличения эффективности и снижения доли затрат па содержание мазутных хозяйств в общих затратах на собственные нужды станций и котельных.
В качестве причин сложившейся ситуации следует отмстить, что серийные конструкции подогревателей выпускаются промышленностью уже несколько десятилетий. К сожалению, в годы, когда шло активное проектирование оборудования и строительство электростанций, методы интенсификации процессов теплообмена только начинали входить в тематику научных исследований. Как следствие, результаты их, естественно, не могли попасть как отработанная система в практику проектирования.
В качестве примера можно привести работу 3. И.Геллера [171] (1958 г.), а также работы [172, 173], в которых на основе опыта 30-летней эксплуатации подогревателей с U-образ-пыми и прямыми (серия аналогичная аппаратам ПМ) трубами показана их низкая эффективность. В этих же работах указано па большие перспективы секционных гладко-трубных и оребренных подогревателей мазута типа «труба в трубе».
На сегодняшний день можно с уверенностью констатировать тот факт, что методы интенсификации теплообмена достаточно исследованы, для многих ситуаций получены достоверные экспериментальные и теоретические зависимости, объяснен механизм возникающих эффектов.
Все это позволяет по-новому оценить и использовать громадные резервы повышения эффективности теплотехпологических схем мазутных хозяйств па действующих и на вновь проектируемых объектах энергетики за счет интенсификации теплообмена.
ПОВЕРОЧНЫЕ РАСЧЕТЫ И ВЫБОР СТАЦИОНАРНЫХ ПОДОГРЕВАТЕЛЕЙ МАЗУТА
10.1. Основные положения теплового расчета подогревателей мазута
Для подогревателей мазута, как и для всех теплообменных аппаратов, расчеты выполняются как конструкторские, так и поверочные.
Целью конструкторского расчета является нахождение по номинальным параметрам системы топливоснабжения площади поверхности нагрева в аппарате, а также основных его размеров. Выполнение конструкторских расчетов наиболее характерно для специализированных проектных организаций на базе каталогов основных деталей теплообменной аппаратуры.
Целью поверочного расчета является нахождение конечных параметров жидкого органического топлива — мазута для установленного на станции или спроектированного ма-зутоподогревателя.
Как и другое теплообменное оборудование ТЭС, подогреватели мазута работают в непрерывном тепловом режиме и характеризуются весьма малой тепловой инерционностью. Поэтому все расчеты их проводят при стационарном тепловом режиме. Подогреватели мазута ТЭС также относятся к классу рекуперативных тепловых аппаратов, соответственно основными уравнениями для их теплового расчета являются уравнения теплового баланса и теплопередачи.
Как было показано выше, в подогревателях мазута ТЭС в качестве греющей среды используется пар из отборов турбины, нагрев мазута производится за счет конденсации пара через стенки каналов. При этом достаточно часто используется перегретый пар. Как
показано в [79], процесс конденсации перегретого пара возникает также при соприкосновении с поверхностью, имеющей температуру ниже температуры насыщения. Это означает, что для начала конденсации в подогревателях мазута нет необходимости в снижении температуры всей массы перегретого пара до температуры насыщения, т.е. пар становится насыщенным лишь у стенки каналов по мере его охлаждения, а вдали от стенки он будет оставаться перегретым.
Теоретически и экспериментально [79, 177] доказано, что при конденсации перегретого пара значение удельного теплового потока почти такое же, как и для насыщенного пара. Поэтому коэффициент теплоотдачи для конденсирующегося перегретого пара можно вычислять по формулам для насыщенного пара, но при этом следует учитывать теплоту перегрева qn = cpn(tn - tH), где гп, tH -температуры перегретого и насыщенного пара; СрП — средняя теплоемкость перегретого пара в диапазоне температур от ZH до tn при заданном давлении.
Тогда в расчетные формулы следует подставлять не теплоту конденсации тк, а значение r'= rK + qn. За разность температур, в том числе и в формулах для расчетов коэффициентов теплоотдачи, принимают, как обычно, AZ= - ZCT, где ZCT —температура поверхности, на которой происходит конденсация. Однако разница обычно незначительна [178], и в практических расчетах, особенно поверочных, сю вполне можно пренебречь.
Забегая вперед, следует указать, что расчеты, выполненные для подогревателей мазута типов ПМ и ПМР, показали, что учет тепло
380
ты перегрева пара приводит к уменьшению расхода пара в среднем до 5,5%, к увеличению коэффициентов теплоотдачи по конденсирующемуся пару до 9% и коэффициентов теплопередачи до 1%, что, естественно, для практических поверочных расчетов пренебрежимо мало.
Таким образом, уравнение теплового баланса для подогревателей мазута с учетом потерь в окружающую среду имеет стандартный вид
Q=Gn( VkK) = Олот+ Gm<7>mPm(*2m-*1m)- (101)
где Gn — массовый расход пара; Q1OT— тепловые потери аппарата в окружающую среду; GM — объемный расход мазута; рм, с^м — плотность и удельная теплоемкость мазута при его средней температуре в аппарате; /1м, /?м ~ начальная и конечная температура мазута на входе и выходе из подогревателя; hn = h* + rK +с^п(/п - /н) — энтальпия перегретого пара; kK = tK)— энтальпия конденсата; с^к — удельная теплоемкость конденсата; /п —температура перегретого пара; — температура его насыщения; tK — температура конденсата.
Количество теплоты, получаемое мазутом, или тепловая производительность мазутопо-догревателя
Qm=Gm^mPm02m-^1m)- (Ю-2)
В общем виде определение тепловых потерь при отсутствии изоляции производят по формуле
(10.3)
где ак— коэффициент теплоотдачи от наружной поверхности корпуса аппарата к окружающему воздуху; FK= itDHHK — площадь наружной поверхности (здесь £>н, Нк — наружный диаметр и длина аппарата); А/ — разность температур наружной поверхности корпуса ZKop и окружающего воздуха /1Ю1.
При наличии изоляции на корпусе мазуто-подогревателя рекомендуется формула
= [8,4 + 0,06(гиэ -ZBO3)]FKAZ,	(Ю.4)
где /из, /воз —температуры поверхности изоля
ции и окружающего воздуха; FK и А/ определяются с учетом наличия изоляции.
Теплофизические характеристики мазута рассчитываются при средней температуре его в подогревателе:
Гм=0,5(/1м+«2м).	(10.5)
Для определения тсплофизических характеристик мазута марки Ml00 в зависимости от температуры рекомендуются следующие формулы [29,179]:
для плотности, кг/м3,
рм = [0,881-0,00304(/-68)]103;	(10.6)
для удельной теплоемкости, Дж/(кг • К), сры= 1736,4+2,51/;	(10.7)
для теплопроводности, Вт/(м • К),
Хм = 0,158 - 0,0002093(/-20);	(10.8)
для кинематической вязкости, м2/с,
vM={exp10(exp10[9,8555-3,7451g(/+273)])-
-0,8}10’6.	(10.9)
Важным моментом теплового расчета является определение среднего температурного напора. Как уже говорилось, мазутоподо-греватели относятся к аппаратам, в которых греющей средой является пар. При точных расчетах таких аппаратов применяют метод нахождения среднего температурного напора по зонам аппарата. В укрупненных интегральных расчетах, к каким относится и рассматриваемый здесь поверочный расчет, определение ДГ,ОГ значительно упрощается.
Таким образом, независимо от конструктивной схемы организации потоков нагреваемой и греющей сред средний логарифмический температурный напор при нагревании конденсирующимся паром находится по формуле
ди=о2м-«1м)/1п^^-.	(10.10)
^2м
где — температура насыщения пара.
381
Расход греющего пара определяется, в свою очередь, как функция тепловой производительности подогревателя и теплоты парообразования гк:
Сп=&/(гкПп).	(10.11)
где Т|п — коэффициент потерь теплоты в окружающую среду.
Для более точных расчетов потери теплоты в окружающую среду определяются с помощью (10.3) и (10.4). На практике рекомендуется использовать значение Г|п ~ 0,96-е-0,98.
Также более точное значение расхода греющего пара при условии, что весь пар сконденсировался, можно получить с учетом теплоты перегрева пара согласно формуле
Gn=&/((An-Mn„). (Ю.Па)
После нахождения расхода пара становится возможным определение коэффициента теплоотдачи с наружной стороны трубного пучка от конденсирующегося пара, Вт/(м2- К). В [179] предложена хорошо зарекомендовавшая себя формула:
ап =2,02еХк7р2£п/(цкСп),	(10.12)
где £ — поправочный коэффициент на число труб в горизонтальном пучке, при этом, если п< 100 (п — число труб), то £ = 0,7, а если п > 100, то £ = 0,6; L — длина труб; Хк, Цк, рк — соответственно теплопроводность, динамическая вязкость и плотность конденсирующегося пара.
Одним из важных этапов и конечных целей теплового расчета мазутоподогревателя является определение конечной температуры мазута на выходе из нагревателя £2м-
Как видно из схемы, приведенной на рис. 10.1, является функцией температуры внутренней стенки трубы Zct2. В свою очередь, tCT2 зависит от температуры стенки со стороны конденсирующегося пара £ст1.
Выражение для нахождения температуры стенки со стороны мазут а имеет вид
^ст2 = ^ст1 —	/^СТ’	(10.13)
Рис. 10.1. Схема движения теплоносителей, характерные температуры и размеры каналов гладкотрубных подогревателей мазута
где 5СТ — толщина стенки труб; ^ст— теплопроводность материала стенки труб; £ст1 = /н - Д^ — температура стенки трубы со стороны конденсирующегося пара;
(10.14)
— частный температурный напор пар—стенка.
Коэффициент теплоотдачи, Вт/(м2 К), со стороны мазута от гладкой горизонтальной цилиндрической внутренней поверхности стальной трубы (подогреватели типа ПМ) можно рассчитать по формуле, рекомендованной в [170,179]:
к ( d У/3 а=—М,62 RePrM^
I L ) х(1 +0,015 СгУ3),
\0,14
X
(10.15)
где цм, цст — динамические вязкости мазута при температурах ZM, Zct2 ;
Re = wdHH /vM	(10.16)
— число Рейнольдса для мазута; здесь 4СЛ
и,м =—?— — средняя скорость течения ма-
зута в гладких трубах; п — число труб; \ — число ходов трубного пространства; — внутренний диаметр труб;
Рг =---------—
м к
(10.17)
— число Прандтля для мазута;
382
_ S ^внРм^2
Gim “
v2 г м
(10.18)
— число Грасгофа для мазута; здесь g— ускорение свободного падения; рм — коэффициент объемного расширения мазута, определяемый как
Р1м Р2м
Р2м (^2м ”^1м)
(10.19)
р1м, р2м“плотности мазута при температурах ^1м и ^2м»
^2 ^ст2
(10.20)
— разность между температурой стенки со стороны мазута /ст2 и средней температурой мазута tM в подогревателе (см. рис. 10.1) (частный температурный напор стенка—мазут).
Формулы (10.12) и (10.15) хорошо зарекомендовали себя на практике, они также достаточно полно учитывают все особенности процесса теплообмена в паровых подогревателях вязких жидкостей.
Коэффициент теплопередачи, Вт/(м2 • К), в силу конструктивных и эксплуатационных особенностей подогревателей мазута различных марок может определяться по разным формулам. В частности, для подогревателей из гладких труб (типа ПМ) рекомендуется упрощенная формула
1 Д 1 	(10-21>
—+т^ + — «м ^*ст «п
После нахождения коэффициента теплопередачи становится возможным определение уточненного значения температурного напора пар — стенка:
Д Zj — АД /лог / (Хп,
(10.22)
затем по (10.14) рассчитывается значение температуры стенки со стороны пара /ст1. Далее по (10.13) находим температуру стенки со стороны мазута /ст2 с учетом коэффициента теплоотдачи ап и толщины стенки 5СТ.
Как видно из (10.10), (10.13), (10.14) и
(10.22), определение конечной температуры мазута £2м зависит от точности расчета температуры стенки /ст2. В то же время вычисление температуры /ст2 является достаточно сложной задачей, поскольку опа входит в неявном виде и в левые, и в правые части указанных соотношений через зависимости для коэффициентов теплоотдачи ап и ам. Для преодоления этой сложности в расчетах применяют принцип последовательных приближений (итераций), а в качестве первого приближения (первого шага) итераций используют, например, различное приближенное задание температурного напора пар — стенка Д/р Более подробно это будет показано ниже в примерах расчета конкретных марок подогревателей мазута.
Площадь поверхности теплообмена определяется как
F = Qm/№>^).	(10.23)
Тепловой расчет мазутоподогревателей типа ПМР с продолыю-оребренными трубами имеет ряд особенностей. Общий расход пара, определяемый также по формуле (10.11), распределяется пропорционально площадям сечения межтрубного пространства SM пр и общего сечения внутренних труб SK.
Для понимания конструктивных особенностей и особенностей тепловых процессов в каналах подогревателей типа ПМР на рис. 10.2 приведена схема движения теплоносителей, характерные температуры и основные размеры.
Как видно из рис. 10.2, конструкция канала подогревателя мазута марки ПМР представляет хорошо известную трубку Фильда. Площадь межтрубного пространства определяется по формуле
$м.пр	(10.24)
где Dqh — внутренний диаметр аппарата, м;
— наружный диаметр обогревательного элемента, м.
Суммарную площадь кольцевых каналов, в которых проходит конденсирующийся пар, можно найти по формуле
383
Рис. 10.2. Схема движения теплоносителей, характерные температуры и размеры продольно-оребренных каналов подогревателей мазута (типа ПМР). Схема трубки Фильда:
1 — наружная труба; 2 — трубные доски; 3 — заглушка; 4 — паровая труба; 5 — внутренняя труба с продольным оребрением
5к=^я(С-4н),	(10.25)
где — наружный диаметр внутренней трубы, несущей оребрение; — внутренний диаметр трубы, несущей оребрение.
Тогда в межтрубное пространство поступает пар в количестве
Внутри нагревательных элементов расход пара
G2n=Gn-Gln.	(10.27)
Коэффициент теплоотдачи, Вт/(м2-К), конденсирующегося пара на наружной поверхности пучка (см. рис. 10.2) горизонтальных труб определяется по формуле
йп2 -2,02eXK^pfwKGj, (10.28)
где L — длина нагревательных элементов.
Коэффициент теплоотдачи внутри гладкого кольцевого канала [179] находится как
ап2 = (3400 +100wn )^1,21/L ,	(10.29)
где wn — скорость пара при входе в кольцевой канал трубки Фильда, м/с;
%=с2п/(рд),	(10.30)
здесь SK — площадь кольцевого канала; рп— плотность пара.
Далее определяется средне интегральное значение коэффициента теплоотдачи со стороны конденсирующегося пара:
ап =	'ь—(10 31)
Fh + ^h
где /*н	FUH Ttd^nL,
Коэффициент теплоотдачи со стороны мазута, Вт/(м2 • К), целесообразно искать с помощью формулы [29]:
a =-^-0,205Re"’45Pr')'43 м > т	мм
®1н
Ргм
Ргст
х0,2
, (10.32)
где Ргм и Ргст — числа Прандтля для мазута [см.(10.17)] соответственно при средних температурах мазута в аппарате /м и стенки /ст2; ReM — число Рейнольдса для мазута;
ReM = /vM.
М М ЭКИ ' м
(10.33)
Здесь шм — средняя скорость течения мазута:

384
где Zj. — число ходов межтрубного пространства; п — число труб;Ум — площадь поперечного сечения одного канала (трубы) с учетом оребрения.
В свою очередь, /м= (п/4)(<42|)Н - <$ин) - ZpX хАр5р.
Эквивалентный диаметр канала ddKB, в котором протекает мазут, определяется как <4кп= 4/и/П, где П — смоченный периметр капала: П = л(4>нн - dluH) + 2ZpAp (здесь Zp - число ребер; Лр — высота ребра).
Температура стенки со стороны мазута находится по формуле (10.13). Температура стенки со стороны пара определяется как
Коэффициент теплопередачи для подогревателей с оребренными трубами марок ПМР может быть определен двумя методами.
По первому методу коэффициент теплопередачи для нагревательных элементов типа трубки Фильда (см. рис. 10.2) вычисляется [170, 180] как коэффициент теплопередачи для многослойной цилиндрической стенки , отнесенный к 1 пог. м длины нагревательных элементов:
я
i--------——• <1034)
--------+-------In —— + —--------
^пр^1нФ 2А,СТ d1BH 0Сп^1В11
Следует обратить внимание на размерность коэффициента теплопередачи в (10.34). В обычных расчетах [см., например, формулу (10.21)] коэффициент теплопередачи измеряется в Вт/(м2 • К). Здесь он отнесен к 1 пог. м длины нагревательных элементов и измеряется в Вт/(м • К).
В (10.34) апр = амТ|о — приведенный коэффициент теплоотдачи по мазуту; Т|()—тепловая эффективность оребренной поверхности;
(Ю.35)
где F„ = [nd1H + Zp (2Лр +5р)]Ln (10.36) — площадь полной поверхности оребренных труб.
Рис. 10.3. Зависимость коэффициента тепловой эффективности прямых продольных ребер от определяющих факторов
Можно также записать, что
Л,=<рГгл,	(Ю.37)
где FTJl	— площадь поверхности ус-
ловно-гладких труб диаметром, равным диаметру трубы, несущей оребрение d1H; ф — коэффициент оребрения.
В (10.36) 5р— толщина ребер; п — число труб. В (10.35) Fpe6 — площадь поверхности ребер; Fpe6= Fn - Т|р ~ коэффициент тепловой эффективности ребра, определяемый согласно рис. 10.3.
Затем по (10.10) находят средний логарифмический температурный напор, значения температур стенки со стороны мазута и конденсирующегося пара. Температурный напор пар — стенка в этом варианте расчета определяется как
(10’38)
где L и F — общая длина труб и площадь поверхности теплообмена.
При этом последним этапом является нахождение не площади теплообменного аппарата, а общей длины нагревательных элементов типа трубки Фильда:
. Ом (пог
Здесь также используется метод последовательных приближений (итераций), который более подробно будет показан далее (см. § Ю.2).
385
При втором методе расчета подогревателя с оребренными поверхностями коэффициент теплопередачи отнесен [180] к площади полной оребренной поверхности теплообмена:
k =_______1_______
1 d„ , dH F
---+ ——In——+ ^np 2A,CT
(10.40)
где du = 0,5(c^H + d1BH) — усредненный диаметр поверхностей теплообмена со стороны конденсирующегося пара;
= 0.5(4,н + г/1н)	(10.41)
—	усредненный диаметр поверхностей теплообмена со стороны мазута;
F=nL(<fmdiH+nd2H) = nLlndf,,+z,, (2hp+nd2nil)]
—	площадь полной поверхности теплообмена;
Fa = n(d2H+dhiH)Ln	(10.42)
—	площадь поверхности теплообмена со стороны конденсирующегося пара.
Далее проводим расчет по методике, предложенной для гладкотрубного подогревателя (типа ПМ), с итерационным уточнением по расчетной поверхности теплообмена.
Методика расчетов для всех подогревателей предусматривает получение чистой поверхности нагрева. Учет загрязнений поверхностей теплообмена производится за счет введения поправочного коэффициента 1,25 в окончательных формулах для вычисления Fp или Лр.
Методика теплового расчета секционных подогревателей мазута в целом совпадает с методикой расчета гладкотрубных аппаратов типа ПМ, но есть ряд отличий.
Поскольку секционные подогреватели мазута в стационарных паротурбинных установках ТЭС широкого применения не находят, то их использование возможно в качестве резервного оборудования в случае замены или ремонта специально выпускаемых для ТЭС подогревателей типа ПМ или ПМР.
Наиболее целесообразным в этом случае является последовательное подключение по
линии подачи мазута ряда стационарных секций, которые по линии греющего пара подключаются параллельно. Тогда конечной целью теплового расчета секционных подогревателей мазута является определение того необходимого числа стандартных секций, которое обеспечит номинальное значение конечной температуры мазута ^м. Такой тепловой расчет по характеру ближе к конструкторскому, что и вносит некоторые изменения в методику.
Более подробно варианты возможного подключения секционных теплообменных аппаратов (па примере аппаратов типа ТТ) в тсплотехнологическую схему мазутного хозяйства будут показаны ниже (см. §10.4).
Определение коэффициента теплоотдачи, Вт/(м2 • К), при конденсации греющего пара в этом случае лучше производить по формуле
ап =0,728е

(10.43)
/
в основе которой лежит известная зависимость Нуссельта [79] для одиночной горизонтальной трубки.
В [181] зависимость (10.43) предложена для расчетов конденсации па горизонтальных пучках труб с введением поправки Е па число труб.
Преимущество зависимости (10.43) перед (10.12) или (10.28) состоит в том, что нет необходимости находить количество греющего пара Сп, приходящееся па каждую из параллельно подключенных секций. В то же время в знаменатель (10.43) входит температурный напор пар — стенка Д^, что также упрощает алгоритм вычислений. Более подробно это непринципиальное отличие в методике расчета будет показано ниже (см. §10.2.).
Тепловой расчет подогревателей мазута типа «труба в трубе» (ТТ) имеет ряд непринципиальных, связанных с конструкцией аппаратов отличий, которые также изложены ниже.
Поскольку подогреватели типа «труба в трубе» не находят широкого применения в
386
стационарных паротурбинных установках ТЭС, то их использование возможно в качестве резервного оборудования в случае замены и ремонта подогревателей ПМ или ПМР (аналогично секционным подогревателям). Тогда конечной целью теплового расчета подогревателей ТТ также является определение того необходимого числа стандартных секций ТТ, которое обеспечит номинальное значение температуры [с использованием (10.43)]. Такой тепловой расчет также по характеру ближе к конструкторскому.
10.2. Алгоритм и примеры поверочных расчетов стационарных серийных подогревателей мазута
Как видно из гл. 9, конструкции серийно выпускаемых подогревателей мазута имеют принципиальные отличия друг от друга.
Во-первых, нагреваемое жидкое органическое топливо — мазут протекает как в гладких трубах , так и в кольцевых зазорах, в том числе оребренных. Во-вторых, греющая среда — конденсирующийся пар подается или в межтрубное пространство, или во внутренние гладкие трубы, или в комбинации того и другого. В-третьих, поскольку в качестве греющего теплоносителя в мазутных хозяйствах принято использовать пар, то в расчетах появляется необходимость поиска значений температур стенок аппарата, при этом (в силу многообразия конструкций) приходится применять различные расчетные схемы и процедуры.
Все это заставляет (несмотря па многие общие моменты) рассматривать методики поверочного расчета отдельно для каждого типа мазутоподогревателей.
Алгоритм и пример поверочного расчета подогревателей мазута типа ПМ. Исходными данными для поверочного расчета являются: марка мазута; расход мазута GM, м3/с; начальная температура мазута /1м, °C; поминальная конечная температура мазуга £>м, °C; давление греющего парау?гр, Па; температура перегретого пара /п, °C; удельная теплоемкость перегретого пара c^iv Дж/(кг4<): температура насыщенного пара /н, °C ; материал
труб; теплопроводность материала труб Хст, Вт/(м-К); геометрические характеристики аппарата: число труб п ; число ходов трубного пространства хг; длина труб L, м; наружный диаметр труб div м; внутренний диаметр труб </нн, м; площадь поверхности теплообмена F, м2; теплофизические характеристики конденсата: плотность рк, кг/м3; теплопроводность Хк, Вт/(м • К); кинематическая вязкость v1(, м2/с; удельная теплота парообразования гк, Дж/кг.
1.	Задаемся в первом приближении конечной температурой мазута /2м, принимая ее отличной от поминальной на некоторое произвольное значение.
Выбор в первом приближении оптимального значения Для всех марок подогревателей ПМ рекомендуется производить по формуле
(?2м )о ~ а 4	4	,
где значения коэффициентов а, Ь, си dприведены в табл. 10.1.
Рекомендуемая формула представляет усеченный ряд Тейлора для функций многих переменных, по структуре она аналогична формулам для расчета теплофизических характеристик мазута и обеспечивает сходимость процесса в первых двух итерациях.
2.	Определяем теплофизическис характе-ристики мазута: Хм, срм, рм, vM, цм при средней его температуре по (10.5)—(10.9).
3.	Находим теплопроизводительность подогревателя по (10.2).
4.	Задаемся значениями температурного напора пар — стенка A/j и коэффициента потерь теплоты в окружающую среду Цп. В пср-
Таблица 10.1. Значения коэффициентов для выбора в первом приближении конечной температуры мазута при поверочном расчете подогревателей
мазута марок ПМ
Марка мазутоподо-грсвателя	а	b	с	d
ПМ-40-15	142,7	6,7	9000	0,38
ПМ-40-30	142,7	6,7	4500	0,38
11М-10-60	108,9	35,0	1750	0,38
ПМ-10-120	131,5	25,0	1125	0,35
387
вом приближении для внутреннего итерационного процесса (Д^)о следует выбирать из диапазона значений 0—2 °C.
5.	Определяем расход греющего пара по (10.11).
6.	Находим средний коэффициент теплоотдачи со стороны конденсирующего пара по (10.12).
7.	Определяем значение температуры стенки трубы со стороны мазута по (10.13).
8.	Рассчитываем средний коэффициент теплоотдачи со стороны мазута по (10.15).
9.	Вычисляем коэффициент теплопередачи согласно (10.21).
10.	Уточняем температурный напор пар — стенка Д^' по (10.22).
11.	Определяем погрешность расчета по внутренней итерации:
Д/| — Д£| Д^
Если 0,03-ь0,05, то расчет продолжается дальше; если Ez > 0,03-г-0,05, то A/j присваивается новое значение A/[ , т.е. Д^ = Д^' , и расчет повторяется, начиная с определения Zcr2 (п. 7).
Таким образом, приведенная методика составляет внутреннюю итерационную процедуру поверочного расчета подогревателей мазута типа ПМ.
Далее совершается переход к основной внешней итерационной процедуре расчета.
12.	Находим площадь поверхности теплообмена, м2:
FP = 1,25(2»/(ДГ1ОГ- k),
где 1,25 — коэффициент, учитывающий загрязнение поверхности теплообмена.
13.	Вычисляем погрешность расчета:

F~FP F
Если Ez< 0,03-5-0,05, то расчет можно считать законченным. Если же это условие не выполняется, то при Fp> F /2м уменьшается на значение шага итерационной процедуры
ht и, наоборот, при Fp< F, Д2м увеличивается на значение ht.
Для подогревателей мазута типа ПМ шаг внешнего итерационного процесса hL по вычислению и F рекомендуется выбирать в диапазоне 1—2 °C.
Пример расчета подогревателя мазута марки ПМ-10-120. Исходные данные: марка мазута — М100; расход ма-зута GM= 0,04 м3/с; начальная температура мазута Z1M= 60 °C; номинальная конечная температура мазута £2м= 140 °C; давление греющего пара />гр= 1,3- 10° Па; температура перегретого пара tn= 231 °C; удельная теплоемкость перегретого пара с/Я1=2743 Дж/(кг  К); температура насыщенного пара 191,6 °C; материал труб — сталь; теплопроводность материала труб XtT= * 46,5 Вт/(м • К); геометрические характеристики аппарата: число труб п = 388; число ходов трубного пространства z/* 12; длина труб L = 10 м; наружный диаметр труб = 0,038 м; внутренний диаметр труб ^,н= 0,033 м; площадь поверхности теплообмена F- 400 м2; теплофизические характеристики конденсата: плотность рк= 880 кг/м3; теплопроводность 0,671 Вт/(м • К); кинематическая вязкость vK= 0,141 • 10'° м2/с; удельная теплота парообразования гк= 1968 кДж/кг.
I. Для того чтобы найти £2м и Г, задаемся шагом ht внешней итерационной процедуры, исходя из приведенных выше рекомендаций: Л, = 2 °C.
II. Начинаем внешнюю итерационную процедуру расчета.
1.	Определяем среднюю температуру мазута определив предварительно &2м= 140 °C:
т; = 0,5(11м + 12м) = 0,5(60 +140) = 100 "С.
Выбор в первом приближении конечной температуры мазута t2.M= 140 °C производим с помощью табл. 10.1 для подогревателя ПМ-10-120.
2.	Находим теплофизические характеристики мазута при ^,= 100 °C:
рм =[0,881-0,00304(1-68)]103 =
= [0,881-0,00304(100-68)] • 10я=783,72 кг/мя;
Хм =0,158 -0,0002093(1-20) = 0,158--0,0002093(100-20)=0,1412 Вт/(м-К); с/)М = 1736,4+2,511 = 1736,4 +2,51 100 = = 1987 Дж/(кг К);
vM= |ехр10 (ехр1{) [9,8555 - 3,7451g( I + 273)]) -
-0,8} • Ю*6 = {ехр|() (ехр|ц [9,8555--3,745lg(100 + 273)])-0,8}10 = 4,67 10’5 м2/с;
рч =vMpM = 4,67-Ю”5 -783,72 = 0,0366 Па-с.
3.	Тепловая производительность мазутоподогревателя равна
<2м =См^мРм(«2м -11м)=0,04-1987-783,72х
х( 140- 60) = 4983205,24 Вт.
388
4. Задаемся коэффициентом потерь теплоты в окружающую среду: Т|1Г= 0,97.
5. Находим расход греющего пара:
4983205,24 1968-10’-0,97
= 2,6104 кг/с,
или с учетом теплоты перегрева пара:
_	^/’,рчДЛ, 0,00459 9,8-0,033*-91,6
где GrM = ^	—= =------------г-------------
V2	4,672-10~°
= 67919,16;
g Pim-Pmm .905,32 - 662,12 ” Р2и('2.м-'1м) 662,12(140 -60)
= 0,00459 1/°С;
г - &
„ g. . 4Ж205.24
(A.-A<)n.i 2076 10’ 0,97
где А, -h* = гк + с/ж (/„ -1„) = 1968 10’ + +2743(231 -191,6) = 2076- 10s Дж/(кг  К).
III. Начинаем внутреннюю итерационную процедуру расчета температуры стенки ZCT1.
1. Задаемся согласно приведенным выше рекомендациям значением температурного напора пар — стенка А^ и находим ZtT1:
А^ = 0 °C;
i,t-Aq= 191,6-0= 191,6 °C.
ДА, = 2 -£=191,6-100=91,6°С
^=М6Ь0ДЗЗ vM 4,67-10“J
4G г 4-0,04-12
wM = —:-----------------й-----= 1,461 м/с;
nd^,n 3,14 0,0332 -388
„ vMpMc	4,67-10”5-783,72-1987 _,CAO
Рг = —-— ----------------------------=э 15,02;
м Хм	0,1412
Цст — динамическая вязкость мазута при температуре
Нст= VM.oP.M.o = 4>654 •1оЛ 505,26 = 0,002351 Па с;
2. Рассчитываем коэффициент теплоотдачи со стороны пара:
а„ = 2,02elK ^Ln/(nKG„) = 2,02  0,6- 0,671 х
/ 8802 10-388 х»-----------------
\1,24 IO"4-2,6104
= 17062,13 Вт/(м'2-К),
а с учетом перегрева пара:
a" = 2,02eX/p2Ln/(pKG,'1) =2,02 0,6-0,671х
х J 8802 1° 388_ _ 17368Вт/(м2 . К)
\ 1,24-10-*-2,4744
При этом £ = 0,6, так как и > 100; рк= vKpK= 0,141 х х 10-° • 880 = 1,24  10~4 Па • с.
3. Находим значение температуры стенки труб со стороны мазута:
za.2	/Хс1.) = 191,6-17062,13х
ХО.^,191,6 "С.
46,5
где SCT= Ц, - 4J/2 = (0,038 - 0,033)/2 = 0,0025 м.
В случае учета теплоты перегретого пара ГС|2 будет иметь такое же значение.
4. Определяем средний коэффициент теплоотдачи со
стороны мазута:
VM tl, pM tT — кинематическая вязкость и плотность мазута при температуре Z(T2
v„ „ ={ехр|0 (схрИ1 [9,8555-3,7451g	+273)]) -
-0,8} - Ю4’ ={ехр|0 (ехрц, [9,8555 -3,745х
х lg( 191,6+273)]) - 0,8]  10’|,=4,654 • 1 О’11 м'2 /с;
рм (Г = [0,881-0,00304(/с12-68)]-10:’=[0,881--0,00304(191,6 - 68)] 10’= 505,26 кг/м3.
5. Определяем коэффициент теплопередачи:
, ( 1 8tT 1 Y1 ( 1	0,0025
k«M auJ 1^197,26	46,5
1 Y1
+----:----	=192,98 Вт/(м2-К).
17062,13 J
С учетом теплоты перегрева пара значение k будет следующим:
I ( 1 5ст К.
| 1 т1
+17062,13 J
J_] ‘ f 1	0,0025
+ a,J Д 197,26 + 46,5 = 192,98 Вт/(м2-К).
чО.Н
X
йм=—l,62|ReMPr4-^-] Ь
4, L L )
x(l+0,015Gr’/3) = ^^-l,62x
k	' 0,033
х(1022,12.515.02^У7. °-°366 Гх
10 ) [0,002351)
х(1+0,015-67919,161/:’) = 197,26 Вт/(м2-К),
6. Вычисляем АГ,го1. и AZ/:
140-60
, 191,6-60
In---------
191,6-140
•-=85,45 °C;
f_ kM,lnr _ 192,98 85,45 _ |_ a„ - 17062,13

389
а с учетом перегрева пара
1|=^=193,02.85,45= Q
1 а 17368,66
7. Погрешность расчета по первой внутренней итерации равна:
А/, - А/) А/,
0-0,96 0,96
= 1 >0,03 + 0,05.

Переходим ко второй внутренней итерации, при этом Д/| присваивается значение Aff = 0,96 или А/j = 0,94.
Далее весь расчет, начиная с определения /сг, повторяется до выполнения условия е = 0,03+0,05.
В данном примере в первой внешней итерации состоялось две внутренние итерации. Результаты последней внутренней итерации следующие:
а„ =17062,13 Вт/(м2К);
а” =195,63 Вт/(м2-К);
к = 191,42 Вт/(м2 К); Д<1(„. = 85,45 °C;
= 0,95 °C; е, = 0,008 < 0,03.
В случае учета перегрева пара получим следующие результаты последней внутренней итерации:
а” =17 368,13 Вт/(м2К);
а" = 195,64 Вт/(м2К);
А11 =191,47 Вт/(м2К); ДТ?,.,,. = 85,45 °Q
Д/f = 0,94 °C; £,“ =0,008 <0,03.
IV. Возвращаемся во внешнюю итерационную процеду* ру и продолжаем расчеты.
1. Находим площадь поверхности теплообмена:
_1,25QM 1,25 4983205,24	,
г~. =—=---=-----------------3oU,oZ м ,
р Д/.1(>1.А	85,45 191,42
где 1,25 — коэффициент, учитывающий загрязнение поверхности теплообмена; k = 191,42 Вт/(м_- К) — результат расчета по последней внутренней итерации.
Для перегретого пара:
,,	4983205.24 .
4.7	85,45 191,47
2. Погрешность расчета внешней итерации:
400-380,82
400
= 0,047 < 0,03 + 0,05,

а в случае перегретого пара
4’ =	F-F* F	=	400-380,72 400	= 0,048 <0,03-5-0,05.
В данном примере в обоих случаях состоялась одна внешняя итерация.
Приведенные рекомендации по выбору шага итераций Лр значений конечной температуры мазута &2м и тем
пературного напора пар — стенка Д^ позволяют уменьшить число внешних и внутренних итераций.
Следует обратить внимание, что приведенные здесь результаты получены с помощью компьютера и весь порядок расчета представлен в удобном и для машинного, и для ручного счета виде. При расчетах с помощью калькулятора за счет округлений возникают погрешности в результатах вычислений, не превышающие тем нс менее 5%.
Как видно из приведенных примеров, учет теплоты перегрева пара приводит к разнице в результатах расчета по поверхности теплообмена немногим более 1%, что, естественно, пренебрежимо мало для поверочных расчетов.
Алгоритм и пример поверочного расчета подогревателей мазута типа ПМР. Исходными данными для поверочного расчета являются: марка мазута; расход мазута GM, м3/с; начальная температура мазута г1м, °C; номинальная конечная температура мазута ^м, °C; давление греющего пара />гр, Па; температура перегретого пара Zn, °C; удельная теплоемкость перегретого пара ^п, Дж/(кг • К); температура насыщенного пара ZH, °C; материал труб; теплопроводность материала труб кст, Вт/(м • К); геометрические характеристики аппарата: наружный диаметр труб, несущих оребрение, dH, м; внутренний диаметр труб, несущих орсбрепие, d1BH, м; наружный диаметр наружных труб ^2Н, м; внутренний диаметр наружных труб, rf2BH; число ребер на трубе Хр, шт; высота ребра Лр, м; толщина ребра 8р, м; наружный диаметр трубы, по которой подается пар ^)н, м; внутренний диаметр корпуса £>нн, м; число ходов трубного пространства Zj.; число труб п; длина труб L, м; теплофизические характеристики конденсата: плотность рк, кг/м3; теплопроводность кк, Вт/(м • К); кинематическая вязкость vK, м2/с; удельная теплота парообразования тк, Дж/кг.
1. Задаемся в первом приближении конечной температурой мазута Выбор оптимального значения в первом приближении А2м для всех марок подогревателей ПМР рекомендуется производить по формуле
(«2м)о=«+^гр+сСм + ^1м-
где значения коэффициентов а, Ь, си dприведены в табл. 10.2 (расчет по длине нагревательных элементов) и табл. 10. 3 (расчет по площади поверхности теплообмена).
390
Таблица 10.2. Значения коэффициентов для выбора в первом приближении конечной температуры мазута при поверочном расчете подогревателей мазута типа ПМР по длине нагревательных элементов
Марка мазутопо-догревателя	а	b	с	d
ПМ Р-64-15	142,7	6,7	-9000,0	0,38
ПМР-64-30	142,7	6,7	-4500,0	0,38
ПМР-13-60	141,8	10,0	-2250,0	0,36
ПМР-13-120	146,1	6,7	-1125	0,36
ПМР-13-240	150,5	6,7	-562,5	0,36
ПМР-13-400	180,0	12.0	-307,7	-0,575
Таблица 10.3. Значения коэффициентов для выбора в первом приближении конечной температуры мазута при поверочном расчете подогревателей мазута типа ПМР по площади поверхности теплообмена
Марка мазутопо-догревателя	а	h	с	d
ПМР-64-15	151,7	23,3	-500	0,20
ПМР-64-30	151,7	23,3	-500	0,20
ПМР-13-60	151,7	23,3	-500	0,20
ПМР-13-120	151,7	23,3	-500	0,20
ПМР-13-240	151,7	23,3	-500	0,20
ПМР-13-400	134,2	20,0	-307	0,24
Рекомендуемая формула также представляет усеченный ряд Тейлора для функций многих переменных, по структуре она аналогична формулам для расчета теплофизических характеристик мазута и обеспечивает сходимость процесса в первой или второй итерации.
2—4. Определение теплофизических характеристик мазута, теплопроизводительности подогревателя, температурного напора пар — стенка и коэффициента потерь теплоты в окружающую среду проводится так же, как для подогревателей ПМ.
5.	Находим общий расход греющего пара по (10.11) или с учетом перегрева пара по (10.11а), который в мазутоподогревателях ПМР распределяется пропорционально площади сечения межтрубного пространства 5м пр [см. (10.24)] и площади общего сечения всех кольцевых каналов SK [см. (10.25)].
Тогда в межтрубное пространство поступает и там конденсируется количество пара,
определяемое по (10.26). Внутри элементов будет конденсироваться пар, количество которого находится по (10.27).
6.	Рассчитываем значение коэффициента теплоотдачи ап1 при конденсации пара на наружной поверхности горизонтального пучка труб по (10.28).
7.	Определяем коэффициент теплоотдачи при конденсации греющего пара внутри труб по (10.29).
8.	Вычисляем среднеинтегральное значение коэффициента теплоотдачи по пару по (10.31).
9.	Находим средний коэффициент теплоотдачи по мазуту с помощью (10.32).
10.	Рассчитываем температуру стенки со стороны мазута по (10.13).
11.	Определяем коэффициент теплопередачи.
/ вариант расчета. В этом случае коэффициент теплопередачи, Вт/(м • К), отнесенный к 1 пог. м длины нагревательных элементов, находится по (10.34).
II вариант расчета. В этом случае коэффициент теплопередачи, Вт/(м2- К) определяется по (10.40).
12.	Вычисляем температурный напор пар — стенка Azf:
для I варианта расчета
^1м k *” ^2м ,
для II варианта расчета
ап
здесь средний логарифмический напор д 7"	„	^2м	^1м
In
13.	Определяем погрешность расчета по внутренней итерации:
_	- А/г
391
Если ez< 0,03-s-0,05, то расчет продолжается далее. Если Е(> 0,03+0,05, то присваивается значение Д^' и расчет повторяется с определения Д£ст (п. 10) до необходимой степени точности. На этом заканчивается внутренняя итерационная процедура.
14.	Далее совершается переход к основной (внешней) итерационной процедуре.
I вариант расчета. В этом случае находится расчетная общая длина труб или нагревательных элементов:
1,25g.
II вариант расчета. При этом определяется расчетная площадь поверхности теплообмена:
Р
В обоих вариантах 1,25 — коэффициент, учитывающий загрязнение поверхности теплообмена.
15.	Вычисляем погрешность расчета по внешней итерации:
для I варианта расчета
для II варианта расчета:
Если или Ег< 0,05, то расчет закончен. Если это условие не выполняется и Lp > L или Fp > F, то на следующей итерации уменьшается на значение шага итераций ht. В случае, если Lp < L или Fp < F, то £2м увеличивается на значение ht. Шаг внешней итерационной процедуры hL рекомендуется для подогревателей типа ПМР выбирать в пределах 1- 2 °C.
Пример расчета подогревателя мазута марки ПМР-13-240. Исходные данные: марка мазута — Ml00; расход мазута GM = 0,08 м3/с; начальная температура мазута Г1м = 70 °C; номинальная конечная температура мазута /<2м= 135 °C; давление греющего пара ргр - 1,6- 10ь Па: плотность пара рн = 8,0766 кг/м3; температура перегретого пара Г(1= 269 °C; удельная теплоемкость перегретого пара = 2872 Дж/(кг - К); температура насыщенного пара 201,37 °C; материал труб — сталь; теплопроводность материала труб = 46,5 Вт/(м • К); геометрические характеристики аппарата: наружный диаметр труб, несущих оребрение, dlt = 0,038 м; внутренний диаметр труб, несущих оребрение, </1в|1= 0,033 м; наружный диаметр наружных труб d-2U= 0,089 м; внутренний диаметр наружных труб d,H1I= 0,08 м; число ребер на трубе 2^= 24; высота ребра Лр= 0,019 м; толщина ребра 8р= 0,001 м; наружный диаметр трубы, по которой подается пар, 0,015 м; внутренний диаметр корпуса DHU= 1,832 м: число ходов трубного пространства ~ 8; число труб п = 157; длина труб L = 3,7, м; теплофизические характеристики конденсата: плотное гь рк= 862 кг/м3; теплопроводность Хк= 0,66 Вт/(м • К); кинематическая вязкость vK = 0,16 • 1(Г(’ м2/с: удельная теплота парообразования гк = 1933,6 • 103 Дж/кг.
Рассмотрим 1 вариант расчета (по длине нагревательных элементов L).
I, Чтобы найти и L, задаемся шагом ht внешней итерационной процедуры, исходя из приведенных выше рекомендаций: h( = 2 °C.
II. Начинаем внешнюю итерационную процедуру расчета.
1.	Определяем среднюю температуру мазута определив значение = 140 “С:
= 0,5(/|м +	) = 0.5(70+140) = 105 "С.
Выбор в первом приближении конечной температуры мазута £,м= 140 °C производим с помощью табл. 10.2 для подогревателя ПМР-13-240.
2.	Вычисляем теплофизические характеристики мазута при Г* = 105 °C:
рм = [0,881-0,00304(7;-68)] IO3 = [0,881-0,00304х х( 105-68)]-10 я = 768,52 кг/м’;
=0,158 -0,0002093(7;-20) = 0,158-0,0002093х х(105-20) = 0,1401 Вт/(мК);
с/)и = 1736,4 +2,51Ты = 1736,4+2,51 • 105 =
= 1999,6 Дж/(кг К);
vM ={ехр10(ехр|0[9,8555-3,7451g (7;+273)] )-0.в}х
х 10”*’= [схрк) (exp,,) [9,8555 -3,745lg (105+ 273)]] -
-0,8} • 10 -*= 3,86  10’5 м2/с;
рм =vM рм = 3,86 10~’-768,52= 0,0296 Па с.
3.	Тепловая производительность мазутоподогревателя
0.м =GmWm"'lx) =0.08 768,52 1999.6(140 - 70) =
= 8605487,33 Вт.
392
4.	Задаемся коэффициентом потерь теплоты в окружающую среду Т|п= 0,97.
5.	Находим расход греющего пара:
гкт],| 1933,6 10я 0,97
а с учетом теплоты перегрева пара:
11= Ом = 8605487,33 =	9
(A.'-Vn,, 212210я 0,97
где Л,, - Л* = гк + с/п, (/„-/„) = 1933,6 • 10я + +2872(269 -201,37)=2128-10я Дж/(кг К).
6.	Определяем количество пара, поступающего в межтрубное пространство и нагревательные элементы:
\,..Р=	) =^1(1,832г-157 0.0892) = 1,6592 м2;
\= ™(4.. -4.) = 3,144157(0,0332 - 0.0152) = 0,1065 м2;
GA..,p = 4.5881 1.6592
$м.пр + \	1,6592 + 0,1065	z
G2ii = Gn-Glll = 4,5881 -4,3113 = 0,2768 кг/с.
В случае перегретого пара
G„, СА,„ _ 4,16881.6882 =	4
5м.пр+\	1.6592 + 0,1065	1
G.J], = G„ -Gh, =4,1689 -3,9174 = 0,2427 кг/с.
III. Начинаем внутреннюю итерационную процедуру расчета температуры стенки ^ст2‘
1. Задаемся согласно приведенным выше рекомендациям значением температурного напора пар — стенка Д^ и находим tCT1:
Д^= 0 °C;
Г€Т1 =	= 201,37 - 0 = 201,37 °C.
2. Определяем коэффициент теплоотдачи конденсирующегося пара на наружной поверхности пучка труб:
й112= (3400 + 100w„ )^1,21/L = (3400+100- 0,3217)х х^1,21/3,7 =2364,63 Вт/(м2-К),
где скорость пара ™,= G»n/(pn5K) = 0,2768/(8,0766 х х 0,1065) = 0,3217 м/с.
С учетом теплоты перегрева пара
а^= (3400 +100»,)^1,21/£ = (3400+100 -0,2848) х
х ^1,21/3,7 = 2362,97 Вт/(м2-К),
где w“ =G]],/(p„SK) = 0,2427/(8,0766-0,1065) =
= 0,2848 м/с.
4.	Находим среднеиптегралыюе значение коэффициента теплоотдачи со стороны конденсирующегося пара:
- _	+ «и А, _ 7191,15 • 1,0345 + 2364,63  0,3836 _
а,~	А. + Лш ”	1,0345 + 0,3836
= 5885,61 Вт/(м2К),
где F„ =nd.>uL = 3,14-0,089-3,7 = 1,0345 м2; FM, = nd2„,L = = 3,14-0,08-3,7 = 0,3836 м2.
Аналогично получим для перегретого пара:
-и _ «П1Л. +а.1112Л... _ 7438,95-1,0345 + 2362,97 0,3836
“ ” Л,+4.	~	1,0345 + 0,3836
= 6055,22 Вт/(м2 -К).
5.	Находим значение температуры стенки со стороны мазута:
г.,.2= Сг1- а„Д6 8„./X = 201,37- 5885,61 0 • °'0025
1,2 trl " 1 о/ °	46,5
= 201,37 “С.
В случае учета теплоты перегрева пара значение будет таким же.
6.	Определяем значение Д4>:
= k-vt -^= 201,37 -105 = 96,37 °C
ап| = 2,02еХк$>lLn/(nKGhl) = 2,02• 0,6 0,66х
I 8622-3,7-157 хз--------2J-------
V 1,37-10^-4,3113
= 7191,15 Вт/(м2-К),
а с учетом теплоты перегрева пара:
а", = 2,02е\ ^p2Ln/^KG}\) = 2,02 • 0,6 - 0,66 х
7.	Находим средний коэффициент теплоотдачи со стороны мазута:
/
ам = -—0,205Re”’45 Рг’1'43	= 0,1401 0,205 х
°-038
/	\0.25
х329,62045-422,86°ЛЧ-22’86 ] =910,81 Вт/(м‘<1<), I 35,58 ]
J 8622-3,7-157
V 1,37-10^-3,9174
= 7438,95 Вт/(м2 -К),
где
где е = 0,6, так как число труб п> 100; цк= vKX хрк= 0,16 • 10^ • 862 = 1,37 • 10"4 Па • с.
3. Рассчитываем коэффициент теплоотдачи конденсирующегося пара внутри гладких кольцевых каналов:
vM 3,86 10’5
^эки
4/м 4-0,0034 П ~ 1,2827
= 0,0107 м;
393
И = л (4,,, + <) + 2ZpAp = 3,14 (0,08 + 0,038) + +2-24-0,019=1,2827 м;
0,08 9 , M n/„	157 0,0034
4, = ndinL= 3,14-0,038-3,7=0,4417 м2;
Fv = zp (2Лр + 5p)L = 24(2  0,019 + 0,001) 3,7 = 3,4632 м2;
я</1и+2г|А 3,14-0,038 + 2-24-0,019 о со. .
ф -------------------------------------= 8,6394.
тЦп	3,14-0,038
3,14(0,082 - 0.0382)
/m - ^(^ou - dlu ) ~ ^p^p -	4
-24-0,019-0,001 = 0,0034 m2;
9. Вычисляем А/ЛО|, и Д/f:
IV^O,0296-1999,6
M XM 0,1401
умлтс/.м.стРм.ст 4-10^-2240-475,56
П '1ОГ t —t ln-ц |м 1ц ~^2м
140-70
201,37-70 ]
201,37-140 J
= 91,97 °C;
197,31-91,97-580,9 _п 03 OQ
1 л4,£пап	3,14-0,089-3,7-157-5885,61
Рмл-r = [0,881-0,00304(/„2 -68)]  IO4 =
= [0,881-0,00304(201,37- 68)]-10s = 475,56 кг/м3;
XM „ = 0,158 - 0,0002093(/„2 - 20) = 0,158 - 0,0002093x
x (201,37 -20)=0,12 Bt/(m-K);
c„M =1736,4 +2,51U, = 1736,4 + 2,51 201,37 =
= 2240 Дж/(кг-К);
V„.cr ={expI0(expI(,[9,8555- 3.7451g(zcT2 +273)])-0,в}х
x 10‘6={exp1()(exp1()[9,8555-3,7451g(201,37+273)])-0,8]x
x 10'6=4-10"° m2/c,
здесь теплофизические характеристики мазута для числа Ргст вычислены по формулам, приведенным в предыдущем примере (для подогревателя типа ПМ), при ^9, а для ReM и Ргм — по тем же формулам, но при температуре Гм-
S. Определяем коэффициент теплопередачи, отнесенный к 1 пог. м нагревательного элемента:
_	Л
”	1	1	, (0,038^	1
-----------------+-------In I---- + —-----------
329,08 • 0,038 • 8,6394 2-46,5 ^0,033 J 5885,61 0,033 = 197,31 Вт/(м-К),
где а,,р=амТ|о =910,81-0,3613 = 329,08 Вт/(м2-К);
no=l-|(l-nP) = l-|g|(l-O,2798) = O,3613;
10. Погрешность расчета температуры по первой внутренней итерации:
Д*! -A/J Д/[
0-11,03
11,03
= 1>0,05.
Переходим ко второй внутренней итерации. При этом Д/[ присваивается значение Д//.
В данном примере состоялись две внутренние итерации. Результаты последней итерации следующие:
а„ =5885,61 Вт/(м2-К); ам =850,18 Вт/(м2-К);
kL =192,13 Вт/(м2- К);	=91,97 °C;
Д/[ =10,54 °C; £,=0,027.
В случае учета теплоты перегретого пара имеем следующие результаты второй внутренней итерации:
а"= 6055,22 Вт/(м2-К); а"= 850,93 Вт/(м2-К);
Л}1 =192,13 Вт/(м2-К); Д^о1. =91,97 °C;
Д/;"= 10,54 °C; £,"=0.
IV. Возвращаемся во внешнюю итерацию и продолжаем расчеты.
1. Находим длину нагревательных элементов:
1^.1.К »05487.Я	4 м
Л.АГ,.,	132,13 91,97
Если учитывать теплоту перегретого пара, то будет иметь то же значение, что и L?.
2. Погрешность расчета внешней итерации:
еЛ_е-Л	^.5.176 _g-3.5r,76
Пр ‘ А(ел +<Л) “ 3,5676(? Г->7Й + e”s,567(‘)

L-L/? L
580,9 - 608,74
A = h I °'9“м = 0,019 I °'9 910-81 = 3,5676;
V«Sp/2 у 46,5 °,001/2
Fu=Fp + F,„ = 3,4632 + 0,4417 = 3,9049 м2;
В данном примере для обоих случаев состоялась только одна внешняя итерация.
Из результатов расчетов видно, что учет теплоты перегрева пара не дает разницы в результатах вычислений по длине нагревательных элементов.
394
Рассмотрим II вариант расчета (по площади F).
I. Чтобы найти и F, задаемся шагом ht итерационной процедуры исходя из приведенных выше рекомендаций: ht= 2 °C.
II. Начинаем внешнюю итерационную процедуру расчета.
1. Находим среднюю температуру мазута /м, определив значение £2м= 163 °C:
III. Начинаем внутреннюю итерационную процедуру расчета температуры стенки
1. Задаемся согласно приведенным выше рекомендациям значением температурного напора пар — стенка Д^ и находим ltT]:
Д/, =0°С;
^•1 =zii“Azi =201,37-0 = 201,37 °C.
= 0,5 (<J м +	) = 0,5 (70 +163) = 116,5 °C.
Выбор в первом приближении конечной температуры £>м= 163 °C производим с помощью табл. 10.3 для подогревателя ПМР-13-240.
2. Находим теплофизические характеристики мазута при /м = 116,5 °C:
рм =[0,881-0,00304(^, -68)]-103 =
= [0,881-0,00304(116,5-68) ]-103 =733,56 кг/м3;
Хм =0,158 - 0,0002093(7; -20) = 0,158-
- 0,0002093(116,5-20) = 0,1377 Вт/(м К);
С/,м = 1736,4 + 2,51= 1736,4 + 2,51 116,5 =
= 2028,4 Дж/(кг-К);
vM= [ехр1() (ехРш [9,8555 - 3.7451g (Г + 273)]) - 0,8} х
х 10“°= [ехр|0 (ехр10 [9,8555 - 3,745lg(l 16,5 + 273)]) -
-0,8-10 “*’= 2,58-10~5 м2/с;
цм =ум рм =2,58-10“5 -733,56 = 0,019 Па-с.
2. Определяем коэффициент теплоотдачи конденсирующегося пара на наружной поверхности пучка труб:
aN1 = 2,02eXK^p2Ln/(pKG11I) =2,02-0,6-0,67x
862--3,7 -157 1,376-IO'4 5,5463
= 6612,4 Вт/(м2-К),
а с учетом перегрева пара:
а" = 2,02EXK^p2Ln/(nKG]1,1,) = 2,02-0,6- 0,66 х
8622-3,7 -157
1,37 Ю-4 5,0395
= 6823,36 Вт/(м2 -К),
где цк= vhpK= 0,16 • 104’ • 862 = 1,376 • 10* Па-с; е = 0,6, так как число труб п >100.
3. Тепловая производительность мазутонодогревателя: a. =G^mPm('2m -i1M) = 0,08 733,56 2028,4(163-70) = = 11070452,96 Вт.
4. Задаемся коэффициентом потерь теплоты в окружающую среду: Т|п= 0,97.
5. Находим расход греющего пара:
0.м 'мЛм
11070452,96
1933,6 103 0,97
= 5,9024 кг/с,
а с учетом перегрева пара:
.п
QM 11 070 452,96
' 2128-ю3-0,97
= 5,363 кг/с.
3. Рассчитываем коэффициент теплоотдачи конденсирующегося пара внутри гладких кольцевых каналов:
а112 = (3400 + IOOjc,, )^1,21 / L = (3400 +100  0,4139) х
х^1,21/3,7 =2370,98 Вт/(м2-К),
где скорость пара
= G2„/(pI15K) = 0,3561/(8,0766-0,1065) = 0,4139 м/с.
При учете теплоты перегрева пара
а“2 = (3400 +1 ООи],’) ^/1,21/L =(3400+100-0,376) х
х ^1,21/3,7 = 2369,25 Вт/ (м2  К),
где R'1I11=G.”,/(p11.S’K) = 0,3225/(8,0766-0,1065) = 0,376 м/с.
где Л„- Лк= rK +	(„) = 1933 • 103 + 2872 х (269 -
-201,37) = 2128- 103 Дж/(кг • К).
6. Определяем количество пара, поступающего в межтрубное пространство и в нагревательные элементы, используя полученные в I варианте значения SM и SK:
5,9024 1,6592
1,6592 + 0,1065
= 5,5463 кг/с;
G2u = G„ — Gjjj = 5,9024 — 5,5463 = 0,3561 кг/с.
В случае перегретого пара:
и _
5,363 1,6592
1,6592 + 0,1065
= 5,0395 кг/q
G][ =с;’1 -G,1,1, =5,363-5,0395 = 0,3235 кг/с.
4.	Находим среднеинтегральное значение коэффициента теплоотдачи со стороны конденсирующегося пара:
-	6612,40 1,0345+2370,98 0,3836
F„ + Fml ~	1,0345 + 0,3836	"
= 5465,13 Вт/(м2-К),
Для случая перегретого пара:
-11_ «"Л+Й^Л... _ 6823,3628 1,0345+2369,255 0,3836
Fn + F„n	1.0345 + 0,3836
= 5620,9 Вт/(м2-К),
где используем значения Fn и FHII, полученные в I-м варианте расчега.
395
5.	Вычисляем среднее значение температуры стенки со стороны мазута:
«е.2='с,1-а„Д'1(8ег/\г) =
= 201,37 - 5465,13 0- 0,002э = 201,37 "С.
46,5
В случае учета теплоты перегрева пара значение /п,2 будет таким же.
6.	Находим средний коэффициент теплоотдачи со стороны мазута:
Z Х().25
ам = -^-0,205Re245 Рг”м	= °’13 7 0,205 х
dUl	[Ргст. )	0,038
/ 97Q щ
х491,670|4!’ 279.3111,41 —'J,J1	=808,26 Вт/(м2-К),
I 35,58 J
_ wMc/.,K„ 1,1862-0,0107 ЛЛ1 где ReM = м *к" =----------~— = 491,67
v	2,58-1 О*5
(здесь значения d3Kll и wM возьмем из I варианта расчета);
о НмРм^м 2,58-Ю-5-733,56-2028,4 ,„о Q1
Рг, =--------— =---------------------= 279,31;
м Лм	0,1377
n vM.cl.C/,MpMcr 4-IO"6-2240-475,56 rQ
Pr,=------* 1----=-------------------= 35,58;
ХМС1.	0,12
Рист = [о,881-0,00304(^.2 —68)]-10s =
= [0,881-0,00304(201,37-68)]-10я = 475,56 кг/м5;
Хист =0,158 - 0,0002093(^2-20) =
= 0,158 - 0,0002093(201,37 - 20) = 0,12 Вт/(м-К);
с/,мег =1736,4 + 2,51/сг2 = 1736,4 + 2,51-201,37 =
= 2240 Дж/(кг-К);
vm.ct= (ехр10 (ехр)0 [9,8555 - 3,7451g(z„2+ 273)]) - 0,в)х х10”<,=|ехр)(>(ехр|( >[9,8555-3,7451g(201,37+273)])--0,8-10'6} = 4-1О’Л м2/с.
7.	Определяем коэффициент теплопередачи:
1______________=
4., Y / -
^1вп J
1
1	0,038 , <0,061 >	761,5499
-----+--------In ------ +---------------- 304,2 2-46,5 (0,059) 5465,13-222,644
= 254,67 Вт/(м-К),
а с учетом теплоты перегрева пара
Л" ------------\----г------=
— + 4u-lnf-^-l+^ir-
___________________1_________________
1	0,038 . (0,061	761,5499
304,2 2-46,5 1^0,059J 5620,9-222,644 = 255,79 Bt/(m-K),
где aHJ> = aMT|o =808,26 0,3764 = 304,2 Bt/(m2-K);
По=1-^(1-Пр) = 1-^||(1-О,2968) = О,3764;
ел-е~А
П,> = А(еЛ+е-Л) = 3,3608(/:,"(W+e-;,-'wl,H)
= 0,019 j °'9 808,-= 3,3608; у 46,5 0,001/2
F„= n(d.2n+dlull)Ln = 3,14(0,089+0,033)3,7• 157=222,644 m2; d„ = 0,5(4,+</1B„) = 0,5(0,089 + 0,033) = 0,061 m;
dm, = 0,5(4,,,+4,) = 0,5(0,08 + 0,038) = 0,059 m;
значения Fp и Fl} возьмем из I-го варианта расчета.
8.	Вычисляем А/;|ог и А//:
2 м
ДТ„„. = -2м У1 = -	163 70	= 75,56 °C;
ln^- ,nf 20!,З7-70 )
'..-4,	201,37-163
254,6-75 56 =352ОС ан 5465,13
9.	Погрешность расчета температуры по первой внутренней итерации равна:
А/-, — А/[ А/[
0-3,52
3,52
= 1>0,05.
Переходим ко второй внутренней итерации, при этом AZ] присваивается значение AZ/.
В данном примере состоялись две внутренние итерации. Результаты последней итерации следующие:
а„ =5465,13 Вт/(м2-К); ам =791,36 Вт/(м2-К);
/t = 251,73 Вт/(м2 -К); ДГ„„. = 75,56 °C;
Д/[ = 3,48 °C; е( =0,0117.
С учетом теплоты перегретого пара имеем следующие результаты последней внутренней итерации:
а" =5620,9 Вт/(м2-К); а" =791,65 Вт/(м2-К);
/<"=252,88 Вт/(м2-К); Д?,,,,. = 75,56 °C;
Д^'" =3,40 °C; Е("=0.
IV. Возвращаемся во внешнюю итерационную процедуру и продолжаем расчеты.
1. Находим площадь поверхности теплообмена:
_ 1,25ft, _ 1,25 -11070452,96	2
1 Д t:mrk 251,73-75,56
Для перегретого пара
,1=U5^=U5-1107045_2,96=
1 ЛпД/лог 252,88-75.56
396
2. Погрешность расчета но внешней итерации:
ef =	г 1	=	761,55 - 727,49 761,55	= 0,062.
Для перегретого пара
р11 -	Г-Гр" F	=	761,55-742,17 761,55	= 0,0254 <0,03,
где F = п£[лЦп + 4>„) + 2^ ] = 157 • 3,7 х х[3,14(0,038 + 0,089) + 2 • 24 • 0,01] = 761,55 м2.
В данном примере в обоих случаях расчета состоялась только одна внешняя итерация.
Сравнивая результаты расчетов по площади поверхности теплообмена, видим, что учет теплоты перегрева пара приводит к разнице в результатах немногим более 1%.
Рекомендации по выбору шага итерации Л,, значений конечной температуры мазута и температурного напора пар — стенка позволяют уменьшить число внешних и внутренних итераций. Следует обратить внимание, что приведенные здесь результаты получены с помощью компьютера, а весь порядок расчета представлен в удобном и для машинного, и для ручного счета виде. При расчетах с помощью калькулятора за счет округлений возникают погрешности в результатах вычислений, не превышающие тем не менее 5%.
10.3. Алгоритм и примеры поверочных расчетов секционных теплообменных аппаратов для замены серийных стационарных подогревателей мазута
В условиях ремонта оборудования, расширения или модернизации станции или котельной могут возникнуть ситуации, когда по тем или иным причинам встает вопрос о замене стационарных серийных подогревателей мазута типа ПМ на более дешевые и компактные аппараты секционного типа. Тем более, что опыт эксплуатации [32] показал более высокую их эффективность. Дополнительным фактором в пользу аппаратов секционного типа является то, что их изготовление, а тем более ремонт возможны в условиях ремонтных предприятий энергосистем и даже мастерских электростанций и крупных котельных.
Как показали расчеты наиболее эффективна замена аппаратами секционного типа (в частности аппаратами типа ТТ) подогревателей мазута следующих марок: ПМ-40-15, ПМ-40-30, ПМ-10-6,0 ПМ-10-120. Аппараты типа
Таблица 10.4. Значения коэффициентов для выбора в первом приближении температурного напора пар — стенка при замене подогревателей ПМ и ПМР на секционные мазутоподогреватели
Марка заменяемого мазуто подогревателя	а	ь	с	d
ПМР 64-15	7,8	-9,35	3,17	100
ПМР 64-30	7,8	-9,35	3,17	100
ПМР 13-60	7,8	-9,35	3,17	100
ПМ 40-15	2,67	-1,25	0,83	100
ПМ 40-30	2,67	1,25	0,83	100
ПМ 10-60	3,86	3,8	2,0	0
ПМР в связи с их более высокой эффективностью не всегда целесообразно заменять аппаратами секционного типа.
В приведенных ниже алгоритме и примерах расчета секционных аппаратов показатели с учетом теплоты перегретого пара не вычислялись, так как учет теплоты перегретого пара приводит к разнице в результатах до 1% и для секционных аппаратов.
Алгоритм расчета подогревателя мазута секционного типа. Исходными данными для расчета являются: марка мазута; расход мазута GM, м3/с; начальная температура мазута Gm’ номинальная конечная температура мазута ^м, °C; давление греющего пара Д.р, Па; температура насыщения пара /н, °C; материал труб; теплопроводность материала труб Хст, Вт/(м • К); геометрические параметры секции: число труб в одной секции п; наружный диаметр труб м ; внутренний диаметр труб dBH, м; длина труб в секции L, м; теплофизические характеристики конденсата: плотность рк, кг/м3; теплопроводность Хк, Вт/(м • К); кинематическая вязкость vK, м2/с; удельная теплота парообразования тк, Дж/кг.
1.	Определяем среднюю температуру мазута в подогревателе по (10.5) и теплофизические характеристики мазута при этой температуре по (10.6)—(10.9).
2.	Находим суммарную теплопроизводи-тельность подогревателя из набора стандартных секций по (10.2)
3.	Задаемся значениями температурного напора пар — стенка Д^ и коэффициента по
397
терь теплоты от набора секций в окружающую среду Т]п. Выбор оптимального значения в первом приближении рекомендуется производить по формуле
(Д <1 )0 = а + Ьргр + ср?р + dGM,
где значения коэффициентов а, Ь, си dприведены в табл.10.4.
Рекомендуемая формула по структуре аналогична вышеприведенным формулам для расчета теплофизических характеристик мазута и обеспечивает сходимость процесса в первой или во второй итерации.
4.	Находим коэффициент теплоотдачи при конденсации греющего пара по (10.43):
5.	Вычисляем температуру стенки трубы со стороны мазута по (10.13).
6.	Определяем средний коэффициент теплоотдачи со стороны мазута по формуле (10.15).
7.	Далее находится коэффициент теплопередачи по (10.21).
8.	Уточняем значение температурного напора пар — стенка:
Д = АД Zior / осп, где средний логарифмический температурный напор рассчитывается по (10.10).
9.	Определяем сходимость внутреннего итерационного процесса:

Д/] -Д^
Если е, < 0,03-5-0,05, то происходит переход к внешней итерационной процедуре; если £,> 0,03-5-0,05, то Д/j присваивается значение Д^' и расчет повторяется начиная с определения /ст2. Таким образом, п. 5—9 составляют итерационный цикл расчета батареи из секционных подогревателей мазута. Следует отметить, что в данной методике присутствует только один итерационный цикл в отличие от методик для подогревателей ПМ и ПМР.
10.	Определяем расчетное значение необходимой суммарной площади поверхности теплообмена:
F 12’5& р Д'лог* ’
где 1,25 — коэффициент, учитывающий загрязнение поверхности теплообмена.
11.	Находим необходимое число секций:
где [ ] — операция взятия целой части от числа.
Если площадь поверхности теплообмена одной секции / по каким-то причинам неизвестна, то ее легко подсчитать:
f= TtLd^n,
где dcp= 5СТ — средний диаметр трубы. Здесь толщина стенки труб 5СТ= 0,5(dH- rfnH).
Пример расчета батареи секционных подогревателей типа ПТС, заменяющих мазутоподогреватель ПМР-64-30. Исходные данные: марка мазута — М100; расход мазута GM= 1 • 10-2 мч/с: начальная температура мазута 70 °C; номинальная конечная температура мазута Ь2м= 135 °C; давление греющего пара />1р=1,6 • 10г> Па; температура насыщенного пара 201,37 °C; материал труб — сталь; теплопроводность материала труб \г= 46,5 Вт/(м • К) ; геометрические параметры секции: длина труб L = 5 м; число труб в секции п = 12; наружный диаметр труб du= 0,038 м ; внутренний диаметр труб ЦИ|’* 0,029 м; теплофизические характеристики конденсата: плотность рк= 862 кг/м , теплопроводность Хк= 0,65997 Вт/(м • К); кинематическая вязкость vK=0,16- 10-ь м2/с; удельная теплота парообразования гк= 1,9336 • 106Дж/кг.
1.	Определяем среднюю температуру мазута используя номинальное значение
£ = (<1м +	)/2 = (70+135)/2 = 102,5 "С.
2.	Находим теплофизические характеристики мазута при Тм = 102,5 °C:
рм = [0,881-0,00304(ZM -68)]- 10s -
= [0,881-0,00304(102,5 - 68)]-10* = 776,12 кг/м’;
= 0,158 - 0,0002093Ц - 20) = 0,158 - 0,0002093 х
х(102,5 - 20) = 0,1407 Вт/(м-К);
с/( м = 1736,4 + 2,5ц, = 1736,4+2,51 -102,5 =
= 1993 Дж/(кг-К);
v„ ={exP|()(exPll)[9,8555-3,745lg(F, -273)])-0,8}х х 10"*' = { ехрн,(ехр1(1 [9,8555 - 3,745ig( 102,5 -273)])--0,8}-10"*’=4,238-10~s м2/с;
398
Цм = vMp„ = 4,238 -IO"5- 776,12 = 3,289 • 10"2 Па с.
ReM =wM4,/v,1 = 1,262-0,029/(4,238-IO"5) = 863,39;
3,	Тепловая производительность секционного мазуто-подогревателя, состоящего из набора секций,
<2« =	~‘|м) = I'Ю 2-776.12 1993Х
х(135-70) = 1 005 563 Вт.
I. Начинаем внутреннюю итерационную процедуру расчета /ст2.
1. Вычисляем значение температурного напора пар — стенка Д/j с помощью рекомендаций, приведенных в табл. 10.4:
4GM 4-0,01	,
j— =-----------о----= 1,262 м/с;
nd‘ltn 3,14-0,0292 12	'
1>‘m=vmPmc/,.m/>-m= 4,238- IO"5-776,12-1993/0,1407=466,03;
GrM = pMg</3,AZ2/v2 =4,488-10~3-9,8 0,0293x x 94,99/(4.2382 -IO"10) =56743,55;
P1M Pg.M
P*2m(Gm ~*Im)
874,92-677,32
677,32(135 - 70)
= 4,488-10’3 1/°C;
Д^=1,7°С;
ZtT1=Z1I-AZ1 = 201,37-1,7 = 199,67 °G
Д<2 = Zer2 - = 197,492 -102,5 = 94,99 °C.
5. Находим коэффициент теплопередачи:
Задаемся коэффициентом потерь теплоты в окружающую среду Т|и= 0,97.
2. Находим коэффициент теплоотдачи со стороны пара:
, ( 1	8	1 Y* ( 1	0,0045	1
k — |---1-----1--I = I---------F —----+---------
[a,, aMJ [242,04	46,5	13 237,24
= 232,35 Bt/(m2 -K).
(к3 2 V’25 а„= 0,728с	*Р|Л^	=0,728 0,7 х
[Pk^|4>ii J
0.659973  S622  1,9336  106 9,8
^б-ю^л^о.огэ
= 13 237,24 Вт/(м2-К),
где £ = 0,7, так как п < 100; Цк= VKpK= 0,16 • 10 ь- 862 = = 1,376- 10'4 Па-с.
3. Определяем значение температуры стенки трубы со стороны мазута:
/ст2 =	-ан Д/j 8С1 /\т = 199,67 -13237,24 - 1,7х
х 0,0045/46,5 = 197,49 °C,
где = (Л„ -	)/2 = (0,038-0,029)/2 = 0,0045 м.
4. Вычисляем средний коэффициент теплоотдачи со стороны мазута:
z ( d Т14
а =-*-1,62 Re4Pr—bi- (l + 0,015Gr'/3)=
Mf'l	M Л1 f I I	Iх	r	Л1 '
< I	L ) [Her)
=^,,62ида.4<)бда^ /У3-289 10}Г« 0,029	[	5 ) [2,068-IO"3 J
x(1+0,015^56743,55)=242,04 Вт/(м2 K),
где
Hit = vmxtPm ст = 4-24'Ю-" ’487.343 = 2,068• 10"3 Па  c;
Pm.o = [0-881-0,00304(/t2 -68)] 103 = [0,88l-0,00304(197,492 -68)]103 = = 487,343 кг/м3;
vHXT={ехРю («Ф10 [9,8555- 3,745lg(lCT2 + 273)]) -0,8}x xl0"*’={expln(expiO[9,8555-3,7451g(l97,49+ 273)])--0,8}-10"*’= 4,24-10"*’ m2/c;
6. Вычисляем Д/жэг и Д/f:
__ /jM	135—70
'bAfinf 201’37-70 ! 1201,37-135 J
Al[=*A(lur/“.1=232,354-95,2/13 237,24=1,67 “a
7. Погрешность расчета итерационного цикла
	Д/| Д/1	=	1,7-1,67	= 1,7-10"2< 0,05.
	Д/,		1,7	
Таким образом, в данном примере состоялась одна внутренняя итерация.
Выходим из итерационного цикла и продолжаем расчет.
4.	Определяем площадь поверхности теплообмена:
F _ 1,25QM 1,25-1 005 563 Р~ДГ1ОГ*“ 95,2-232,35
= 56,82 м2.
5.	Определяем число секций исходя из полученного значения площади поверхности теплообмена:
xc=[Fp//+l]=[56,82/6,31+l] = 10,
где f= TtLdcpn = 3,14 • 5 ♦ 0,0335 • 12 “ 6,31 м2 — площадь поверхности теплообмена одной секции; dCfi= d^ - dcr= = 0,038 - 0,0045 = 0,0335 м; [ ] — операция взятия целой части от числа.
6.	Определяем площадь полной поверхности теплообмена:
F = zr/ = 10-6,31 = 63,1 м2.
399
Предложенные выше рекомендации по выбору температурного напора пар — стенка A/j позволяют уменьшить число итераций в цикле. Следует отмстить, что приведенные здесь результаты получены с помощью компьютера и весь порядок расчета представлен в удобном п для машинного, и для ручного счета виде. При расчетах с помощью калькулятора за счет округлений возникают погрешности в результатах вычислений, не превышающие, тем не менее, 5%.
Алгоритм расчета подогревателя мазута типа ТТ. Исходными данными для поверочного расчета являются: марка мазута; расход мазута GM, м3/с; начальная температура мазута /1м, °C; номинальная конечная температура мазута ^м, давление греющего пара /?гр, Па; температура насыщенного пара /н, °C; материал труб; теплопроводность материала труб кст, Вт/(м • К); геометрические характеристики секции: число труб в одном аппарате п\ число параллельных потоков пл; длина труб L, м; наружный диаметр кожуховых труб du, м; наружный диаметр теплообменных труб ^)Н, м; толщина стенок теплообменных труб 5СТ, м; теплофизические характеристики конденсата: плотность рк, кг/м3; теплопроводность кк, Вт/(м • К); кинематическая вязкость vK, м2/с; удельная теплота парообразования гк, Дж/кг.
1.	Определяем среднюю температуру мазута
/м = 0,5(/1м +^м)
и его теплофизические характеристики по (10.6)—(10.9) при этой температуре.
2.	Находим теплопроизводительность ма-зутоподогревателя по (10.2).
3.	Задаемся значениями температурного напора пар — стенка и коэффициента потерь теплоты в окружающую среду Т|п. В первом приближение для внутреннего итерационного процесса (Д^)о следует выбирать из диапазона значений 0,8—1,5 °C, что обеспечивает сходимость процесса в первой или второй итерации.
4.	Находим коэффициент теплоотдачи при конденсации греющего пара по (10.43).
5.	Определяем температуру стенки канала со стороны мазута по (10.13).
6.	Находим средний коэффициент теплоотдачи со стороны мазута по (10.15), где все
входящие в уравнение числа подобия определяются аналогично предыдущему случаю;
4GM
грм  -----2—=— — средняя скорость те-
28ст ) Т1п
чепия мазута в подогревателе ТТ.
7.	Вычисляем коэффициент теплопередачи по (10.21).
8.	Уточняем значение температурного напора пар — стенка:
М=АД/()Г/ап.
9.	Определяем сходимость внутреннего итерационного процесса:

Д/j -Д/\ Д^
Как и в предыдущих случаях, если г( < 0,03-^0,05, то расчет продолжается путем перехода к внешней итерационной процедуре. В обратном случае Д^ присваивается значение Az/ и внутренняя итерация повторяется. При расчете по данной методике осуществляется только один итерационный цикл.
10.	Определяем расчетное значение необходимой площади суммарной поверхности теплообмена:
Fp=l,25^/1^),
где 1,25 — коэффициент, учитывающий загрязнение поверхности.
11.	Находим необходимое число секций: Zc=[fp//+1],
где [ ] — операция взятия целой части от числа.
Если площадь поверхности одной секции/ неизвестна, то ее можно легко подсчитать:
/= nLd^n,
где dcp= 5ВН - 5СТ — средний диаметр трубы.
Пример расчета батареи многопоточных аппаратов типа «труба в трубе» (ТТ-22-48/89), заменяющих мазу-топодогреватель ПМ-10-120. Исходные данные: марка мазута — Ml00; расход мазута GM= 0,041 м3/с; начальная температура мазута £1м= 60 °C; номинальная конечная температура мазута Д2м=11б °C; давление греющего пара Р = 1,3 • 10ь Па; температура насыщенного пара
400
/„=191,6 °C; материал труб — сталь; теплопроводность стали Хст= 46,5 Вт/(м-К); геометрические характеристики аппарата: число труб в одном аппарате п = 44; число параллельных потоков п„= 22; длина труб L = 6 м; наружный диаметр кожуховых труб du= 0,089 м; наружный диаметр теплообменных труб с^и= 0,048 м; толщина стенок теплообменных труб 8СТ= 0,004 м; теплофизические характеристики конденсата: плотность рк= 880 кг/м3; теплопроводность кк= 0,671 Вт/(м • К); кинематическая вязкость vK = 0,141 • 10-1’ м2/с; удельная теплота парообразования гк=1971,3 • 103 Дж/кг.
1.	Определяем среднюю температуру мазута:
^1=0,5(/1м+/2м) = 0,5(60 + 115) = 87,5 °C.
2.	Находим теплофизические характеристики мазута при 87,5 °C:
рм =[0,881-0,00304(7; —68)]103 =
= [0,881-0,ООЗО4(87,5-68)]1О3 = 821,7 кг/м3;
Хм = 0,158 - 0,0002093	- 20) =
= 0,158 - 0,0002093(87,5 -20) = 0,144 Вт/(м К);
cf,u= 1736,4 +2,517; =1736,4 + 2,51 • 87,5 =
= 1993 Дж/(кгК);
vM = {ехр10(ехр10[9,8555-3,7451gfo -273)])-0,8}х
х 10ч>={ехрИ1 (ехрК) [9,8555 -3,7451g(87,5-273)]) --0,8} • 10-6 = 7,9 • 10’"’ м‘2/с;
Цм = vMpM = 7,9  IO’5 • 821,7 = 0,065 Па с.
3.	Тепловая производительность батареи аппаратов равна:
Qm=GmPmP^(^-«1m)=0,041-821,7 1956(115 -60) = = 3,6 10° Вт.
I. Начинаем внутреннюю итерационную процедуру расчета температуры стенки /ст2.
1. Задаемся согласно приведенным выше рекомендациям значением температурного напора пар — стенка Д/1 и находим /ст1:
A/j = 1°С,
/„^/„-Д/j = 191,6-1 = 190,6 °C.
tcr2 ='ст1 -йпА/15ст/\г=19()»5-21 478-1-0,004/46,5= 189 °C
4. Вычисляем средний коэффициент теплоотдачи со стороны мазута:
\0,14
бм =—1,62| Re Ре,—	(l + 0,015Gr'/3) =
«1 I L ) I Мег )
0 1433	(	0 04
——1,62| 738-889—
0,04	6
х (1 +0,015^41333) = 228,4
^1/3Г 0,065 Г
J [ 0,00249 J Х
Вт/(м2 - К),
где = <7,,, - 25сг= 0,048 - 2 • 0,004 = 0,04 м — внутренний диаметр теплообменной трубы;
ReM = wvdj / vM = 1,47  0,04/(7,9 • 1О’;>) = 738;
PrM =vMPM^M/XM = 7,9 10-5 1956-821,7/ 0,144 = 889;
GrM=	= °-004• 9,8(0,04)3 • 101,5/(7,9• Ю"5)2=
= 41 333;
s = J^-ft. „ W5.32-732.12
ft.fe.-fe) 732.12(115--60)
л^п„ 3,14'813,8'22 (0,04)2	'
— средняя скорость течения мазута в подогревателе ТТ-22-48/89;
=189-87,5 = 101,5 "С;
Мег =vm<.iPm.cT=4,85'10-i>'513,16 = 2,49 10“3 Па с;
Рмхг = [0.881 -0.00304 (<1г2 -68)] • 103 = [0,881-0,00304(189 - 68)] 103 =513,16 кг/м3;
vM.cr={exp1()(exPll)[9,8555-3,7451g(ZlT2+273)])-0,8}-10-,; = ={ехр10(ехр|0[9,8555 -3,7451g(189+ 273)]) - 0,8}-10'6 = = 4,85 10'° м'2/с.
5. Находим коэффициент теплопередачи:
= 222 Вт/(м2 К).
< 1	0,004	1
[ 228,4 + 46,5 + 21 478
2. Находим коэффициент теплоотдачи со стороны пара:
6. Вычисляем Д/Л()Г и Д// :
ап =0,728
цк A/jdZB(I
\0,25
= 0,728-0,7х
ДТ =	<1м =	115 60—_ = 101,6 °C;
ln	In m6-60_
h -z„	1191,6-115)
I 2.M )	\	’	/
<0,6713 -8802 1971,3 Л 0ч 9,8
1,24-10^ 0,048
= 21 478 Вт/(м2-К),
Д/J = АД/,1ОГ/а„ = 222-101,26/21 478 = 1,05 °C.
где цк = vKpK =0,141-10ч>-880 = 1,24-10^ Па-с.
7. Погрешность расчета по первой внутренней итерации
3. Определяем значение температуры стенки канала
со стороны мазута:
= 0,049 <0,05.
Д/j -Д/[
Д/i
1^
401
Всего состоялась одна внутренняя итерация.
II. Выходим из внутреннего итерационного цикла и продолжаем расчет.
4.	Определяем площадь поверхности теплообмена:
fp = 1,25^ /(АД4Г) = 1.25• 3,6 10е/(101.6• 222) = НН) м2.
5.	Определяем число секций zt, исходя из полученного значения площади поверхности:
^=[^// + 1]=[П9/36,5+1]=6,
где/= TtLdcpn = 3,14 ♦ 6 • 0,044 • 44 = 36,5 м2 — площадь поверхности теплообмена одной секции; <Ztp= cZllf| - (5СТ -= 0,048 — 0,004 = 0,044 м; [ ] — операция взятия целой части от числа.
6.	Определяем площадь полной поверхности теплообмена:
r = zc/ = 6-36,5=219 м2.
Рекомендации по выбору шага итераций Zrf, значений конечной температуры мазута и темперагурного напора пар — стенка позволяют уменьшить число внешних и внутренних итераций. Следует обратить внимание, что приведенные здесь результаты получены с помощью компьютера, а весь порядок расчета представлен в удобном для машинного и для ручного счета виде. При расчетах с помощью калькулятора за счет округлений возникают погрешности в результатах вычислений, не превышающие тем не менее 5%.
В целом алгоритм поверочного расчета всех конструкций подогревателей мазута, как видно из приведенных примеров, построен практически одинаково.
На рис. 10.4 приведена общая для всех ма-зутоподогревателей структурная схема алгоритма поверочного расчета с внешней и внутренней итерационными процедурами.
Имеет смысл сказать несколько слов о сходимости итерационных процедур, приведенных в примерах и на рис. 10.4.
Легко доказать, что сходимость итерационных процедур будет обеспечена независимо от способа выбора первого приближения при условии, что площадь поверхности теплообмена в первом приближении будет получена больше требуемой. При этом все последующие итерации должны давать постепенное приближение значения F? к требуемому.
Как видно из результатов вышеприведенного расчета, замена подогревателя мазута марки ПМ-10-120 теплообменными аппаратами типа ГГ оказалась достаточно эффективной.
Сравнивая результаты двух примеров расчета по замене подогревателей ПМР-64-30 и
Рис. 10.4. Структурная схема алгоритма поверочного расчета подогревателей мазута
ПМ-10-120 на батарею секционных подогревателей марки ПТС и па батарею аппаратов типа ТТ, можно сделать вывод о высокой эффективности аппаратов ТЕ Замена оребренного подогревателя ПМР-64-30 потребовала установки в батарею десяти аппаратов типа ПТС. Гладкотрубный подогреватель ПМ-10-120, имеющий большую производительность по
402
мазуту, потребовал для замены батарею из шести аппаратов марки ТТ-22-48/89.
Причинами более высокой эффективности аппаратов типа ТТ по сравнению с подогревателями ПМ-10-120 являются большая номенклатура, удачные компоновочные и конструктивные решения аппаратов типа ТТ, а также невысокая эффективность всех типоразмеров подогревателей мазута типа ПМ.
10.4.	Замена подогревателей мазута типа ПМ теплообменными аппаратами серии
ТТ («труба в трубе»)
Рассмотрим вопросы, связанные с необходимостью замены установленных на электростанции или в котельной подогревателей мазута типа ПМ па какие-либо другие аппараты с достаточно высокой эффективностью. К числу таких аппаратов прежде всего следует отнести подогреватели типа ТТ («труба в трубе»), которые также серийно выпускаются промышленностью и имеют весьма разветвленную и широкую номенклатуру, кроме того, они достаточно эффективны [32].
Как показали расчеты, результаты которых приведены ниже, целесообразным является рассмотрение вариантов замены подогревателей мазута марок ПМ-40-15, ПМ-40-30, ПМ-10-60 и ПМ-10-120.
Как уже говорилось, замена аппаратов типа ПМ на аппараты ТТ легко осуществима, изготовление подогревателей типа ТТ возможно в условиях ремонтных предприятий энергосистем и даже мастерских станций и крупных котельных.
При расчете вариантов замены подогревателей ПМ на любые секционные аппараты (в том числе на аппараты ТТ) следует предусматривать соединение их в ряды и комплексы.
Согласно [29] ряд теплообменных аппаратов состоит из последовательно расположенных подогревателей с их прямоточным, противоточным или параллельным включением.
Комплекс теплообменных аппаратов [29] содержит несколько рядов, при этом соединение их по контуру одного из теплоносителей может быть самым различным.
Приведенные выше (см. §10.3) примеры расчетов по замене подогревателей мазута
ПМР-64-30 и ПМ-10-120 секционными подогревателями ПТС и теплообменными аппаратами ТТ-22-48/89 предусматривают последовательное их подключение по линии мазута и параллельное по линии пара. Хотя такое подключение является наиболее простым как с точки зрения расчета, так и с точки зрения компоновки оборудования, оно совсем не обязательно наиболее выгодно. Поэтому целесообразно рассмотреть варианты подключения аппаратов в комплексы.
Очевидно, что для более эффективного использования способности пара отдавать теплоту при конденсации и для лучшей организации сбора конденсата вариант подключения аппаратов по линии подачи пара остается прежним, т.е. параллельным. По линии мазутного тракта комплекс аппаратов будет включать несколько параллельных рядов, внутри каждого из которых подогреватели подсоединены последовательно.
В качестве объектов, предназначенных для замены подогревателей мазута ПМ, в расчетах участвовали:
1)	весь типоразмерный ряд разборных однопоточных гладкотрубпых аппаратов ТТ (ТТ-25-3 — ТТ-57-6). Этот ряд включает шесть основных типоразмеров по диаметрам внутренних труб (25, 38 и 57 мм) и по их длинам (3 и 6 м). Выпускаемые по стандарту варианты исполнения, отличающиеся диаметрами внешних труб, для расчетов значения не имеют;
2)	весь типоразмерный ряд неразборных однопоточных гладкотрубпых аппаратов ТТн (ТТп-25-1,5 - ТТп-108-12). Этот ряд включает 14 основных типоразмеров аппаратов в зависимости от диаметра внутренних труб (25, 38, 48, 57, 89 и 108 мм) и их длин (1,5; 4,5; 6; 9 и 12 м). Все остальные типоразмеры отличаются также только диаметрами наружных труб, что для расчетов парожидкостных аппаратов не имеет значения;
3)	весь типоразмерный ряд разборных многопоточных гладкотрубных аппаратов ТТ (ТТ7-48-6 — ТТЗ 1-48-9). Этот ряд включает в себя также 14 основных типоразмеров аппаратов в зависимости от числа потоков (7,12, 22 и 31), диаметра внутренних труб (48 и 57 мм) и их длин (6 и 9 м). Все остальные типоразмеры так
403
же отличаются только диаметрами наружных труб, что не имеет в данном случае значения.
Таким образом, массив исходных данных по конструкциям и типоразмерам теплообменных аппаратов типа ТТ («труба в трубе») включает 34 позиции, причем каждый из этих аппаратов имеет равные приоритеты при расчетах вариантов размещения их как в каждом параллельном ряду, так и в последовательности аппаратов каждого ряда.
Все расчеты проводились при условии обеспечения номинальных значений основных характеристик подогревателей ПМ (см. табл. 9.2 и 9.3): для ПМ-40-15: /2м= 95 °C; GM=15 т/ч; />м= 4 МПа; для ПМ-40-30 - £>м= 95 °C; GM= = 30 т/ч; ры= 4 МПа; для ПМ-10-60 - £>м= 115 °C; GM= 60 т/ч; рм~ 1 МПа; для ПМ-10-120 — *2М= 115 °C; GM= 120 т/ч; рм= 1 МПа.
При этом для конечной (номинальной) температуры мазута было поставлено условие:
Ссч<*2Т+о,о5См. ZM дм 7 дм
Более высокие значения £2м можно легко обеспечить увеличением числа аппаратов типа ТТ.
Ограничением и в то же время критерием эффективности замены комплексом аппаратов типа ТТ подогревателей ПМ являлось условие:
. ТТ
Рм
где р™ — расчетное значение суммарного давления по линии мазута аппаратов типа ТТ; р™ — номинальное значение давления по линии мазута аппаратов ПМ.
Очевидным смыслом этого условия являются возможность использования установленных в схеме мазутного хозяйства насосов и (по возможности) уменьшение их потребляемой мощности.
Основные конструкции аппаратов типа ТТ приведены на рис. 9.14—9.16, а их технические характеристики — в табл. 9.8—9.12.
Алгоритм расчета и выбора аппаратов ТТ, а также вариантов их подключения в комплексы основан на алгоритме, изложенном выше (см. §10.3). Кроме этого проводятся ги
дродинамические расчеты для определения суммарных давлений р™ по линии подачи мазута, сортировка результатов по критерию эффективности Кэф и минимуму числа аппаратов, а также ограничение по конечной температуре мазута £2м.
Основные результаты расчетов по замене подогревателей ПМ на аппараты серии ТТ приведены в табл. 10.5—10.8.
Как видно из табл. 10.5, наиболее выгодными (исходя из условий минимума числа аппаратов и затрат мощности на прокачку мазута) оказались три варианта замены подогревателя ПМ-40-15 аппаратами типа ТТ (серий ТТ12 и ТТ7). Применение однопоточных аппаратов приводит к созданию комплекса из нескольких рядов (до пяти) и увеличению общего числа аппаратов, как минимум, до 15.
Расчеты для подогревателя марки ПМ-40-30 показали, что наиболее выгодными являются варианты из рядов, состоящих из двух аппаратов серии ТТ7. Всего таких вариантов 11(10 наиболее выгодных вариантов даны в табл. 10.6), все остальные варианты приводят к большему числу аппаратов в ряду. Использование однопо-точпых аппаратов также приводит к созданию комплексов, состоящих в минимальном варианте из пяти рядов по три аппарата в каждом.
Расчеты для подогревателя ПМ-10-60 показали, что есть только два варианта замены, состоящие из рядов по три аппарата ТТ12 или ТТ22, подключенных последовательно в различной комбинации.
Остальные случаи замены без образования комплексов состоят из 147 вариантов, каждый из которых представляет собой ряд последовательно подключенных четырех аппаратов серий ТТ7, ТТ12 и ТТ22 в различных
Таблица 10.5. Рекомендации но замене подогревателя мазута ПМ-40-15 теплообменными аппаратами типаТТ
Число параллельных рядов	Марка аппарата	Коэффициент эффективности,
1	ТТ12-48-6	0,033
1	ТТ7-57-9	0,041
1	ТТ7-48-9	0,086
404
Таблица 10.G. Рекомендации по замене подогревателя мазута ПМ-40-30 теплообменными аппаратами типа ТТ
Число параллельных рядов	Марки аппаратов и их расположение в ряду	Коэффициент эффектив! юсти,
1	ТТ7-57-6, ТТ7-57-6	0,072
1	ТТ7-57-6, ТТ7-57-9	0,082
1	ТТ7-57-9, ТТ7-57-6	0,084
1	ТТ7-57-6, ТТ7-48-6	0,106
1	ТТ7-57-9, ТТ7-48-6	0,115
1	ТТ7-57-6, ТТ748-9	0,128
1	ТТ7-57-9, ТТ7-78-6	0,140
1	ТТ748-9, ТТ7-57-6	0,151
1	ТТ7-48-6, ТТ7-48-9	0,177
1	ТТ7-48-9, ТТ7-48-6	0,183
комбинациях. Восемь наилучших из этих вариантов также приведены в табл. 10.7.
При использовании однопоточных аппаратов резко увеличивается их общее число (как минимум до 16), что приводит к образованию комплексов, состоящих, как минимум, из трех рядов до шести аппаратов в каждом.
Расчеты для подогревателя ПМ-10-120 показали, что наилучшими являются два варианта замены (см. табл. 10.8), представляющие ряды из трех последовательно подключенных аппаратов ТТ12 и ТТ22 в каждом. Следующие наилучшие случаи (всего 147 расчетных вариантов) состоят из четырех аппаратов от ТТ7 до ТТ22 в каждом ряду. Восемь из этих вариантов приведены в табл. 10.8.
Применение однопоточных аппаратов также приводит к резкому увеличению их числа и образованию комплексов.
Как видно из приведенных в табл. 10.5— 10.8 результатов расчетов, все возможные комбинации, предназначенные для замены подогревателей мазута ПМ аппаратами ТТ, более эффективны по затратам мощности на прокачку мазута, а коэффициент « 1.
Таким образом, замена подогревателей ПМ на аппараты ТТ позволит не только обеспечить необходимый температурный режим подачи топлива к форсункам, но и значительно сократить расход электроэнергии на содержание мазутного хозяйства.
Таблица 10.7. Рекомендации по замене подогревателя мазута ПМ-10-60 теплообменными аппаратами типа ТТ
Число параллельных рядов	Марки аппаратов и их расположение в ряду	Коэффициент эффективности, К.,*
1	1Т12-57-9,1'1'2248-9, ТТ22-48-9	0,191
1	ТТ12-48-9, ТТ2248-9, ТТ2248-9	0,300
1	ТТ7-57-6, ТТ7-57-6, 1Т2248-9, ТТ2248-9	0,323
1	ТТ7-57-6, ТТ1248-6, ТТ22-48-9, ТТ22-48-9	0,330
1	ТГ7-57-6, ТТ7-57-9, ТТ22-48-9, ТТ2248-9	0,352
1	ТТ7-57-6, ТТ 1248-9, ТТ2248-6, ТТ22-48-9	0,355
1	ТТ7-57-6, ТТ1248-9, ТТ22-48-9, ТТ2248-6	0,356
1	ТТ7-57-6, ТТ 1248-9, ТТ22-48-9, ТГ12-57-9	0,363
1	ТТ7-57-6, ТТ1248-9, ТТ2248-9, ТТ22-48-9	0,400
1	ТТ7-57-6, ТТ1248-9, ТТ12-48-9. ТТ12-48-9	0,420
Таблица 10.8. Рекомендации по замене подогревателя мазута ПМ-10-120 теплообменными аппаратами типа ТТ
Число параллельных рядов	Марки аппаратов и их расположение В ряду	Коэффициент эффективности,
1	ТТ12-57-9, ТТ22-48-9, ТТ2248-9	0,191
1	ПТ 248-9, ТТ2248-9, ТТ22-48-9	0,301
1	ТТ7-57-6, ТТ7-57-6, ТТ22-48-9, ТТ2248-9	0,323
1	ТТ7-57-6, ТТ1248-6, ТТ2248-9, ТТ2248-9	0,330
1	ТТ7-57-6, ТТ748-9, ТТ2248-9,1Т2248-9	0,352
1	ТТ7-57-6, ТТ12-48-9, ТТ22-48-9, ТТ12-57-9	0,363
1	ТТ7-57-6, ТТ12-48-9, ТТ2248-9, ТТ2248-9	0,365
1	ТТ7-57-6, ТТ1248-9, ТТ12-57-9, ТТ22-48-9	0,366
1	ТТ7-57-6, ПТ2-48-9, ТТ22-48-9, ТТ1248-9	0,401
1	ТТ7-57-6, ТТ12-48-9, ТТ1248-9, ТТ12-48-9	0,420
405
СТРУКТУРНЫЙ, ТЕПЛОВОЙ И ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ТЕПЛОТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СХЕМ МАЗУТНЫХ ХОЗЯЙСТВ
11.1. Методика структурного анализа теплотехнологических схем мазутных хозяйств
Проведение структурного анализа тепло-технологической схемы является одним из важнейших этапов в создании новых при радикальном совершенствовании существующих теплотехнологических схем. Большая сложность и высокая трудоемкость расчета современных теплоэнергетических схем в значительной степени обусловлены наличием множества расчетных циклов как в технологической схеме, так и в элементах оборудования. Существование цикла означает, что значения параметров потока энергоносителей, выходящих из какого-либо участка технологической схемы или элемента установки, влияют па значения параметров потоков энергоносителей, входящих в этот участок или элемент оборудования. В реальных технологических схемах можно выделить несколько расчетных циклов.
Расчет замкнутой циклической схемы основывается на разрыве обратных связей в пей.
Анализ сложных реальных технологических схем современных теплоэнергетических установок показывает, что разрыв циклических связей можно осуществить множеством путей и, следовательно, при этом получить множество последовательностей расчета. Соответственно возникает задача поиска наиболее рационального пути, обеспечивающего решение поставленной задачи. Данная задача решается с помощью двух операций.
Первая операция — выделение в схеме сово
купностей элементов, охваченных обратными связям, т.е. образующих контуры, и элементов, которые не входят пи в один контур.
Вторая операция — это выбор внутри каждого контура наилучшей совокупности потоков, разрыв которых превращает коптур в разомкнутую схему. Наилучшей можно назвать такую совокупность потоков, сумма параметров связей в которой минимальна.
Таким образом, конечной целью структурного анализа теплотехпологической схемы (в данном случае мазутного хозяйства) будут определение оптимальной последовательности ее расчета и идентификация контуров в ней.
Определение оптимальной последовательности расчета позволит свести к минимуму число итераций, повысить точность расчета при математическом моделировании, а также увеличить область устойчивости решения задачи по определению параметров работы теплотехнологической схемы. Для описания теплотехнологических схем мазутных хозяйств использовался метод, основанный па теории графов [241—244].
В соответствии с ним составляется балансовая теплотехнологическая схема (БТТС), представляющая собой потоковый граф, вершинами которого являются узлы (аппараты) теплотехнологической схемы, а дугами — потоки теплоносителей.
Согласно [245] потоковые графы — это направленные графы (орграфы), отображающие преобразования потоков вещества и энергии, которые осуществляются технологическими операторами (элементами) системы.
БТТС — это отображение взаимосвязей
406
между информационными блоками и потоками информации в модели технологического процесса. Ее интерпретация ~ это ориентированный граф, в котором вершинами являются информационные блоки, а дугами — потоки информации. В отличие от технологической схемы, в которой по линиям связи между элементами оборудования текут потоки вещества или энергии, в БТТС по линиям связи между вычислительными элементами перемещаются потоки информации. Стрелки на линиях связи показывают направления потоков информации.
В соответствии с [245, 246] существуют следующие виды потоковых графов:
1)	материальный потоковый граф (МПГ) — взвешенный по дугам орграф, отображающий преобразование технологическими операторами общих массовых расходов физических потоков системы. Вершины МПГ соответствуют технологическим операторам системы, которые трансформируют общие массовые расходы физических потоков, точкам стыковок трубопроводов, источникам и стокам вещества, а дуги МПГ — физическим потокам системы;
2)	для исследования процесса теплообмена используется тепловой потоковый граф (ТПГ) — взвешенный по дугам орграф, отображающий преобразование технологическими операторами тепловых расходов физических и фиктивных потоков теплоты системы. Вершины ТПГ соответствуют технологическим операторам, которые изменяют тепловые расходы физических потоков, точкам стыковки трубопроводов, внешним и внутренним (фиктивным) источникам и стокам теплоты, а дуги ТПГ— физическим и фиктивным потокам теплоты;
3)	эксергетические потоковые графы (ЭСПГ) — взвешенные по дугам орграфы, отображающие преобразование элементами системы расходов эксергии физических и фиктивных потоков вещества и энергии, а также потери эксергии в элементах системы. Вершины ЭСПГ соответствуют технологическим операторам, осуществляющим преобразование расходов эксергии, а также внутрен
ним и внешним расходам эксергии. Дуги ЭСПГ соответствуют физическим и фиктивным потокам эксергии вещества и энергии, а также потерям эксергии в элементах системы. Для решения задачи разделения схемы па разомкнутые последовательности и контуры могут быть использованы методы с использованием матрицы процесса и матрицы смежности [243].
Матрица процесса используется для представления в цифровой форме информации о топологических свойствах технологических схем. Каждый элемент оборудования технологической схемы задается одной строкой матрицы процесса. Содержание этой строки составляет номер элемента оборудования, при этом номера потоков на входе положительные, а па выходе отрицательные. Анализ матрицы процесса заключается в последовательном просмотре всех строк с целью нахождения эчемента оборудования, который можно рассчитать, т.е. такого элемента, все входящие потоки в который известны. Элементы, в которые входят потоки с неизвестными параметрами, рассчитать нельзя, следовательно, они принадлежат к замкнутым контурам.
Определение матрицы смежности приведено в [244]. Пусть G (V, Е) — ориентированный граф без параллельных дуг, в котором V= {Vj, v2, ..., v7i} — множество вершин графа; Е— множество ребер графа. Матрицей смежности А = \а^\ графа G называется матрица порядка 7zX?z, элементы которой агопределяются следующим образом:
'V
1,если (vz,v;)g £, О,если	Е.
Матрица смежности показывает наличие или отсутствие связей между элементами технологической схемы.
Анализ матрицы смежности для выявления разомкнутых последовательностей заключается в поиске ее столбцов и строк, имеющих только нули. Если найден столбец матрицы, имеющей только нули, то это означает, что ни один элемент схемы не связан с элементом, соответствующим найденному
407
столбцу, т.е. в этот элемент входят только внешние по отношению к схеме, потоки. Следовательно, найденный элемент может быть отнесен к разомкнутой последовательности и удален из матрицы смежности путем вычеркивания соответствующих столбце! и строки. Если найдена строка матрицы, имеющая только нули, это означает, что элемент, соответствующий данной строке, не связан ни с одним другим элементом и может быть отнесен к разомкнутой последовательности. Найденный элемент удаляется из матрицы смежности путем вычеркивания соответствующих строки и столбца. Подобная операция повторяется до получения сокращенной матрицы, не имеющей столбцов и строк, содержащих только нули.
Для разделения схемы на разомкнутые последовательности и замкнутые контуры будем использовать метод, основанный на анализе матрицы смежности.
Для идентификации контуров технологических схем используется сокращенная матрица смежности (обозначим ее буквой А), которая образуется при удалении нулевых строк и столбцов исходной матрицы смежности. Метод нахождения контуров требует определения степеней матрицы путем ее умножения на саму себя. При этом используется обычное правило, согласно которому элемент произведения двух матриц А и В имеет вид
т
=	(H-D
Л=1
где aik и Ь-к — элементы матриц А и В.
При этом используются правила булевой алгебры:
0 + 0 = 0; 0x0 = 0;
0+1 = 1; 0x1=0;
1 + 1 = 1;	1X1 = 1.
Матрица Ап показывает связи, которые проходят из любого элемента схемы к любому другому элементу через п потоков. Цифра 1 в матрице Ап означает, что существует, по крайней мере, один путь через п потоков из элемента, соответствующего данной строке, к элементу, соответствующему данному
столбцу. Цифра 0 означает отсутствие такой связи.
Если матрица Ап{п~ 2, 3, ...) получена для замкнутой схемы, то на ее диагонали в конце концов появятся единицы. Но любой элемент схемы, соответствующий диагональной единице, имеет связь через п потоков с самим собой, т.е. получается контур. Таким образом определяются все контуры.
Если при возведении матрицы смежности в степень «п» использовать не правила булевой алгебры, а обычные арифметические действия, то i,j-n элемент а” матрицы Ап равен числу ориентировочных маршрутов длины «л» из вершины vi в вершину Vj. Доказательство этого утверждения приведено в [244].
Для определения оптимальных мест разрыва контура могут быть применены методы с использованием матрицы процесса и матрицы циклов.
Метод с использованием матрицы процесса заключается в следующем. Сначала анализируют возможность разрыва каждого из контуров, входящих в схему. Для этого матрицу процесса последовательно просматривают с целью выявления возможности расчета схемы при заданном значении разорванного потока. Если удается выявить одну или несколько таких возможностей, то задачу можно считать решенной. Если же ни один разорванный поток, полагаемый известным, не дает возможности рассчитать всю схему, то анализ матрицы следует продолжить. При этом считаются разорванными и заданными два потока. Все потоки исследуются для проверки, которая должна показать, можно ли, задав параметры для данных двух потоков, рассчитать технологическую схему. Если не удалось найти потоков, разорвав которые, можно было бы рассчитать технологическую схему, нужно переходить к исследованию групп из трех потоков и т.д. Однако для сложных технологических схем число комбинаций потоков из четырех и более будет слишком велико, что не гарантирует качественное решение задачи.
Для определения оптимальных мест раз
408
рыва контуров будем применять метод с использованием матрицы циклов как более формализованный и лучше приспособленный для реализации на ЭВМ.
В матрице циклов ранг контура представляет число потоков в нем, а частота потока показывает, сколько раз он появляется в различных контурах.
Минимальное число потоков, которые нужно разорвать, для того чтобы исключить неизвестные величины во всем контуре, определяется следующим образом. Примем, что поток i включен в поток J, если каждый контур, в котором находится поток г, содержит и поток/ Потоки, включенные в другие, можно исключить. Таким образом, получаем сокращенную матрицу циклов. Минимальное число разрываемых потоков можно получить при разрыве потоков, входящих в контур минимального ранга и имеющих максимальную частоту.
Эффективность программ решения задач на графах и сетях во многом зависит от представления графа в оперативной памяти ЭВМ. Известны следующие виды представления графов в памяти ЭВМ:
1)	в виде матрицы инциденций. Матрица инциденций [5] орграфа G( V, Е) — это прямоугольная матрица порядка v х е, строки которой соответствуют вершинам, а столбцы — ребрам графа с элементами:
-1,если j-я дуга выходит из i-й вершины;
+1,если j-я дуга входит в г-ю вершину;
О, если j-я дуга не инцидентна i-й вершине;
(11.2)
2)	в виде матрицы смежности. Описание матрицы смежности было подробно изложено выше. Данный метод представления графа неэкономичен, так как матрица смежности занимает много места в памяти ЭВМ;
3)	в виде хранения для каждой вершины списка вершин, смежных с ней. Такое множество вершин называется структурой смежности графа;
4)	в виде таблицы связей. Если граф имеет п вершин и т— максимальную степень вершины (т.е. число вершин, смежных с ней), то табли
ца связей представляет собой двухмерный массив из п строк и т столбцов; при этом в i-й строке хранится список смежностей вершины i.
Далее будет использоваться именно этот метод, поскольку он является наиболее экономичным с точки зрения использования памяти ЭВМ, а также простым в подготовке исходных данных.
11.2. Структурный анализ и идентификация теплотехнологических схем мазутных хозяйств различного типа
Как указывалось выше (см. гл. 1), различают в зависимости от назначения следующие типы мазутных хозяйств (см. рис. 1.2): основное, резервное, аварийное и растопочное. Разделяют также мазутные хозяйства по технологическим схемам подвода топлива (см. рис. 1.3).
Проведем структурный анализ и идентификацию схем основных типов мазутных хозяйств с целью определения оптимальной последовательности расчета этих схем. Анализ будем проводить па примерах мазутных хозяйств конкретных электростанций и котельных.
Резервное мазутное хозяйство электростанции со снабжением мазутом по трубопроводу. В качестве конкретного примера будем рассматривать теплотехнологическую схему мазутного хозяйства Нижнекамской ТЭЦ-1 (НКТЭЦ-1).
Основным видом топлива на НКТЭЦ-1 является природный газ. Мазут здесь используется в качестве резервного топлива для одиннадцати котлов ТГМ-84 и пяти котлов ТГМ-96.
На НКТЭЦ-1 применяется циркуляционная двухступенчатая совмещенная схема подвода мазута к форсункам. На крупных станциях, к каким можно отнести и НКТЭЦ-1, где мазут используется как основное или резервное топливо, учитывая сжигание большего количества мазута и технико-экономические показатели, лучше использовать двухступенчатую схему. Применяемая циркуляционная двухступенчатая совмещенная схема подвода мазута к форсункам отличается от циркуляционной двухступенчатой раздельной схемы
409
тем, что у нее отсутствует отдельный контур рециркуляции мазута. Если бы на станции мазут использовался как основной вид топлива, то циркуляционная двухступенчатая раздельная схема была бы предпочтительнее, так как мазут во всех резервуарах находился бы в рабочем состоянии.
Поставка мазута па электростанцию осуществляется по трубопроводу от НПЗ. Также возможен подвоз мазута по железной дороге в цистернах, для которых установлена двухпутная эстакада, рассчитанная на одновременный слив 108 цистерн. Длина фронта разгрузки составляет 320 м. Перед сливом необходим предварительный нагрев мазута в цистернах. Верхний разогрев мазута в цистернах осуществляется путем подачи свежего пара из общестанционного коллектора в цистерны. Продолжительность разгрузки составляете—10 ч. Слив мазута из цистерн проводится через нижний сливной прибор самотеком в межрельсовый сливной лоток, представляющий собой железобетонный короб, расположенный под эстакадой по всей ее длине. Сливные желобы имеют уклоны 1—2%, и по ним мазут самотеком поступает в два приемных резервуара 2 объемом 600 м3 каждый. Перед каждым приемным устройством установлены фильтры-сетки 1 (рис. 11.1).
В каждом приемном резервуаре 2 находится по два погружных насоса 3 марок 20НА-22хЗ и 12 НА-22х6 для перекачки мазута температурой 50—60 °C в резервуары хранения 4 и расхода 8. Кроме того, приемные резервуары 2 с перекачивающими насосами 3 и сливной эстакадой реконструированы под налив мазута, поступающего от НПЗ.
Прием мазута производится по трубопроводу от НПЗ, подключенному к перекачивающему мазутопроводу резервуаров храпения и расхода. Для защиты мазутопровода от повышения давления установлена задвижка, имеющая блокировку по давлению с установкой на 0,6 МПа. Температура поступающего мазута составляет 60—80 °C.
Восемь резервуаров хранения 4 изготовлены из сборного железобетона, имеют цилиндрическую форму и объем по 10 000 м3. По
наружному периметру резервуаров находится металлическая набивка, они покрыты снаружи и внутри торкретом. Резервуары зава-лованы.
Два резервуара расхода 8 выполнены из металла, относятся к вертикальному типу и имеют объем 10 000 м3. Разогрев мазута в резервуарах хранения и расхода производится циркулярным способом, осуществляемым с помощью насосов первого подъема 7, или возвратом мазута по линии рециркуляции из КТЦ-1.
Мазутные резервуары предназначены для хранения и подготовки топлив к сжиганию. Стальные резервуары являются расходными. Железобетонные резервуары предназначены для холодного хранения. Схема мазуто-проводов позволяет вести режим расхода, хранения и подготовки к расходу мазута из любого резервуара.
Нужная темпсрагура мазута в резервуарах поддерживается с помощью статических подогревателей или подачи его по линии горячей рециркуляции. Температура мазута в резервуаре, подготовленном для включения в работу, должна быть 50—60 °C. При холодном хранении его температура в резервуарах поддерживается равной 35 °C.
Расход мазута по линии горячей рециркуляции определяется условиями работы насосов первого подъема и подогревателей мазута, при этом нельзя допускать снижения давления мазута после насосов первого подъема 7 ниже 0,35 МПа и температуры мазута после подогревателей ниже ПО °C.
Из резервуаров топливо самотеком поступает к насосам первого подъема 7 марки 10НД-6х1. Затем оно проходит 12 подогревателей 9 типа ПМ-10-120 производительностью 120 т/ч. После подогревателей на всасе насосов второго подъема 11 марки 8НД-10х5, с подачей 280 м3/ч установлены фильтры тонкой очистки 10 типа ФМ 10-120-40 производительностью 240 т/ч. Насосами второго подъема 11 мазут подается в КТЦ-1 по двум мазуто про водам под давлением 4—4,1 МПа. Неизрасходованная часть его возвращается в мазутонасоспую с давлением 0,6 МПа, где
410
411
Сливной лоток
Мазут из котельной
Рис. 11.1. Мазутный тракт мазутного хозяйства Нижнекамской ТЭЦ-1:
—МН— — мазутопровод напорный; — МВ----то же, всасывающий; —МР---то
же, рециркуляционный; 1— фильтр-сетка; 2 — приемный резервуар; 3 — погружной насос; 4 — железобетонный резерву ар; 5 — контур подачи мазута; 6 — контур рециркуляции мазута; 7 — насос первого подъема марки 10НД-6Х1; 8— металлический резервуар; 9— подогреватель мазута ПМ-10-120; 10— фильтр тонкой очистки; 11 - насос второго подъема 8НДТ0хб
412
Сливной лоток
Рис. 11.2. Пароконденсатный тракт мазутного хозяйства Нижнекамской ТЭЦ-1:
-------паропровод производственного отбора;-----конденсатопровод; 12 — поверхностный подогреватель; 13 — расширитель; 14 — бак сбора конденсата; 15 - конденсатный насос; остальные обозначения те же, что на рис. 11.1
XXX
Рис. 11.3. Балансовая теплотехнологическая схема мазутного хозяйства Нижнекамской ТЭЦ-1:
4 III, VII, VIII, XII, XIV, XVII, XIX, XX-узлы смешения потока; II, IX XVI, XVIII, XXI, XXVII-паровые спутники; V, 17 — резервуары расхода, хранения 1 и хранения 2; X— насос первого подъема; XI— подогреватель мазута ПМ-10-120; XIII— фильтр тонкой очистки ; XV— насос второго подъема; XXII— цистерна; XXIII— сливной лоток; XXIV— фильтр-сетка; XXV— приемный резервуар; XXVI— погружной насос; XXVIII— гусак для налива мазута в цистерну; XXIX— горелка; XYX— поставщик мазута; XXXI— конденсационный коллектор; XXXII— расширитель; XXXIII— конденсатный бак; XXXIV— конденсатный насос; XXXV— химводоочистка; XXXVI— паропровод; XXXV7/ — паровой коллектор
413
подастся на всас насосов второго подъема, минуя подогреватели мазута.
Оборудование мазутопасосной предназначено для надежной и бесперебойной подачи к котлам станции мазута в необходимом количестве.
Для нужд мазутного хозяйства подается пар с параметрами: t = 180-5-200 °C, />=0,8-5--5-1,0 МПа. Сбор конденсата производится в конденсатные баки 74 объемом 210,87 м3, перед баками конденсат охлаждается в расширителе 75, затем конденсатными насосами 75 марки КДС 120/55/3 откачивается на очистные сооружения (рис. 11.2).
Все мазутопроводы, проложенные на открытом воздухе и в холодных помещениях, имеют паровые обогревающие спутники в общей с ними изоляции.
Первым этапом структурного анализа теплотехнологической схемы мазутного хозяйства Нижнекамской ТЭЦ-1 является построение балансовой теплотехнологической схемы (БТТС), графически отображающей ее топологию.
На рис. 11.3 представлена балансовая теп-лотехпологическая схема мазутного хозяйства Нижнекамской ТЭЦ-1, соответствующая теплотехнологическим схемам, представленным на рис. 11.1 и 11.2. При составлении БТТС в качестве допущения принято, что параллельно работающие, имеющие одинаковую конструкцию и назначение элементы технологических схем на БТТС сводятся в один блок. Например, в блок XI объединены девять циркуляционных подогревателей мазута. На рисунке 11.3 показана принятая в БТТС нумерация информационных блоков с описанием использованного оборудования.
Представление БТТС в цифровой форме - реализация второй стадии структурного анализа технологической схемы.
Для предоставления топологии БТТС в цифровой форме используется матрица смежности. Матрица смежности для БТТС мазутного хозяйства НКТЭЦ-1 представлена в табл. 11.1. Сокращенная матрица смежности для БТТС мазутного хозяйства НКТЭЦ-1 приведена в табл. 11.2.
Рис. 11.4. Контуры БТТС мазутного хозяйства Нижнекамской ТЭЦ-1 с условно разрываемыми потоками (выделены жирными линиями)
Теплотехнологическая схема НКТЭЦ-1 является замкнутой циклической. Чтобы произвести ее расчет, необходимо разорвать имеющиеся в схеме обратные связи. Разорвать циклические связи можно в любом месте, но в случае многоконтурных схем целесообразно разорвать поток, общий для нескольких контуров, и тем самым сократить объем вычислений.
Для определения минимального числа потоков, условный разрыв которых позволит произвести расчет теплотехнологической схемы, применяется метод, использующий матрицу цикла. Матрица циклов БТТС мазутного хозяйства НКТЭЦ-1 представлена в табл. 11.3.
В результате проведенного структурного анализа было идентифицировано одиннадцать контуров, представленных в виде одной системы на рис. 11.4.
Ранги всех идентифицированных контуров показаны в табл. 11.3.
Определено, что для данной БТТС минимальное число условно разрываемых потоков равно трем (1—2, 14—15 и 22—23) (выделены па рис. 11.4). Идентифицированные контуры представлены в табл. 11.4.
Таким образом, последовательность расчета тсплотехнологической схемы мазутного хозяйства НКТЭЦ-1 выглядит следующим образом.
414
Таблица 11.1. Матрица смежности БТТС мазутного хозяйства Нижнекамской ТЭЦ-1
\	Номера узлов, в которые входят потоки	/																																						
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	25	26	27	28	29	30	31	32	33	34	35	36	37	
1		1																																				1
2			1																												1							2
3				1	1	1																																3
4							1																															1
5							1																															1
6							1																															1
7								1																														1
8									1																1													2
9										1																					1							2
s ю											1																											1
н 11												1																			1							2
§ 12													1							1																		2
fe 1'<														1																								1 s
5 и															1																							1 2
з 22																1																						1 £
“ 22																	1														1							
3 17																		1											1									2 £
о* 18																			1												1							2 2
Б 19														1						1																		2 х
п 20																					1																	1 а
s 21	1																														1							2 §
с 22																							1								1							2 у
Й 23																								1							1							2 1
2 Н																									1													1 2
Г 25																										1					1							2 s
о 26																											1	1										2 б'
- 27	1																														1							2
28																						1																1
29																																						0
30	1																																					1
31																																1						1
32																																	1					1
33																																		1				1
34																																			1			1
35																																						0
36																																					1	1
37		1							1		1					I		1			1	1	1		1		1											10
	3	2	1	1	1	1	3	1	2	1	2	1	1	2	1	2	1	2	1	2	2	2	2	1	3	1	2	1	1	0	10	1	1	1	1	0	1	
/	Сумма входящих в узел потоков	\																																						
416
Таблица 11.2. Сокращенная матрица смежности БТТС мазутного хозяйства Нижнекамской ТЭЦ-1
S X о о с н КС о X и X 3 CU о о X S « о >> rt о 2 о к		Номера узлов, в которые входят потоки																													
		1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	25	26	27	28		Сумма выходящих из узла потоков
	1		1																											1	
	2			1																										1	
	3				1	1	1																							3	
	4							1																						1	
	5							1																						1	
	6							1																						1	
	7								1																					1	
	8									1																1				9	
	9										1																			1	
	10											1																		1	
	11												1																	1	
	12													1							1									9	
	13														1															1	
	14															1														1	
	15																1													1	
	16																	1												1	
	17																		1											1	
	18																			1										1	
	19														1						1									2	
	20																					1								1	
	21	1																												1	
	22																							1						1	
	23																								1					1	
	24																									1				1	
	25																										1			1	
	26																											1	1	2	
	27	1																												1	
	28																						1							1	
		2	1	1	1	1	1	3	1	1	1	1	1	1	2	1	1	1	1	1	2	1	1	1	1	2	1	1	1		
		Сумма входящих в узел потоков																													
417
Таблица 11.3. Матрица циклов БТТС мазутного хозяйства Нижнекамской ТЭЦ-1
Таблица 11.4. Идентифицированные контуры БТТС мазутного хозяйства Нижнекамской ТЭЦ-1
Номер контура	Элементы, входящие в контур
1	14-15-16-17-18-19-14
9	22-23-24-25-26-28-22
3	1-2-3-4-7-8-25-26-27-1
4	3-5-7-8-25-26-27-1-2-3
5	3-6-7-8-25-26-27-1-2-3
6	1-2-3-4-7-8-9-10-11-12-20-21-1
7	3-5-7-8-9-10-11-12-20-21 -1 -2-3
8	3—6—7—8—9—10—11—12—20—21—1 -2-3
9	1 -2—3-4—7-8—9—10-11—12—13—14-15-16-17—18-19-20-21—1
10	3—5—7—8—9—10—11—12—13—14—15—16—17—18—19—20-21-1-2-3
И	3-6 - 7-8-9-10-11—12—13—14-15—16—17—18—19—20—21—1 -2-3
Определяем поток 30—1. Задаемся условно входными параметрами потока 22—23.
Определяем поток 36—37 и рассчитываем элемент 37, а затем элементы 23 и 24. Задаемся условно входными параметрами потока 1—2. Вычисляем элементы 2—8 и далее элемент 25. После этого рассчитываем элементы 22, 26 и 28. Проводим итерационное согласование условно входных и выходных параметров потока 22—23.
В результате рассчитаны элементы 2—8, 22-26, 28.
Определяем элемент 27. Задаемся условно входными параметрами потока 14—15. Находим элементы 15—19.
Вычисляем элементы 9—14 и проводим итерационное согласование условно входных и выходных параметров потока 14—15.
Находим элементы 1, 20, 21 и проводим итерационное согласование условно входных и выходных параметров потока 1—2 (см. рис. 11.3).
Переходя к обозначениям, приведенным на рис. 11.4 и в табл. 11.4, видим, что разрыв потока 14-15 позволяет рассчитать контур 1, разрыв потока 22-23 — контур 2, а разрыв потока 1—2 — контуры 3—11.
Растопочное мазутное хозяйство электростанции, работающей на угле. В качестве конкретного примера будем рассматривать теплотехнологическую схему мазутного хозяйства Черепетской ГРЭС.
Черепетская ГРЭС состоит из двух очередей: первая имеет суммарную мощность 600 МВт, вторая — 900 МВт. Установленная мощность конденсационной электростанции составляет 1500 МВт.
На первой очереди размещено восемь котлов марки ТП-240-1 паропроизводителыюс-тью 240 т/ч. Котлы работают в дубль-блоке с турбоустановками СКВ-150 номинальной мощностью 150 МВт.
На второй очереди Черепетской ГРЭС установлено два котла ТПП-110 и один котел ПП-950/255 Ж. Прямоточный котел марки ТПП-110 паропроизводителыюстью 950 т/ч на закритические параметры пара изготовлен Таганрогским котельным заводом, па Че-
рспетской ГРЭС размещен головной образец этого котла. Котел предназначен для работы в блоке с конденсационной турбиной К-300-240 мощностью 300 МВт.
Топка каждого из двух котлов оборудована 12 турбулентными горелками производительностью 5 т/ч каждая, горелки расположены в два яруса (по три в каждом) па фронтовой и задней стенках камеры горения.
Установленный на Черепетской ГРЭС один прямоточный котел марки ПП-950/225 Ж (заводская модель П-50) паропроизводительнос-тыо 950 т/ч на сверхкритические параметры пара изготовлен Подольским машиностроительным заводом. Он предназначен для работы в дубль-блоке с турбиной К-300-240.
Котлы рассчитаны па сжигание твердого топлива и природного газа. В качестве растопочного топлива, а также для подсветки факела используется мазут.
Схема подачи мазута (рис. 11.5) циркуляционная одноступенчатая. Доставка мазута осуществляется по железной дороге в цистернах. Разогрев его производится свежим паром давлением 0,8—1,2 МПа и температурой 200-250 °C.
Приемно-сливное устройство включает в себя следующее оборудование:
1)	сливная эстакада па пять цистерн;
2)	межрельсовые подземные лотки, соединенные каналами, по которым слитый из цистерн мазут самотеком поступает в приемные емкости. На дне лотков и каналов расположены паропроводы (спутники), предназначенные для поддержания температуры слитого мазута;
3)	фильтры-сетки 1 с ячейками 10x10 мм, расположенные в каналах. Они служат для очистки поступающего в приемные емкости мазута;
4)	подземные железобетонные приемные емкости (мазутные резервуары № 3—5), предназначенные для сбора сливного мазута из цистерн и перекачки его в наземные металлические резервуары № 6—8.
На Черепетской ГРЭС применяются следующие мазутные резервуары и емкости: подземные железобетонные 2 вместимостью 100 м3 —
418
№5
МН1
МВ2
МЦ2
Мазут в котельную
МН2
МР1
Сливной лоток
МН1
МН1
МВЗ
мвз
МВ2
№3
МВ5---
МН2
МН2-<
МНЗ
МЦ2
МЦ1
МНЗ
МНЗ
МР2
МР2
МР2
S №4
X
Мазут из котельной
МВ2
№2
МН2---
МНЗ
МЦ2
МВ2
МВ2
МЦ2
МВ4
МВ4
МР2
МН4
МНЗ
---МР2
Я
Рис. 11.5. Мазутный тракт мазутного хозяйства Черепетской ГРЭС:
—МН- — мазутопровод напорный; —МВ— — мазутопровод всасывающий; —МР— мазутопровод рециркуляционный; —МЦ— — мазутопровод циркуляционный; 1 — фильтр-сетка; 2 —железобетонный резервуар; 3 — погружной насос марки 12НА-9хЗ; 4 — металлический резервуар; 5 — фильтр грубой очистки; 6-8 — насосы соответственно 4Н5х4, 5Н5х4, 4НК-5х1; 9— подогреватель мазута ПМ-40-30; 10 — насос циркуляции 6НКЭ-9х11; 11 — фильтр тонкой очистки; 12 — подогреватель мазута циркуляционный ПМР-13-20
№1,2; по 500 м3 - № 3, 4; по 1000 м3 - № 5; па-земные металлические 4 вместимостью по 2000 м3 - № 6, 7; по 10 000 м3 - № 8.
Для храпения запасов мазута служат резервуары № 3, 4 и 6—8. Мазутный резервуар № 5 используется также как расходный резервуар.
В помещении мазутопасосной и рядом с ним размещается следующее оборудование:
1)	пять фильтров грубой очистки 5 (пять отверстий на 1см2), установленных перед мазутными насосами;
2)	два фильтра тонкой очистки 77 с 40 отверстиями на 1 см2 и четыре таких фильтра с 64 отверстиями на 1 см2, необходимых для вторичной очистки и установленных на напорных линиях мазута перед выходом из мазутонасосной;
3)	мазутные насосы, предназначенные для прокачки топлива через подогреватели, фильтры тонкой очистки и для создания циркуляции мазута (мазутонасосная — котельный цех — мазутонасосная) и необходимого давления мазута перед форсунками котлов, а также для перекачки топлива из резервуара в резервуар:
один насос 4Н5х4 центробежный 6 с электрическим приводом;
три насоса 5Н5х4 центробежных 7 с электрическим приводом;
три погружных насоса 12НА-9хЗ с электрическим приводом Д предназначенных для перекачки мазута из резервуаров № 3, 4 в резервуары № 6—8 при сливе мазута из цистерн, а также для откачки замазученных вод из резервуара № 1 в резервуары № 6—8;
один насос рециркуляции 8 резервуара вместимостью 2000 м3 марки 4НК-5Х1;
4)	четыре подогревателя мазута 9 марки ПМ-40-30;
5)	система мазутопроводов с арматурой для прокачки мазута внутри мазутопасосной и подачи его к котельной;
6)	система паропроводов с арматурой;
7)	система отопления помещения мазутонасосной горячей водой, подаваемой от магистральной городской теплосети с температурой 130-170 °C.
В мазутонасосной на отметке 0,00 м установлено два насоса циркуляции марки 6НКЭ-
9x1 10, предназначенных для перекачки мазута из резервуара вместимостью 10 000 м3 (К? 8) в подземный резервуар вместимостью 1000 м3 (№ 5).
На всасе насосов 6НКЭ-9х1 установлено два фильтра грубой очистки 5 с 7)у = 250 мм. После насосов циркуляции мазут прокачивается через два циркуляционных подогревателя 72 марки ПМР-13-120, где он подогревается до температуры 80 °C. Эти подогреватели установлены на открытой площадке вне здания мазутопасосной.
Эстакада трубопроводов от мазутонасосной до котельного цеха включает в себя:
—	паропровод с D = 150 мм и р = 2,5 МПа;
—	напорный мазутопровод (МН2) с ру = = 3,3 МПа и Dy= 150 мм, спутнике Ру= 20мм;
—	напорный мазутопровод (МНЗ) с ру = = 2,2 МПа и Dy= 100 мм, спутник с Dy= 20 мм;
—	рециркуляционные мазутопроводы (МР) и Dy = 100 мм, спутник с Dy = 20 мм.
Мазут из резервуаров № 1—5 попадает в общий коллектор, откуда, пройдя фильтры грубой очистки 5, поступает на центробежные насосы марок 4Н5х4 6 и 5Н5х4 7. Пройдя ма-зутоподогреватели 9 и фильтры тонкой очистки 77, мазут направляется в напорный трубопровод (МНЗ). Мазутные насосы № 1, 2 подают мазут на напорный коллектор с ру- 3,3 МПа, мазутные насосы № 3, 4 — на напорный коллектор с ру = 2,2 МПа (МН2). Напорные мазутные коллекторы с pN = 3,3 и 2,2 МПа и обратный мазутный коллектор закольцованы. По обратным мазутным трубопроводам (МР1 и МР2) мазут направляется в резервуары № 5—8.
Пар с давлением 0,8—1,3 МПа и температурой 200—250 °C из коллектора собственных нужд котельного отделения поступает (рис. 11.6):
—	к подогревателям мазута ПМ-40-30 и ПМР-13-120;
—	па подогрев мазута в мазутных резервуарах № 1—8;
—	на подогрев мазута в сливном лотке;
—	на пожаротушение;
—	на разогрев дренажа в мазутных приямках;
420
ьо
Сливной лоток
------паропровод производственного отбора;-------— конденсатопровод; 13 — бак
сбора конденсата; 14— конденсатный насос; остальные обозначения те же, что на рис. 11.5
—	на разогрев всасывающих патрубков мазутных резервуаров № 1—5;
—	на продувку фильтров грубой и тонкой очисток.
Конденсат мазутного хозяйства собирается в два конденсатных бака. Для откачки его из конденсатных баков в химводоочистку используются два конденсатных насоса типа ЗК-6 с подачей 60 м3/ч.
На рис. 11.7 представлена балансовая теплотехнологическая схема (БТТС) мазутного хозяйства Черепетской ГРЭС, соответствующая теплотехнологическим схемам, приведенным на рис. 11.5 и 11.6.
При составлении БТТС в качестве допущения принято, что параллельно работающие, имеющие одинаковую конструкцию и назначение элементы теплотехнологической схемы сводятся в один блок. Например, в блок 7 объединены четыре подогревателя мазута (см. рис. 11.7).
При структурном анализе БТТС мазутного хозяйства Черепетской ГРЭС был проведен весь комплекс расчетных исследований с построением матриц смежности и циклов.
В табл. 11.5 представлены идентифицированные контуры БТТС мазутного хозяйства Черепетской ГРЭС. Всего идентифицирова
но 17 контуров и определено три минимально разрываемых потока (12—13, 10—21 и 31— 32), представленных на рис. 11.8.
В результате проведенного структурного анализа последовательность расчета тепло-технологической схемы мазутного хозяйства Черепетской ГРЭС выглядит следующим образом.
1.	По значениям условно-входных параметров разорванного потока 38-39, рассчитываются блоки 39, 1, 2, 40 и 41, входящие в разомкнутую последовательность;
по значениям условно-входных параметров разорванного потока 10—21 — блоки 21, 22, 3-6.
по значениям условно-входных параметров разорванного потока 31—32, рассчитываются блоки 32 и 33.
по значениям условно-входных параметров разорванного потока 12—13 — блоки 13— 15,8,9, 16-18, 10 и 37.
2.	Проводится итерационное согласование условно-входных и условно-выходных параметров потока 10—21. В результате рассчитаны блоки или элементы: 1 — 10, 13—18, 21,22, 32,33,37-41.
3.	Рассчитываются блоки 36, 34, 35, 23—28, 30 и 31.
Таблица 11.5. Идентифицированные контуры БТТС мазутного хозяйства Черепетской ГРЭС
Номер контура	Элементы, входящие в контур
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17	7-34-35-31-32-33-7 7— 16-34-35-31 -32-33-7 12-13-14-15-16-19-20-12 7-16-19-20-12-13-14-15-7 7-8-9-10-11-12-13-14-15-7 15-16-17-18-10-11-12-13-14-15 3-4-5-6-7-8-9-10-21 -22-3 7-16-17-18-10-11-12-13-14-15-7 3-4-5-6-7-16—17—18—10—21 -22-3 3-36-34-35-31-32-33-7-8-9-10-21-22-3 3-36-34-35-31-32-33-7-16-17-18-10-21-22-3 7-8-9-10-11-12-13-14-15-16-34-35-31-32-33-7 7-8-9-10-21-22-23-24-25-26-27-28-30-31-32-33-7 7-8-9-10-21-22-23-24-25-26-27-28-29-12-13-14-15-7 7-16-17-18-10-21-22-23-24-25-26-27-28-30-31-32-33-7 15-16-17-18-10-21 -22-23-24-25-26-27-28-29-12-13-14-15 7-16-17-18-10-21 -22-23-24-25-26-27-28-29-12-13-14-15-7
422
Рис. 11.7. Балансовая теплотехнологическая схема мазутного хозяйства Черепетской ГРЭС:
1 — цистерна; 2 — сливной лоток; 3 — резервуары № 1—4; 4, 9, 11, 13, 18, 20, 21, 24, 29, 30, 32, 33, 36— iiapoei ники; 3, 14, 23 — фильтры грубой очистки; 6, 13 — насосы 4Н5х4 и 5Н5х4; 7— подогреватель мазута ПМ-40-3 19— фильтры тонкой очистки; 10, 16, 22, 28, 34, 38-42, 46, 47— узлы смешения потоков; 12— резервуар N° 5; . зервуар № 8; 26— насос циркуляции 6НКЭ-9х1; 27— подогреватель мазута циркуляции ПМР-13-120; 31 — резе № 6, 7; 33 — насос 4Н-5х1; 37— горелка; 43— расширитель; 44 — конденсатный бак; 43 — конденсатный насос
423
Рис. 11.8. Контуры БТТС мазутного хозяйства Черспетской ГРЭС с условно разрываемыми потоками (выделены жирными стрелками)
4.	Проводится итерационное согласование условно-входных и условно-выходных параметров потока 31—32. В результате рассчитаны блоки: 23—28, 30, 31, 34—36.
5.	Рассчитываются блоки 11, 12, 19, 20, 29, 42, 46, 47, 43, 44 и 45.
6.	Проводится итерационное согласование условно-входных и условно-выходных параметров потока 12—13. В результате рассчитаны блоки: И, 12, 19, 20, 29, 42-47.
Резервное мазутное хозяйство районной котельной. В качестве конкретного примера будем рассматривать теплотехнологическую схему мазутного хозяйства районной котельной (РК) «Савиново» (г. Казань).
Мазут в РК «Савиново» является резервным топливом. Схема мазутного хозяйства котельной двухступенчатая, включающая насосы первого и второго подъемов. Доставка топлива осуществляется железнодорожным транспортом.
В состав мазутного хозяйства входят:
— сливное устройство для одновременного
Таблица 11.6. Перечень основного оборудования технологической схемы мазутного хозяйства РК «Савиново» (г. Казань)
Позиция (рис. 11.9)	Оборудование	Количество
1	Ыасос для перекачки мазута из промежуточной емкости в резервуары МВН-6	9
2	Резервуар стальной вертикальный цилиндрический для хранения мазута, У = 5000 м3	3
3	Подогреватель мазута ПМ-40-30	3
4	То же ПМ-10-60	3
5	Насос внутренней рециркуляции 6ПКЭ-9Х1	о
6	Насос первой ступени 6НКЭ-9х1	3
7	Насос второй ступени 5Н-5-4	3
8	Фильтр грубой очистки ФМ-10-60-40 с Dy= 200 мм	2
9	Фильтр тонкой очистки ФМ-25-30-40 с Д= 100 мм	4
10	Бак для сбора конденсата, У = 25 м*	2
11	Насос конденсатный КС-20/50	2
424
425
В котельную к форсункам
* Рециркуляционная линия от горелок
Мазут из ПСУ
Рис. 11.9. Мазутный тракт мазутного хозяйства РК «Савиново» (г. Казань):
—МР мазутопровод рециркуляционный; -МВ— то же, всасывающий; —МН— то же, напорный; —МП— то же, подающий; —МЦВ- то же, циркуляционного разогрева всасывающий; —МЦН— то же, циркуляционного разогрева напорный; 1 — подающий насос; 2 — резервуар для хранения мазута; 3 — подогреватель мазута ПМ-40-30; 4 — то же, ПМ-10-60; 5 — насос внутренней циркуляции; 6— насос первой ступени; 7 — насос второй ступени; 8 — фильтр грубой очистки; 9- фильтр тонкой очистки
слива из 12 железнодорожных цистерн вместимостью 60 м3;
—	мазутосклад, включающий в себя три наземных стальных резервуара вместимостью по 5000 м3;
—	хозяйство жидких присадок;
—	мазутонасосная.
Мазутное хозяйство размещается па двух площадках: на основной площадке котельной находятся мазутохранилище и мазутонасосная; на вспомогательной площадке — приемно-сливное устройство мазута па 12 цистерн и хозяйство жидких присадок. Тсплотехнологи-ческая схема мазутного тракта РК «Савиново» изображена на рис. 11.9. Перечень оборудования схемы представлен в табл. 11.6.
Схема мазутного хозяйства имеет три цепи трубопроводов, имеющих различные назначения.
С помощью первой и основной цепей осуществляется подача нагретого мазута в топку котлов. Из основных емкостей 2 (двух рабочих и одной резервной), представляющих собой наземные стальные резервуары вместимостью по 5000 м3, мазут поступает в мазутонасоспую, азатем к форсункам котлов. Насосы, фильтры и вся запорная арматура располагаются в здании мазутонасосной. Подогреватели мазута ПМ-40-30 и ПМ-10-60 (по два рабочих и одному резервному каждого вида), а также две емкости для сбора конденсата 10 вместимостью 25 м3, располагаются на открытой площадке. Мазут по мазутопроводу проходит через три насоса первой ступени марки 6НКЭ-9Х1 (два рабочих и один резервный) и через три насоса второй ступени марки 5Н-5-4 (два рабочих и один резервный).
Для очистки мазута от примесей и осадков используются фильтры грубой очистки ФМ-10-60-40 с D = 200 мм (один рабочий и один резервный), установленные на всасывающей стороне насосов, и фильтры топкой очистки ФМ-25-30-40 с Dy= 100 мм (два рабочих и один резервный), расположенные па напорной стороне.
Рассматриваемая цепь предназначена для подачи мазута в котельную для четырех котлов КВГМ-180 с/; = 35 МПа и Z=130°C.
Система подачи мазута предусматривает непрерывную циркуляцию его по замкнутому контуру резервуары — насосная — котельная — резервуары. При этом часть мазута, поданного к форсункам котла, нс расходуется и возвращается обратно по рециркуляционной линии.
Вторая цепь схемы выполняет функцию подачи мазута из железнодорожных цистерн в приемные баки. На вспомогательной площадке располагается приемно-сливное устройство с промежуточной емкостью, предназначенное для приема мазута из 12 железнодорожных цистерн, а также служащее для разогрева, слива и перекачки мазута в резерву а р ы-х ран и л и ща.
На эстакаде осуществляется прием цистерн грузоподъемностью 60 т. Предусмотрен нагрев мазута в цистернах открытым способом. Слив топлива из цистерн осуществляется через нижний сливной прибор самотеком в межрельсовый сливной желоб. Из сливного желоба мазут при помощи двух насосов марки МВН-6 перекачивается в приемные резервуары. В резервуарах предусматривается дополнительный его разогрев до температуры 70—80 °C по системе внутренней и внешней рециркуляции. Для пуска резервуара из «холодного» состояния в зоне забора мазута установлены секционные паровые подогреватели типов П-5 и П-6.
Третья цепь в схеме представляет собой контур из трубопроводов и аппаратуры, предназначенных для поддержания необходимой температуры мазута в резервуарах. Топливо отбирается из нижней части резервуара и насосами 5 марки 6НКЭ-9Х1 системы рециркуляционного подогрева мазута (одним рабочим, другим резервным) после предварительной топкой очистки фильтрами 5ФМ-25-30-40 (одним рабочим, другим резервным) прокачивается через подогреватели 3 ПМ-10-60 (два рабочих и один резервный). Мазут, имеющий температуру 115 °C, из подогревателей выходит и поступает обратно в резервуары. Таким образом, происходит постоянный циркуляционный подогрев мазута в резервуарах.
426
Рис. 11.10. Пароконденсатный тракт мазутного хозяйства РК «Савиново»:
—  — • — — паропровод производственного отбора; ----— конденсатопровод; 10 — конденсатный блок; 11 — конденсатный насос; остальные обозначения те же, что па рис. 11.9
Подача пара из котельной к мазутным резервуарам, насосной станции и сливному устройству осуществляется по паропроводам (паровым спутникам), проложенным параллельно мазутопроводам в общей изоляции . В схеме применяется пар давлением 1,3 МПа и температурой 191 °C (рис, 11.10).
Предусмотрены сбор конденсата мазутного хозяйства и использование его в цикле котельной. Условно «чистый» конденсат от подогревателей мазута и паровых спутников собирается в конденсатные баки 10 и перекачивается в котельную при помощи двух конденсатных насосов КС-20/50. Условно «грязный» конденсат с содержанием примесей выше 10 мг/л (от подогревателей, резервуаров) подается на очистные сооружения.
На рис. 11.11 представлена балансовая теплотехнологическая схема мазутного хо-
Таблица 11.7. Идентифицированные контуры БТГС мазутного хозяйства РК «Савиново» (г. Казань)
Номер контура	Элементы, входящие в контур
1	3-17-18-19-20-21-3
2	3-4-5-6-7-8-9-10-11-12-3
зяйства РК «Савиново», соответствующая теплотехпологическим схемам, приведенным на рис. 11.9 и 11.10. При составлении
Рис. 11.12. Контуры БТТС мазутного хозяйства РК «Савиново» с условно разрываемыми потоками (выделены жирными линиями)
427
Рис. 11.11. Балансовая теплотехнологическая схема мазутного хозяйства РК «Савиново»:
7 — паровой трубопровод; 2 — паровой коллектор; 3 — резервуар хранения; 4, 10, 12, 13, 17, 27 — паровые спутники; 5, 18 — фильтры грубой очистки; 6, 8, 14, 19 — насосы; 7 — подогреватель ПМ-10-60; 9 — фильтр тонкой очистки; 77 — узел смешения потоков; 75 — сливной лоток; 76-* железнодорожные цистерны; 20— подогреватель ПМ-40-30; 22 — конденсатный коллектор; 23 — расширительный бак; 24 — конденсатный бак; 25— конденсатный насос; 26 — химво-доочистка; 27 — горелка
БТТС в качестве допущения принято, что параллельно работающие, имеющие одинаковую конструкцию и назначение элементы технологической схемы на БТТС сводятся в один блок.
В табл. 11.7 приведены идентифицированные контуры БТТС мазутного хозяйства РК «Савиново». Всего идентифицировано два контура и определено два минимально разрываемых потока (3—17 и 3—4), представленных на рис. 11.12.
На основании проведенного структурного анализа БТТС определена следующая последовательность расчета:
1) рассчитываем первый контур и связанные с ним блоки, относящиеся к разомкну
той последовательности элементов. Задаемся значениями условно входных параметров в элемент 17 (рис. 11.12) и последовательно рассчитываем все элементы контура до элемента 5. Расчет заканчивается итерационным согласованием параметров, входных в элемент 17 и выходных из элемента 3;
2) рассчитываем второй контур и связанные с ним блоки, относящиеся к разомкнутой последовательности элементов. Аналогично предыдущему расчету задаемся значениями условно-входных параметров потока в элемент 4 и после последовательного расчета всех элементов приходим к итерационному согласованию входных и выходных параметров потока между элементами 3, 4.
428
11.3. Методика теплового анализа теплотехнологических схем мазутных хозяйств
Проблема поиска объективного критерия для оценки эффективности теплотехнологических схем является весьма актуальной задачей. В качестве подобной оценки традиционно использовался технико-экономический критерий — значение приведенных затрат. Однако указанный критерий не всегда даст полную и объективную информацию о процессе. Трудности возникают при комплексном производстве двух и более продуктов, так как не ясно, к какому продукту относить затраты (или как их распределять). Кроме того, на результат расчета оказывает влияние конъюнктура цен на различные виды энергии. Поэтому результат расчета характеризует технико-экономическую эффективность только в данных экономических условиях.
Широкое распространение на практике получили критерии эффективности, основанные на применении энергетических балансов, т.е. использующие первый закон термодинамики.
В качестве такого критерия оценки в большинстве случаев служит термический или тепловой КПД:
Пт = 0отВ/0подВ>	(П-3)
где <2пОДВ— количество теплоты, подведенной к системе; ££)Т1— количество теплоты, отведенной от системы.
На основании энергетического баланса
Онодв = Оота+ Оэкр»	(11-4)
где QOKp — потери теплоты в окружающую среду.
Можно записать, что
(П.5)
Методика расчета основных составляющих теплового КПД сводится к определению 0поДВ и расчету <2окр’ Для всех основных участков
теплотехнологических схем мазутных хозяйств она подробно описанпа в гл. 5, 8 и 10.
Кроме расчета теплового КПД к тепловому анализу следует отнести и определение доли затрат всех видов используемой энергии для каждого отдельного типа оборудования, укрупненного контура или блока тепло-технологической схемы и самой схемы в целом.
Отметим, что тепловой анализ теплотехнологических схем мазутных хозяйств следует проводить отдельно для зимнего и летнего периодов эксплуатации с соответствующими характерными температурами окружающей среды и температурными напорами.
Помимо полного представления о тепловой эффективности и затратах энергии на всех участках теплотехнологической схемы мазутного хозяйства полученные при этом данные будут являться основой для термодинамического анализа, приведенного в § 11.5 и 11.6.
Более подробно методика расчета тепловой эффективности основных участков и всего мазутного хозяйства в целом будет показана ниже (см. § 11.4) на конкретных примерах теплотехнологических схем мазутных хозяйств различного назначения.
11.4. Тепловой анализ
теплотехнологичеких схем мазутных хозяйств различного типа
Резервное мазутное хозяйство электростанции со снабжением мазутом по трубопроводу. В качестве примера такого хозяйства рассмотрим мазутное хозяйство Нижнекамской ТЭЦ-1, теплотехнологические схемы которой по мазутному и пароконденсатному трактам приведены на рис. 11.1 и 11.2. В § 11.2 дано описание схем и оборудования мазутного хозяйства НКТЭЦ-1.
При проведении теплового анализа будем выделять для НКТЭЦ-1 три комплекса оборудования: резервуарный парк мазутного хозяйства, парк теплообменников — подогревателей мазута и систему мазутопроводов с паровыми спутниками. Поскольку НКТЭЦ-1 снабжается мазутом по трубопроводу, то система оборудования для проведения сливных операций рассматриваться не будет.
Тепловой анализ работы резервуарного парка. Резервуарный парк НКТЭЦ-1 состоит из двух наземных металлических резервуаров расхода объемом V = 10 000 м3 и восьми подземных железобетонных резервуаров хранения также объемом V = 10 000 м3 (см. описание теплотехнологической схемы в § 11.2).
Поскольку резервуары хранения на НКТЭЦ-1 используются достаточно редко и предназначены в основном для
429
отпуска мазута другим электростанциям, то анализ их тепловой эффективности приводить не будем. Ниже, в следующем примере (анализ работы мазутного хозяйства Черс-петской ГРЭС) будет проведен тепловой анализ работы подобных железобетонных подземных резервуаров.
Тепловой анализ работы одного наземного вертикального цилиндрического металлического резервуара хранения со сферическим покрытием объемом У= 10 000 м3 производим согласно § 5.2 следующим образом.
Приведем основные данные, необходимые для теплового расчета резервуара: марка мазута — Ml00; геометрические характеристики резервуара: диаметр Л =34,2 м; высота покрытия А,(= 3 м; высота стенок /?ст= 11,9 м; толщина стальных стенок 5кт= 0,009 м; толщина изоляции стенок (минераловатныс маты) б2сг= 0,07 м; толщина алюминиевого покрытия 53гт= 0,005 м; толщина бетонной подушки 54tT= 1,5 м; объем V= 10 000 м3; высота слоя мазута в резервуаре А„= 10 м; температура мазута при заливе его в резервуар Zn= 60 °C; время хранения мазута в резервуаре т(>= 2 сут; масса мазута в резервуаре 6=8 882 447 кг; конечная температура мазута, до которой необходимо его нагреть в резервуаре, 70 °C.
1. Определяем характерные площади поверхности вертикального цилиндрического резервуара со сферическим покрытием по формулам (5.1), (5.5), (5.9), (5.10), (5.14), (5.18), (5.22), (5.69)-(5.71), (5.73):
Гд = 7trf2/4 - 3,14 • 34,22/4 = 918,63 м2; F„ = л(</2/4 + Л,2) -= 3,14(34,22/4 + З2) = 946,91 м2; F„= ndh„= 3,14 • 34,2 х xll,9 - 1278,57 м2; F„41.= 0; Ftr4 „= ЫЛ„= 3,14 • 34,2 х хЮ = 1074,42 м2;	,= 0; Ftn..r„.„= л</(Лст -Л„) = 3,14 х
х34,2(11.9 - 10) = 204,14 м2; FCTr= 0; F= F+ F]+ Fcl = = 918,63 + 946,91+1278,57 = 3144,11 м2; F = F,= 918,63 м2; F„= F - Fr= 3144,11 - 918,63 = 2225, 48 m2.
11. Находим вероятную температуру мазута /х при храпении его в резервуаре в течение времени т()= = 2 сут = 172 800 с.
1.	Рассчитываем температуру окружающей среды по (5.75) для зимнего периода работы (Ги- -32 °C):
V, =	+ (1 - ф)г„ = 0,292- (-2)+(1 - 0,292)( -32) =
= -23,24 °C,
где ф = Fr/F= 918,63/3144,11= 0,292;
/	(0) = <l lir —	04-2г()н,. ~/16г = * 1’6~(~°'2)-0+
1 г\ /	0 8	0,8.	1,6г	0 8
+2(-0,2)-1,6 = -2 °C;
здесь значения Gr, й определялись по табл. 5.7.
2.	Задаемся в первом приближении значением вероятной температуры \ после периода храпения:
/х= 58 °C.
3.	Вычисляем среднюю температуру2 мазута за период хранения т0= 2 сут (с учетом температуры залива мазута в резервуар /,,= 60 °C) по (5.84):
% = 0,5(ZM + /J = 0,5(60 + 58) = 59 °C.
Переходим к выполнению расчетного блока V (см § 5.2) при V % = 59 °с-
V. Определяем коэффициент теплопередачи от мазута в резервуаре в окружающую среду при
1.	Задаемся в нервам приближении температурой стенки резервуара, омываемой мазутом:
f = 57 oq
’ci.M *
2.	Определяем тсплофизичсскпе характеристики мазута при и ZC1M по (5.97), (5.99), (5.101), (5.104):
рм = [0,881 -0,00304(/, -68)]- 10s =
= [0,881-0,00304(59 - 68)] 10я = 908,36 кг/м5;
cf м= 1736,4 + 2,5Ц = 1736,4 + 2,51 59 = 1884,49 Дж/(кг К);
Хм = 0,158 - 0,0002093(7; - 20) =
= 0,158 - 0,0002093(59 - 20) = 0,15 Вт/(м - К);
A, =[cxp10(cxplt)[9.855 - 3,7451g(/, + 273)])-0.8]-ИГ*’ =
= [ехр|0(ехр10 [9,855 - 3,7451g(59 + 273) ]) - 0.8 ] -10 =
= 388,45 10-6 м2/с;
Рмо = [0,881 -0,00304(/стм -68)] 10я = = [0,881 - 0,00304(57 - 68) J 103 = 914,44 кг/м5;
с/)М(, = 1736,4+2,51/, м = 1736,4+2,51-57 =
= 1879,47 Дж/кг-К;
ХМЛ, =0.158 - 0,0002093(ZCTM -20) =
= 0,158 - 0,0002093(57 - 20) = 0,15 Вт/(м- К);
v4.<, = [ехр10(ехр|(, [9,855 - 3,745 lg(/ + 273) ]) - 0,8 ] х хЮ4’ = [explo(explo[9,855-3,7451g(57 + 273)])-O.8]x xlO-6 =445.38-10"1’м2/с.
3.	Вычисляем числа 1’гм, РгМ1Г, GrM, (3, используя (5.105), (5.107), (5.110).
„ М„,Рм 388,45-Ю”1’-1884,49-908,36	по
Рг = —=-----=----------------------------= 4432.98;
м Хм	0,15
„ Л,.<Лм о.рм ( Г 445,38  10'6 • 1879,47 914,44
Ч.сг	0,15
= 5103,05;
Gr	-1г.м) _ Ю3 -9,81 0,003(59-57) =
V*	(388,45-104’)2
= 390,076 Юг’;
0,00304
0,881-0,00304|	68
2
0,00304
z	= 0,003
/47 + 59
0,881-0,00304	— -68
I 2	)
К’
4. Определяем коэффициент теплоотдачи конвекцией от мазута к вертикальной стенке наземного резервуара по (5.113):
430
aIn. = 0,15—(GrM Pr,,)0*'|	|	=
V LPr«cJ
= 0,15—(.390,076• 10“ • 44.32,98)ll,:’:l f 4432,98
10	^5103,05
= 23,73 Bt/(m1 2-K).
5.	Находим теплофизические характеристики сухого воздуха по табл. 5.9 при 1п = -32 °C:
ри= 1,465 кг/м3; 1013 Дж/(кг • К);
Хи= 0,0217 Вт/(м • К); vB= 10,65 • 106 м2/с.
6.	Рассчитываем число Ren при обдувании резервуара ветром по (5.117):
D wd 4,52-34,2
Re =— =-------------F = 14,51-10 ,
v 10,65-Ю-1’
где в качестве характерного размера используем диаметр резервуара d, а значение средней скорости ветра в январе (w = 4,52 м/с) выбираем по табл. 5.10.
7.	Определяем коэффициент теплоотдачи конвекцией от стенки наземного резервуара в воздух по (5.118):
а2 „ = С—Re" = 0,023 0,0217 (14,51  10“)11И =
2 d	34 2
= 7,825 В1Дм2 к),
где коэффициенты С= 0,023 п п = 0,8 (см. табл. 5.11).
8.	Вычисляем коэффициент теплоотдачи радиацией от стенок наземного резервуара в воздух по (5.128):
3 304 -2 414	// о \
0,055-5,67 —----:-= 0,30 Вт/(м--К),
330-241	' k '
где £сг= 0,055 для алюминиевого покрытия (см. табл. 5.13); Т= Егм + 273 = 57+273 = 330 К; 7?= L + 273 = -32 + + 273 = 241 К, С = 5,67 Вт/(м2 • К4).
9.	Находим коэффициент теплопередачи от мазута через стенку резервуара по (5.130) и (5.1.31):
Kt - ^+^+ь-+^+___________________1____
®1ст- ^1сг ^”2ст \‘кг ®2ст,11 + а3(.т
1
1	0,009 0,07 0,005	1
23,73+ 40 +0,04+ 116 + 7,825 + 0,30
= 0,522 Вт/(м2-К).
При расчете Аст использовались толщины слоев стенок резервуара, взятые из его конструктивных характеристик: 5к:г= 0,009 м —толщина стальной стенки резерву-
ара; 52tI= м “ толщина изоляции (минераловатных
матов); 53ст= 0,005 м — толщина алюминиевого покрытия; теплопроводности слоев стенок резервуара, определяемые по табл. 5.14, 5.15: Х)гг= 40 Вт/(м • К) — тепло-
проводность стали; 0,04 Вт/(м • К) — теплопроводность минераловатных матов; ХЧст= 116 Вт/(м • К) — теплопроводность алюминия.
10.	Уточняем значение температуры стенки резервуара по (5.135):
Г’сг м=	хт м) = 59 -^§(59 - (-32)) =
Otjcr
= 56,96 °C,
где /<МТЛ|=/н=-32 °C, температура среды, окружающей стенки резервуара.
11.	Вычисляем относительную погрешность, полученную при расчете /сгм , по (5.136):
56,96 - 57
57
= 0,0007.
12.	Так как £/сгм <0,1, то значения Atr и /сгм считаются окончательными.
13.	Принимаем температуру газового пространства /Г1 = 43 °C.
15.	Определяем теплофизические характеристики воздуха в газовом пространстве при /Г11, используя данные табл. 5.9:
рн j п= 1,124 кг/м3;	с= 1005 Дж/ (кг • К);
X1U1 = 0,0279 Вт/(м • К); v„ 17,08 • 104' м2/с.
16.	Принимая концентрацию паров мазута в газовом пространстве с~0, получаем теплофизические характеристики смеси воздуха и паров мазута в газовом пространстве:
pt= 1,124 кг/и3; с() = 1005 Дж/(кг • К);
\= 0,0279 Вт/(м • К); vc= 17,08 • IO4’’ м2/с.
17.	Определяем число РгГ1| по (5.144):
„ vcc/,cP<. 17,08-104’ 1005 1,124
г г. „ =----=---------------------= 0,691.
0,0279
18.	Рассчитываем эквивалентную высоту газового пространства для резервуаров со сферическим покрытием по (5.148):
/I,., =Л._-Л.,+^-|-— — Л,2 1=11,9-10+
2-ЗГ34,22 1 .
+----з- —:-----3'
34,2'1 4	3
= 3,39 м.
19.	Задаемся в первом приближении температурой покрытия резервуара: 1и= 29 °C.
20.	Принимаем температуру зеркала мазута в резервуаре 1 =	59 °C.
21.	Определяем число Грасгофа газового пространства по (5.152) и (5.153):
Gr _ (Ч ~О_ 3,395 -9,81-0,0032(43 - 29)
v2 “	(17.08-1 О'6)2
=58691-10“,
где 0,0032 1 /К — температурный коэффициент объ
431
емного расширения воздуха, определяемый по таблицам.
22.	Так как GrM1Pr,.I(= 4,1 • 10,о> 2 • 107, то для определения коэффициента теплоотдачи от зеркала мазута в газовое пространство воспользуемся формулой (5.155):
а3 = 1,14^я -/г„ = 1,14^59-43 = 2,87 Вт/(м1 2 * • к).
23.	Находим коэффициент теплопередачи от газового пространства в резервуаре в окружающую среду через стенки резервуара.
Так как AtT- Лу= 1,9 м > 0,17?ст= 1,19 м, то передачей теплоты от газового пространства в окружающую среду через стенки резервуара пренебрегать нежелательно, поэтому осуществляем следующую последовательность расчета Астгп.
Задаемся средней температурой стенки резервуара, разделяющей газовое пространство и воздух:
/„„=34 °C.
Определяем коэффициент теплоотдачи от газового пространства к стенке резервуара, разделяющей это пространство и воздух, по (5.122):
=2,56<//г11	= 2,564/43-34 = 4,43 Вт/(м2 • К).
Рассчитываем коэффициент теплоотдачи от стенки, разделяющей газовое пространство и воздух, в окружающую среду аналогично тому, как это было проделано в п.7: а2с1.„= 7,825 Вт/(м2- К).
Находим коэффициент теплоотдачи радиацией от стенки, разделяющей газовое пространство и воздух, в воздух по (5.128):
= 0,055 5,673'07* 2,41 =0,26 Вт/(м2 К), 307-241	/'	>
где есг= 0,055 для алюминиевого покрытия (см. табл. 5.13); Тст„= /„„+ 273 = 34 + 273 = 307 К; Т= 273 = 241 К; С= 5,67 Вт/(м2 • К4 *).
Определяем коэффициент теплопередачи от газового пространства в окружающий воздух по (5.167):
стг" "	1	! 8.СТ , 8гст ! «Зег ,	1
“.-.п » ^Тсг	\эст ®2<т.о ^Зст.п
1
1	0,009 0,07 0,005	1
4,43+ 40 + 0,04 + 116 +7,825 + 0,26
= 0,476 Вт/(м2 К),
где 51ст= 0,009 м; 82<.т= 0*0*7 м; 83<_т= 0,005 м; Лкт= = 40 Вт/(м • К); ^-2ст= 0,04 Вт/(м • К);\ст=116 Вт/(м • К) (см. п. 9).
Уточняем температуру стенки, разделяющей газовое пространство и воздух, по (5.168):
k	О 476
-/„) = 43-^—(43-(-32)) =
= 34,94 °C.
Определяем погрешность расчета /С| И
34,94 - 341
34	|
= 0,028.
Так как Е/СГ1| < 0,1, то значения и ЛС(1|1П считаем окончательными.
24.	Находим коэффициент теплоотдачи конвекцией от покрытия резервуара в воздух по (5.211):
а21| и = (6>16 + 4, 1М = (6,16 + 4,19 - 4,52) =
= 25,1 Вт/(м2к),
где ip = 4,52	— скорость ветра, определялась (см.
табл. 5.10).
25.	Вычисляем значение коэффициента теплоотдачи радиацией от покрытия резервуара в воздух по формуле (5.128):
/ 7„ V ( 7h V а.1п = £ст С,'100 ~Ь°° ' = 0,055  5,67 х
хЗ,02 -2,41 =	3 Вт/(м2-К),
302-241	/ v '
где е„= 0,055 для алюминиевого покрытия (см. табл. 5.13); 7> /,,+ 273 = 29 + 273 = 302 К; Т= /„+ 273 = 241 К; С = 5,67 Вт/(м2 • К4).
26.	Находим коэффициент теплоотдачи от газового пространства к покрытию резервуара по (5.220):
С314/^747 = 1,314^29 = 2,53 Вт/(м2 К).
27.	Определяем коэффициент теплопередачи от газового пространства в резервуаре в окружающий воздух через покрытие по (5.221):
*“	1	8. . 62ст 8.k.	1
аг.п.ц ^1ст ^2ст	а2ст + °Чн
1
1	0,009 0,07 0,005	1
2,53	40	0,04	116 + 25,1+ 0,25
= 0,458 Вт/(м2 К),
где 5ltT= 0,009 м; 62ст= 9,07 м; 83ст= 0,005 м; XJc.r= = 40 Вт/(м • К); Х2сг= 0,04 Вт/(м • К); Х3сг= 116 Вт/(м • К) (см. п. 9).
28. Уточняем значение температуры покрытия резервуара 1И по (5.223):
k	0 458
<.	-—«г.., -/,(.„) = 43-^—(43-(-32))=29,42 °C,
аг.11.П
где = /н= -32 °C — температура среды, окружающей покрытие.
432
29.	Находим относительную погрешность, полученную при расчете
37. Рассчитываем для мазута при температуре днища число Ргм л, а также число GrM4 по (5.232), (5.107):
11		=	29,42-29	= 0,014.
			29	
415,74-10ч>-1881,98-911,4 0,15
30.	Так как £/п < 0,1, то значения ltl и будем считать окончательными.
31.	Определяем коэффициент теплопередачи от мазута в резервуаре в окружающую среду через газовое пространство по (5.227): * 32 33 34 35 36 * * * * * * * * * * *
Ат.Г.И.В | (Al~*~ АтГ.Г.П ц)(А|| Г II )
Al	Ат Г.11 В Ат.Г.11.ш(А.1|— А.СТ.Г II) + Al Al (А II- ^О.Н )
1
"946,91 + 204,14 _______(946,91 + 204,14)(42-(-32))______~
2,87-946,91 + 0,476-204,14(42-(-32))+0,458-946,91(42-(-32))
= 0,386В1Дм2к).
Для расчета А,.,, использовались следующие средние температуры окружающих сред: /(> Г]1 = t*= -32 °C — температура среды, окружающей вес газовое пространство; <О.ГТ.Г11= <в=-32 °C — температура среды, окружающей стенки резервуара, соприкасающиеся с газовым пространством в резервуаре; и= 1п= -32 °C — температура среды, окружающей покрытие.
32. Уточняем значение температуры газового пространства fru по (5.229):
. _т У,Л-^г.,.)(Л.+^т.г..) _
1,1	a3F
rn 0,386(59-(-32))(946,91+204,14) ЛА л
= эУ-------------------------------------1 с.
2,87-946,91
33. Находим погрешность вычисления температуры газового пространства:
34. Так как £/Г11< 0,1, то вычисленные значения /Vll и считаются окончательными.
35. Пусть температура днища резервуара равна
1 = 58 °C.
36. Определяем теплофизические характеристики ма-
зута при температуре днища по (5.97), (5.99), (5.101),
(5.104):
рмл = [0,881-0,00304(1Л-68)]-10s =
= [0,881-0,00304(58 - 68)]-10я =911,4 кг/м’;
С/,м л = 1736,4 + 2,511д = 1736,4 + 2,51  58 =
= 1881,98 Дж/(кг-К);
Хмл = 0,158 - 0,0002093(1, -20) =
= 0,158 - 0,0002093(58 - 20) = 0,15 Вт/( м • К);
vMJl=[exp10(exp10[9,855-3,7451g(Z„+273)])-0,8]-10^=
= [explfl(exPlo[9,855-3,7451g(58+273)])-0,8]-10-6 =
= 415,74-Ю-6 м2/с.
Gr _ d'g№, ~ln)_ 34,2я 9,81 0,003(59 - 58) гм.л -	=2	“	(388,45 • 10-6 )'2
= 7801,86 10”.
38.	Вычисляем коэффициент теплоотдачи от мазута в резервуаре к днищу по (5.233):
a = 0,5— (СгмлРгм У’25	=0,5— х
л d мл м' ^Ргм л J 34,2 х(7801,86 10',-4432,98)"‘25^^|Ш^ =5,23 Вт/(м‘2К
39.	Определяем коэффициент теплопередачи от мазута в резервуаре к грунту через днище по (5.235):
1 , , 8-<Т , ад Х1сг Х4а. 8ХГ
1 +0,009+ 1,5 +3,14-34,2 =0’115 Вт/(м К)’ 5^23+ 40 +l28	8-1,84
где 6кт= 0,009 м, Х1с.,= 40 Вт/(м • К), (см. п. 9); 34ст= 1,5 м — толщина бетонной подушки под днищем резервуара; Х4ст= 1,28 Вт/ (м • К) — теплопроводность бетона, определяемая по табл. 5.14; Хг= 1,84 Вт/(м • К) — теплопроводность грунта, выбираемая по табл. 5.12.
40.	Уточняем температуру днища резервуара по (5.237):
<л	-'.м) = 59-^(59-(-2)) = 57,66 "С,
где д= Zr(0) = -2 °C — температура среды, окружающей днище.
41.	Находим относительную погрешность, полученную при вычислении температуры днища по (5.231):
д _ 22_2__
ГТ 58
42.	Так как £/д< 0,1, то значения и 1Л будем считать окончательными.
43.	Определяем коэффициент теплопередачи от мазута в резервуаре в окружающую среду по формуле (5.239):
k'= *crfcr (b~ fo.cr )+	(<м~ *од М.„ (Л.+^стг., ) «и -	) _
F&-1)
0,522 1278,57-(59-(-32))+0,115-918,63(59-(-2))+ 3144,11(59-(-23,24))
^+0,386(946,91 + 204,14)(59-(-32)) = 0416	r)
Для нахождения вероятной температуры хранения мазута (см. § 5.2) возвращаемся к расчетному блоку II.
433
4.	Уточняем значение вероятной температуры мазута при хранении его в резервуаре в течение 2 сут по (5.87):
< = +0.. - |’о)ехР
= -23,24+(60-(-23,24))х
хехр
3144,11-0,416 259200 Ос
8882447-1884,49 J
где значение cf)M определялось по (5.99) при Г*= 59 °C; G — масса мазута в резервуаре.
5.	Определяем относительную погрешность, полученную при вычислении вероятной температуры I* по (5.88):
£
58,33 - 58
58
= 0,006.
6.	Так как £,х< 0,1, то значение t* будем считать окончательным.
III. Находим значение потерь теплоты от мазута в резервуаре в окружающую среду за время нагрева его от до *2м= Ю °C (^2м~ конечная температура подогретого мазута в резервуаре).
, -г	^м"А)	70 + 23,24	о
1.	1ак как — ----=---------= 1,15 <2, то среднюю
Гх-<,	58+23,24	Г
температуру мазута в резервуаре за время его подогрева от t* до определяем по (5.89):
t' = 0,5(Гх + Г2м) = 0,5(58 + 70) = 64 °C.
2.	Принимаем и переходим к расчетному блоку V (см. § 5.2).
При этом все вычисления производятся аналогично тому, как это было проведено выше, поэтому не будем повторять их. Приведем лишь конечный результат — значение коэффициента теплопередачи от мазута в резервуаре в окружающую среду:
А" = 0,418 Вт/(м2 • К).
Для определения потерь теплоты от топлива в резервуаре в окружающую среду во время подогрева мазута возвращаемся к расчетному блоку III (см. § 5.2).
3.	Вычисляем потери теплоты в окружающую среду ?„|)Тпо (5.92):
?,1ОТ = «Ч -^) = 0,418  3144,11 • (64 - (-23,24)) =
= 114654,1 Вт.
IV. Находим количество теплоты, необходимое для подогрева мазута от до £>м, по (5.93):
<2,од	-<х) = 8882447.1897,04(70 - 58) =
=202 204 Ю6 Дж,
где <^м= 1897,04 Дж/(кг • К) определяется по (5.99) при Гм= 64 °C.
VI.	Вычисляем время, необходимое для подогрева мазута в резервуаре от до А2м.
Для статических подогревателей мазута это время рассчитывается с использованием (5.243):
_______Опод_______
О» —/К К-'ll ~Яш>т
202 204-10G	,
=--------------------п--------------= 226 446 с.
(2778,5 10Л - 763,3 • 1О3 )0,5 -114654,1
При расчете т учитывалось заданное значение G, = 0,5 кг/с, а также определенные по таблицам энтальпии водяного пара \,= 2778,5 • 103 Дж/кг и конденсата 763,3 • 103 Дж/кг при температуре конденсации пара tn= 180 °C и давлении />н= 1 • 10ь Па.
Для циркуляционного способа подогрева т вычисляется по (5.262):
. (^1 “~ 4))
т =-----------— In---------------------------— =
(G1 -a)F?M + kF	-<,)
8882447-1897,04
” 33,33 1897,04 + 0,418 3144,11Х
х1п33,33-1897,04(115- 58)-0,418-3144,11(58-(-23,24)) _
Х П33,33-1897,04(115 - 70)-0,418-3144,11(7О-(-23,24)) ' = 65357 с.
При этом полагалось, что G2= 0 кг/с (мазут из резервуара к другому оборудованию не отводится); подача насоса, транспортирующего мазут из резервуара Gj = = 33,33 кг/с, V 115 °C.
VII.	Определяем среднее количество теплоты q, передаваемое мазуту в единицу времени в процессе подогрева его от до £2м, по формуле
„ й.ОД , 7 —	_*~7пот-
Тогда для статических подогревателей
О	202204 Ю6
Члод +	AU +114654,1 = 1007599,9 Вт,
7 т 7,юг 226446
а для циркуляционного способа подогрева
+7.,w = 2026^4 71()I' +114 654,1 = 3 208 493 Вт.
Так как на НКТЭЦ-1 используются два резервуара, то общее количество теплоты составляет:
для статических подогревателей
qtf= 2? =2 015 199,8 Вт;
для циркуляционного способа подогрева
qiyC= 2q = 6 416 986 Вт.
VIII.	Определяем тепловой КПД резервуаров по формуле
_ 011ОД / Т ~ 9пот
Я Я
Для случая использования статических подогревателей мазута тепловой КПД
<?-<?,..,т 1007599,9-114654.1,2 _0Н9
<1	1007 599,9	’ ’
434
а для циркуляционного подогрева мазута
_ .У-Упо. 3208493-114654,1 _сее
т q	3208 493
Следует отметить, что все приведенные расчеты и результаты соответствуют зимнему периоду эксплуатации мазутного хозяйства.
Для летнего периода были получены следующие результаты:
общее количество теплоты, приходящееся на два резервуара:
для статических подогревателей
q^ = 1 304 877,3 Вт = 1,305 МВт;
для циркуляционного способа подогрева
q(i6 = 4 259 886,7 Вт = 4,26 МВт;
тепловой КПД резервуаров в случае использования статических подогревателей П, = 0,9;
для циркуляционного подогрева
т|т = 0,97.
Количество теплоты, связанное с циркуляционным подогревом мазута в резервуарах в дальнейшем при подведении общего баланса энергии для мазутного хозяйства будет отнесено ко всем подогревателям мазута.
Тепловой анализ работы парка подогревателей мазута. Па НКТЭЦ-1 используется девять подогревателей мазута ПМ-10-120. Подробный расчет такого подогревателя представлен выше (см. гл. 10).
Приведем окончательные результаты расчетов, необходимые для проведения теплового анализа.
I.	Количество теплоты, отдаваемое паром в мазутопо-догревателе
7 = 4 549 301 Вт.
II.	Для подогревателя мазута ПМ-10-120 потери теплоты в окружающую среду составляют 3% количества теплоты подводимого с паром, такими образом,
Лт= °’97-
III.	Общее количество теплоты, отдаваемое паром девяти теплообменникам,
q^= 40 943 708 Вт.
Очевидно, что для летнего периода эксплуатации мазутного хозяйства тепловые характеристики парка подогревателей мазута меняются незначительно.
Тепловой анализ работы системы мазутопроводов с паровыми спутниками. В табл. 11.8 представлены основные данные, необходимые для расчетов мазутопроводов с паровыми спутниками (обозначения см. § 8.4).
В качестве примера расчета рассмотрим участок № 3 длиной L - 2900 м. Конструкция изоляционного кожуха, применяемого на НКТЭЦ-1, показана на рис. 8.2,а.
1. Определяем удельные тепловые потоки qn, qlu, q2tv q{hl на входе в участок, используя расчетный блок I (см. § 8.4) и полагая при этом V «м„, t,,=	/>,,= х = х,,.
1.1 Задаемся в первом приближении значением температуры воздуха под кожухом:
«в.«=156оС.
Таблица 11.8. Основные характеристики системы мазутопроводов с паровыми спутниками на Нижнекамской ТЭЦ-1
Показатель	Номер участка мазутопровода				
	1-й	2-й	3-й	4-й	5-й
(м.П’ С	115				60
Ам и»	0.59-10”!	10,6-10”	3,710й	4,1-10“	0,188-10й
G4, кг/с	19,12				
°C	180				
А> ..<•Па	1 • К)"				
L, м	50 |	1 150	| 2900 |	| 2900	105
4,.»’м	0,04				
4,.м	0,045				
4, м	0,512		0,1	0,357	0,512
4,.,. м	0,526		0,108	0,377	0,526
ПИ	2				
пм	1			2	1
	0,07				
Конструк-	С естественным углом обогрева				
ция кожуха					
1.2. Определяем удельное количество теплоты qu, отдаваемое паровыми спутниками в воздух под кожухом.
Задаемся начальным значением температуры стенки парового спутника:
U,= 179->C.
Так как ftTtl< fIU(ac= 180 °C при Д(1|= 1 • 10“ Па, то пар в паровых спутниках конденсируется и для вычисления коэффициента теплоотдачи ап от пара или паро-конденсатной смеси к стенке парового спутника используем формулу (8.66):
где
а(| = 0,021-^-Re;t'HPr"43f^-l	=0,021^^х
4..» tPr-J °’04 х(2О191)он(1,ООЗ)°лз-(1),,да =985,16 ВтДм* -К); х=х„=1;
4 0,097
3,14 0,04 153 10^
20191;
Re„=-^!_
15^4417 = 0,67
Рг„ с1.= Рг„; с/т= 4417 Дж/(кг • К),	р„= 886,9 кг/м’,
V 0,674 Вт/(м • К),	ц„= 153 • 10 й Па • с, р„„ас=
= 5,157 кг/м3 — теплофизические свойства воды и пара
435
на линии насыщения при Гн, = 180 "С и Д,, = 1 • 106 Па, определяемые по таблицам для воды и водяного пара; £ — поправка, зависящая от материала труб (£=1,14 для стальных труб).
Так как расход пара неизвестен, то для определения 61( зададимся скоростью движения пара в паровых спутниках «/„= 15 м/с. Значение Gu в этом случае определяется по формуле
G = w„^Lp„ = 153’14'°’042  5,157 = 0.097 кг/с.
11	11 4	11	4	'
Находим коэффициент теплоотдачи от стенок парового спутника в воздух под кожухом экстраполяцией данных табл. 8.26:
ап ств к= 21,87 Вт/(м2- К).
Вычисляем коэффициент теплопередачи от пара в паровых спутниках в воздух под кожухом по (8.69):
1
^Н^П.В 2ХП>СТ dn n ^П.СТ.В.К ^11.11 1
1	1 , 0,045	1
------------1-----In-------1------------ 14728 0,04 2 40 0,04 21,87 0,045
= 0,981 Вт/(м2-К),
где А.|1СТ=40 Вт/(м • К) — теплопроводность материала стенки паропровода (см. табл. 5.14).
Уточняем значение температуры стенки паровых спутников по (8.70):
,. ||„||_Ц-..-'..> = 18„_<>.мшу-1к>.179.96 -с стн 1 а„4в	14728 0,04
Вычисляем относительную погрешность расчета температуры стенки парового спутника:
^ст.и ^ст.п
179,96-179
179
= 0,005.
Так как £ZCTII< 0,1, то значения А,, и £сг н считаются окончательными.
Определяем удельное количество теплоты <?„, переданное от пара в воздушное пространство под кожухом, по (8.72):
= п,Д,n(tu-Zu к) = 2 • 0,981 • 3,14( 180 -156) = 147,86 Вт/м.
1.3 Находим удельное количество теплоты <71н, передаваемое от воздуха под кожухом мазуту в мазутопроводе.
Задаемся значением температуры стенки мазутопровода в области, обогреваемой паровыми спутниками:
rtT,= 116 °C.
Определяем коэффициент теплоотдачи от воздуха под кожухом к стенке мазутопровода, экстраполяцией данных табл. 8.27:
ав.к.ст.м= 15.25 Вт/(м2- К).
Рассчитываем коэффициент теплоотдачи схсгм от стенок трубопровода к мазуту в нем. Для этого находим число ReM по формуле
419,12
= 12198.
’Ч.лЛмРм
3,14 0,1 27,05-104'-738,12
где
рм = [0,881-0,ООЗО4(ГМ -68)] 10s =
= [0,881-0,00304(115 - 68)]- 10s = 738,12 кг/м';
= [exPl„(exp10[9,855-3,745lg(/M+273)])-0,8]-104’ = =[схр|()(ехр10 [9,855 - 3,7451g( 115+273)]) - 0,8] 1 О'" = = 27,06 1О’" м2/с.
Так как Re > 104, то для определения ас| м воспользуем-ся формулой (8.75), справедливой для турбулентного режима течения:
а„ч = O,O21^-Re'i*,Pr"’44-^!_]	=0,021 -^^х
(РГмст/	0,1
х(12198),,я(292,99)1М4||^) =624,8 Вт/(м2-К),
где
_ 27-104' -2025,05-738,12
-	0,138
n vM^M„pMCT 26,18-1041-2027,56-735,08 000„
Ргч ст =---г--------=-------------------------= 282,75;
Хм.„	0,138
здесь р„ ст, с^, с11М СГ, 1м,	„, vurr определяются по (5.97),
(5.99), (5.101) и (5.104);
рм.„ = [0,881-0,00304(<ст п -68)]10s = = [0,881-0,00304(116 - 68)]-10!‘ =735,08 кг/м3;
^=1736,4 +2,51^=1736,4 + 2,51-115=2025,05 Дж/(кг К);
«/.мет = 1736,4 + 2,51tCTJ, = 1736,4+2,51 116=
=2027,56 Дж/(кг-К);
Хм=0,158 - 0,0002093(/м - 20)=0,158 - 0,0002093(115 -20) =
=0,138 Вт/(м-К);
Хм ст = 0,158 - 0,0002093(zcT „ - 20)=0,158 - 0,0002093 -116 =
= 0,138 Вт/(м-К);
vMCT =[ехр1„(ехР)й[9,855 - 3,7451g(lCT„ +273)])-0,8]-Ю"6 =
= [ехР1 о ехр;0 [9,855-3,745lg (116 +273) ] - 0,8] 10~" =
= 26,18-Ю-6 м/с2.
Находим коэффициент теплопередачи от воздуха под кожухом к мазуту в трубопроводе по (8.77):
436
।-------г-4™—।—-* 1-602 м- к>.
-------+	In	1-	 624,8 0,1 2-40----------0,1-15,25 0,108
где Хм 40 Вт/(м • К) — теплопроводность материала стенки мазутопровода (см. табл. 5.14).
Уточняем значение Zcin по (8.78):
I' = гм +	(/" к ~) = 115 +1,602(156 ~115) = 116,05 "С.
«еоА..,	624,8 0,1
Определяем относительную погрешность расчета Z(TH:
1116,05-1161
I П6 |
= 0,0004.
Так как £,стп< 0,1, то значения и Zc(ll считаются окончательными.
Рассчитываем удельное количество теплоты, переданное от воздуха под кожухом трубопроводу с мазутом, по (8.80):
<?!„ =	.м |(кк	) = 1'1.602 1,642(156 -115) =
= 107,85 Вт/м,
где р — угол (см. табл. 8.28);
Р/2 = <р + т = 1,303 + 0,339 = 1,642;
(p = arctg		у/<.+16(^...-0,01)Ц,„+0,01)		
		2(rfM.„-0,02)		
= arclg	А	/0,1082+ 16(0,108 - 0,01)(0,045 + 0,01)		= 1,303;
	2(0,108-0,045-0,02)			
= 0,339.
0,108
2(0,108 + 0,045)
1.4 Находим удельное количество теплоты передаваемое от воздуха под кожухом в окружающую среду в области паровых спутников.
Пусть температура окружающей среды в области паровых спутников
-32 «С.
Задаемся в первом приближении значениями температуры стенок изоляции со стороны паровых спутников и со стороны среды, окружающей паровые спутники:
/и ,,i = 140 °C;/и п2 =-25 “С.
Определяем среднюю температуру изоляции в области паровых спутников по (8.83):
О.б^.,,, + «и„2) = 0,5(140 + (-25)) = 57,5 "С.
Рассчитываем теплопроводность изоляционного материала при £ u (см. табл. 8.30):
>1= °>06 + 6,0002 /’ , = 0,06 + 0,0002 • 57,5 =
= 0,07 Вт/(м - К).
Пусть коэффициент теплоотдачи от воздуха под кожухом к изоляции [247]:
а„,,=14Вт/(м2- К).
Выбираем коэффициент теплоотдачи от изоляции в области паровых спутников в окружающую среду при скорости ветра w ~ 5 м/с по табл. 8.31:
= 20,93 Вт/(м2- К).
Определяем коэффициент теплопередачи ^, () от воздушного пространства под кожухом в окружающую среду в области паровых ситников по (8.85):
ь =________________1____________=
1 ! М |	1
^ик.иТи.н! ^и.иТи.п
-----i— O.Ov'l -------------i---0-”1 К2
14•0,317 + 0,07 • 0,432 + 20,93 • 0,547
гдеA.ni’Zt.ir Ти.п2 — соответственно внутренняя, средняя и внешняя части площади поверхности, отнесенные к 1 пог. м кожуха (см. табл. 8.29), обогреваемые воздухом под кожухом;
fn.nl = |«. + 0,02) + ^у- + 2т =1,642(0,045 + 0,02) +
+ 0Д08+2	)78=	7
2
fn.ni =|(4.„ +25иа +0,02)+^+2« =
= 1,642(0,045 +2 • 0,07 +0,02)+уу + 2 • 0,078 = 0,547 м;
7п.п =0,5(/,.„1 + /11п2) = 0,5(0,317 + 0,547) = 0,432 м;
7^.n+WM.n-0,01)(</„.„+0,01)
7П = -----------------------------
_______________4__________________
_ д/0,1082+16(0,108 — 0,01) (0,045 +0,01)
-	, м,
<р=1. таккак	=0,547/0,317 = 1,7<2.
Уточняем значения температур и /и 112 по (8.86):
^и.н! ^н.к
кп.п ('п.к-4,,) ... 0,381(156-(-32))
------------= 1эо------------------=
«uXi	14 0,317
=-25,7 "С.
ЛЛ.ЛЛ) 0,381(156-(-32))
L n9s‘()1r1------------=	'*-----------------
20.93 0,547
Определяем погрешности, полученные при расчете ZH.ni и <и.„2 ПО формулам (8.87):
437
^и.п!	^И.п1		139,9-140
^и.н 1		140

= 0,0007;
£/ и.п2 “	^и.и2	^и.п2 ^и.н2	=	-25-(-25,7) -2	= 0,028.
Так как £ni.„i<0,l и е/И112< 0,1, то значения ^1п1 и /и 1|2 считаются окончательными.
Находим удельное количество теплоты q2iv переданное от воздуха под кожухом в окружающее пространство в области паровых спутников, по (8.88):
?й1=1.257нп*,.о(«в.к-и)=1.25 0,432 0,381(156-(-32)) =
= 38,68 Вт/м.
1.5.	Уточняем значение
Рассчитываем значение t'к по (8.89):
-?11| +	=180-107,85 + 38,68 = 156,2 “С.
к,,п„п	0,981-2 3,14
Определяем относительную погрешность расчета к:
в.к	^в.к ^в.к «..к	=	156,2-156 156	= 0,0013.
Так как е/вк< 0,1, то значения и qu, qhi, q2u считаем окончательными.
1.6.	Определяем удельное количество теплоты передаваемое от топлива в окружающую среду через стенки мазутопровода и изоляцию.
Пусть средняя температура окружающей среды в области мазутопровода
^-4,--32 °C.
Задаемся значениями температур изоляции стенок со стороны мазутопровода /ит] и со стороны окружающей среды ^т2:
4'.т1-114°С,4'.т2—22°С.
Находим среднюю температуру изоляции по (8.93):
х,.т =0,5(<ит1 + Гнт2) = 0,5(114+ (-22)) = 46 “С.
Вычисляем теплопроводность изоляционного материала при £ т согласно табл. 8.3 по формуле:
Хи т = 0,06 + 0,0002^ т = 0,06 + 0,0002 • 46 = 0,07 Вт/(м • К).
Определяем коэффициент теплоотдачи от изоляции в окружающую среду по табл. 8.31 при скорости ветра w = 5 м/с:
аиот= 20,93 Вт/(м2- К).
Рассчитываем коэффициент теплопередачи от мазута в окружающую среду через стенки трубопровода и изоляцию по (8.95):
ь =__________________________1_________________________>
^тр 1	1 1	Ф 1 <1„+5и.
---------+-------In—^LIL +	In—4-
®М.<Т^М.В	f/M к 2ХИ Т dM U
1
1	1	1 , 0,108
+-------------------------------1---1 п-------1-
«иол (^..+5,,:,)	624,8-0,1 2-40	0,1
1	к]0,108 + 0,07 !	1
2-0,07 П 0,108	20,93 (0,108 + 0,07)
= 0,259 Вт/(м-К),
где ф = 1, так как
<„+5и, 0,108+0,07 dMU ~	0,108
Хмст= 40 Вт/(м • К) (см. п.1.3).
Уточняем значения температур ^т1 и ^.^по (8.96):
S _ f ___________^м.т.о ^о.г )__________ I I г
*ИЛ 1	1
fl 1 ,	1
--------1-—----In——
^М.СГ^М.В 2Л.Мх-г ^M.D J
_______0.259(115-(-32))_____= П4Д „с.
(	1	1 , 0,108 V
^624,8-0,1 2-40	0,1 J
+ *м.т.<,(1м-1о.т) _ »о, 0,259(115-(-32))
тЧ С. I- +--------------- —3Z +-------------------=
aH.<>T(rfM„+8HJ)	20,93(0,108 + 0,07)
= -21,74 “С.
Определяем погрешности, полученные при расчете температур 4„т1 и 4„.t2:
<н-1ил-1	114,4-114
и.т2 —	^и.т2	^и.т2 'и.тЯ	=	-21,74-(-22) -22	= 0,012.
Так как eZHTj и е/ит2 меньше 0,1, то значения /и т1 и /ит2 считаются окончательными.
Находим удельное количество теплоты, переданное от мазута в окружающую среду через изоляцию, по (8.98):
7о.,=	= 0,259-1,498(115-(-32)) = 57,03 Вт/м,
где а/2 = л - Р/2 = 3,14 -1,642 = 1,498; а — угол (см. табл. 8.28).
2. Так как рассматриваемый мазутопровод имеет большую протяженность и параметры пара (давление, степень сухости и температура) по его длине меняются нелинейно, то целесообразно разбить его на участки меньшей длины, на которых приближенно можно считать изменения параметров такими, что применение метода расчета второго порядка точности можно считать возможным.
На каждом таком участке производим следующую последовательность действий.
В качестве первого рассмотрим участок мазутопровода
438
с паровыми спутниками, который начинается от входа в него и имеет такую длину, чтобы изменение давления на нем, рассчитанное по формуле (8.49), соответствовало конечному значению температуры пара, равному 170 °C.
Принимаем коэффициент трения для турбулентного режима течения пароконденсатной смеси в паровых спутниках £1М| = к= 0,02 [251].
З.Определяем плотность пароконденсатной смеси на входе в участок по (8.53):
Рп „ =----------—;---------=—i—1 , , = 5,157 кг/м3,
Pit.nac.il Рв.н 5,157 886,9
где р11нас г1= 5,157 кг/м3, рин= 886,9 кг/м3 — плотности насыщенных пара и воды при *)1П= 180 °C и рп-р1и1-= 1 • 10G Па (см. таблицы для воды и водяного пара); х„= 1 — степень сухости пара на входе в участок.
4.	Рассчитываем падение давления на входе в малый участок на единицу длины по (8.49):
= sc*
11 Я Ч|.В Pu.ll
8-0,0972 0,02
3,14*-0,04* 5,157
= -289,139 Па/м.
5.	Находим разницу давлений насыщенных паров воды при 180 °C и 170 "С:
0,79 • 10s - 1 • 10® = -0,211 • 10ft Па.
6.	Определяем длину Zj, соответствующую выбранному перепаду давлений:
( ьр{ -0,211 10° 1 Лр}/1}	-289,139
= 730 м.
7.	Вычисляем энтальпию пара на выходе из этого участка по (8.49):
г„ к = .. ——11 =2778,5 • 103 - 147,86 730 =
G„n„ 1	0,097-2
=2222,1 10s Дж/кг,
гДе 1|1.и 1|сиас.н^1+ Vuacn (1 — *и)	2778,5 • 10 • 1
+ 763,3 • 103 (1 - 1) = 2778,5 • 103 Дж/кг — энтальпия пароконденсатной смеси на входе в участок;
= 2778,5 Дж/кг; ||ас н= 763,3 ♦ 103 Дж/кг — энтальпии пара и воды на линии насыщения при = ^ „= 180 °C и рп= pu l= 1 • 106 Па (см. таблицы для воды и водяного пара).
8.	Определяем х* по (8.53):
х _ 1..К -1,,.„ае.к	2222,1 • 103 - 719,3-103 _„ ???
*п.1<ас.к “ *в.пас.к	2049,5*10*
где ^|.нас.к= 2768,9 • 103 Дж/кг, i„ Iiac.K= 719,3 • 103 Дж/кг -энтальпии пара и воды на линии насыщения при = tll к= 170 °C и Д = Д1К= 0,79 • 10е Па (см. таблицы для воды и водяного пара).
9.	Находим изменение энтальпии мазута по (8.49):
Д!м =ё^Г(?,н-9о,'Х| = юТГТ(1°7,85- 57.03) 730 =
= 1940 Дж/кг.
10. Рассчитываем к по (8.54):
1940+2025,05*115 1lr,Qftor
-------------------= 11 э,Уо С,
2025,05
где значение с^= 2025,05 Дж/(кг • К) определялось при
/М=115°С, а значениями	—^41 + —
Рм.к t Рм.к dt ,
Рмк~Рмп^Р
’ 2—-—г- можно пренебречь.
Рм.к
11.	Вычисляем тепловые потоки qK, ^к, ^1к, на выходе из участка, используя расчетный блок I (см. § 8.4) и полагая при этом /м к, /„= ^к, р},= Д1К, х = v
11.1.	Задаемся в первом приближении значением температуры воздуха под кожухом:
^к= 149,6 °C.
11.2.	Находим удельное количество теплоты qK, отдаваемое паровыми спутниками в воздух под кожухом.
Задаемся начальным значением температуры стенки парового спутника:
l =169 °C.
Так как (|< ^lJwce 170 °C при рп к= 0,79 • 106 Па, то пар в паровых спутниках конденсируется и для вычисления коэффициента теплоотдачи а11 от пара или пароконденсатной смеси к стенке парового спутника используем формулу (8.66):
где
Z ч(),25
а(, = 0,021—— Re”’8 Рг“*43
^*гв.ст J
=0,021^5• 189750,8  1,05"’43 = 963,13 Вт/(м2  К), 0,04	'
х~ х*~ 0,733;
Ren=^-
4-0,097
3,14-0,04-162,8-10ч;
=18975;
_ IV/,в 162,8-10-6-4380 Рг =-----— =
“ X, 0,679
Ргв.ег“Ргв:
489
с/„=4,38-103Дж/(кг-К),р1= 897,3 кг/м3А, = 0,679 Вт/(м-К), ц„=162,8-10_<’ Па-с, pllllJC= -1.122 кг/м3 —теплофизические свойства воды и пара на линии насыщения при (it к= 170 °C ири к- 0,79-10ь Па (см. таблицы для воды и водяного пара); £ — поправка, зависящая от материала труб (е= 1,14 для стальных труб).
Определяем коэффициент теплоотдачи от стенок парового спутника в воздух под кожухом по табл. 8.26:
а„.ст.,к= 21,57 Вт/(м2 • К).
Рассчитываем коэффициент теплопередачи от пара в паровых спутниках в воздух под кожухом по (8.69):
Ъ =_______________1
2л.,( ст ^п,Н
=------i-------ГТО045-----------i-----= °’968 Вт/(мК).
----------+-----In-----+----------- 13881 0,04 2-40 0,04 21,57-0,045
j____
11 k^l
где X1(cr= 40 Bt/(m • K) (cm. n. 1.2).
Уточняем значение температуры стенки паровых спутников по (8.70):
«н^нв	13881 0,04
Вычисляем относительную погрешность расчета температуры стенки парового спутника:
л ~
169,96-169
169
= 0,0003.

Так как Е,С|.Л1< 0,1, то значения А,, и ^.Г1| считаем окончательными.
Находим удельное количество теплоты, переданное от пара в воздушное пространство под кожухом, по (8.72):
Vh я( V zh.k ) = 2 •0,968 • 3,14(170 -149,6) = 124,01 Вт/м.
11.3.	Рассчитываем удельное количество теплоты д1к, переданное от воздуха под кожухом мазуту в мазутонро-воде.
Задаемся значением температуры стенки мазутопровода в области, обогреваемой паровыми спутниками: «сг^ПГ-С.
Определяем коэффициент теплоотдачи ап КЛТМ от воздуха под кожухом к стенке мазутопровода экстраполяцией данных табл. 8.27:
«.,ж.о.м= 14.81 Вт/(м2- К).
Находим коэффициент теплоотдачи астм от стенок трубопровода к мазуту в нем.
Вычисляем число ReM по формуле
4-19,12
= 12657,

3,14 0,1-26,18-10“*’-735,08
где рм, vM рассчитываются по (5.99) и (5.104) при /м= 116 °C:
рм = [0,881-0,00304(ZM -68)] -IO3 =
= [0,881-0,00304(116 - 58)]-10я = 735,08 кг/м3;
vM =|ехр1()(ехри,[9,855 - 3,7451g(ZM +273)])-0,8] UT8 = = | exp1()(exp|0 [9,855-3,7451g( 116+ 273) J) - 0,8] • 10’11 = = 26,18 IO41 m2/c.
Так как Re > 104, то для определения atTM воспользусм-ся формулой (8.75), справедливой для турбулентного режима течения:
а(.., м = 0,021-^-Re1’;8 Рг“лз ()	=
(PrM.cJ
= 0,021^1^ 12 657"-к.282,750,43  ( 282,7-1	=
0,1	272,45)
= 634,01 Вт/(м2К),
где
„ vMc/)MpM	16.18-Ю"11-2027,56-735,08 00(, _с
Рг,, = —г-----=--------------------------= 282,75;
К	0,138
_ у.мл.<АмРм.7 _ 25,3 Ю4' -2030,07 732,04 _
Хмс,-	0,138
Рм.т- сь»' с1>»л.т \м- \м.<т. VM.CT находятся по формулам (5.97), (5.99), (5.101) и (5.104):
Рмс. =[0,881-0,003040,.,-68)]-10я =
= [0,881-0,00304(117-68)] 103 =732,04 кг/м3;
с/лм= 1736,4+2,5 lfM= 1736,4 + 2,51 • 116 = 2027,56 Дж/(кг-К);
мег =1736,4+2.5П„„ =1736,4 + 2,51-117 = 2030,07 Дж/(кгК);
Хм= 0.158 -0,0002093(1м- 20) = 0,158 -0,0002093х х(116 - 20) = 0,138 Вт/(м-К);
Хм ,.т =0,158 -0,00020930 „ „ - 20) = 0,158 - 0,0002093х х(117- 20) = 0,138 Вт/(м-К);
v>, tl.=[explu(expll([9,855- 3,7451g(/tn.„+ 273)] )-0,8]- 104i = = [ехрш(ехр10 [9,855 - 3,7451g(l 17 + 273)]) - 0,8] • 10~6 =
= 25,3 10-° м2 /с.
Определяем коэффициент теплопередачи от воздуха под кожухом к мазуту в трубопроводе по (8.77):
®СТ.М^М.В 2А.мх-г ^М.О ®в.к.сг.м^м.н 1
1	1 , 0,108	1
634,01-0,1 2-40	0,1	14,81 0,108
= 1,558 Вт/(м-К),
где С1.= 40 Вт/(м • К) (см. п. 1.3).
Уточняем значение ZtTU по (8.78):
f Л,М(1В.КЧМ) 1,558(149.6-116)^
440
Находим относительную погрешность расчета /С| П :
Уточняем значение температур ]И и ^IJl2 по (8.86):
E-l CT.U	^ег.в ^ст.в <-Г.В	=	116,8-116 116	= 0,002.
0.381(149,6-(-32)) _	01 (,с>
14 0,317	* ’
Так как £/гти<0,1, то значения и считаются окончательными.
Определяем удельное количество теплоты, переданное от воздуха под кожухом трубопроводу с мазутом, по (8.80):
?1к =	-Q = 1 • 1.558 1,642(149,6-116) =
= 85,96 Вт/м,
где р/2= 1,642.
11.4 Вычисляем удельное количество теплоты пе‘ редаваемое от воздуха под кожухом в окружающую среду в области паровых спутников.
Пусть температура окружающей среды в области паровых спутников
^,= („ = -32 °C.
Задаемся в первом приближении значениями температур изоляции стенок со стороны паровых спутников и со стороны среды, окружающей паровые спутники:
С.1 = 134 "Си,;,,. = -26 "С.
Находим среднюю температуру изоляции в области паровых спутников по формуле (8.83):
С. =0,5(/„„1 + /„.„2) = 0,5(134-26) = 54 "С.
Определяем теплопроводность изоляционного материала при £ul согласно табл. 8.30:
\1П = 0,06 + 0,0002^=0,06 + 0,0002-54 = 0,07 Вт/(м К).
Пусть коэффициент теплоотдачи а11К и [247] от воздуха под кожухом к изоляции
а„.к.„= 14 Вт/(м'< К).
Выбираем коэффициент теплоотдачи аи о н от изоляции в области паровых спутников в окружающую среду при скорости ветра w = 5 м/с по табл. 8.31:
ано, = 20,93 Вт/(м2- К).
Рассчитываем коэффициент теплопередачи /?11О от воздушного пространства под кожухом в окружающую среду в области паровых спутников по (8.85):
0,381(149,6-(-32)) _ 25fJ „с 20,93 0,547
Находим погрешности расчета /Н ]|| н ги112:
H.lll
| 25 926 26)| = 0’003-
1134,01-1341
I 134	|
= 0,00007;
Так как Е.и ,,, и е.м 119< 0,1, то значения 4И и Л, Г19 счита-
I И.Ill	I H.lli r г	И.ill	11* LIZ.
ются окончательными.
Определяем удельное количество теплоты, переданное от воздуха под кожухом в окружающую среду в области паровых спутников, по формуле (8.88):
1.257,,.,А, „(г,,,) = 1,25• 0,381 0,432х х(149,6-(-32)) = 37,36 Вт/м.
11.5. Уточняем значение кно (8.89):
?1к+|72к = 170-85'9б + 37|3б = 149,71 °C.
Lnn 0,968 2 3,14
Находим относительную погрешность расчета /11К по формуле (8.90):
£z
U.K
149,71-149,6
149,6
= 0,00074.
1	, М ,	1
^н.к.и fn.nl ^н.и/н.п
	.	0,07*1 --------i-------0'381	К>‘
14 • 0,317 + 0,07  0,432 20,93 • 0,547
где/ип1= 0,317 м,Дп= 0,432 м, fn tl2= 0,547 м и коэффициент ср = 1 определялись ранее (см. п. 1.4).
Так как Е,|1К< 0,1, то значения fa к и </к, </1к, (]2к считаем окончательными.
11.6. Определяем удельное количество теплоты <?Ок, передаваемое от мазута в окружающую среду через стенки мазутопровода и изоляцию.
Принимаем среднюю температуру окружающей среды в области мазутопровода
= -32 "С.
Задаемся значениями температур стенок изоляции со стороны мазутопровода и окружающей среды |2:
Ги т1 = 115 ”С; гнт2 =-21 "С.
Находим среднюю температуру изоляции по формуле (8.93):
7-. = 0,5(«иг1 +/„л,) = 0,5(115-21) = 47 "С.
Рассчитываем теплопроводность изоляционного материала при £и/г согласно табл. 8.30:
т = 0,06 + 0,0002^ т =0,06 + 0,002 • 47 = 0,07 Вт/(м К).
Определяем коэффициент теплоотдачи от изоляции в окружающую среду по табл. 8.31 при скорости ветра w = 5 м/с:
441
а11от= 20,93 Вт/(м2- К).
Вычисляем коэффициент теплопередачи от мазута в окружающую среду через стенки трубопровода и изоляцию по формуле (8.95):
___1 -----------+-----ln-У-Н -I-ln_*LU---------+ ^М.СТ^.М.В 2ХМхт ^M.u ^M.l 4и.11
1
1	“1	1 . 0,108
_|------------------------------1---1 и-----ь
«йотами+5и.)	634,01-0,1 2-40	0,1
1 , 0,108 +0,07	1
ч-------In------------1---------------—
2-0,07	0,108	20,93(0,108+0,07)
= 0,259 Вт/(мК),
где коэффициент ф=1 определялся ранее (см. п. 1.6);
Хмст= 40 Вт/(м • К).
Уточняем значения температур /и/г, и /и г2 по (8.96):
/	_ /	_______т о ^о.т )_________
‘и.11 .М ,
I —’—+-г^—1п— |
2ЛМ>С1. ^м.П J
= 116------0.259(1164-32))	54 (>С;
(	1	1 , 0,108 Y
I 634,01 0,1 2’40	0,1 I
t'	. ^мтА *от)
ИТ'2 "Т аи.т.о(^м.п+6И.|)
_ 32 , 0,259(1164-32))
20,93(0,108+0,07)
Находим погрешности расчета температур <и1| и <ит2 по (8.97):
И.Т1 “	^И.т1	^И.т1 ^и.т!	1115,4-115 [	115	= 0,0035;
Ct2 4.J -21,7+21
Так как £( ит1 и е/и>г2< 0,1, то значения Ги т1 и ги т2 считаются окончательными.
Определяем удельное количество теплоты, переданное от мазута в окружающую среду через изоляцию, по (8.98):
?ок =*м.тл)|«м-«„.т)=0,259 1,498(116-(-32)) = 57,42 Вт/м.
где а/2 = 1,498.
12,	Рассчитываем плотность смеси на выходе из участка по (8.53):
Р,,к *«	। 1~*« 0.733 । 1-0,733 5,61 КГ/М ’
Раиаск + Р».к 4,122 + 897,3
Где Рп.нас.к= 4,122 кг/м3, рвк= 897,3 кг/м3 — плотности пара и воды на линии насыщения при tn= 1П к= 170 °C, а рп= рюк= 0,79 • 10ь Па (см. таблицы для воды и водяно-
8 0,0972 0,5
3,142 0,04г’
го пара); хк= 0,733 — степень сухости на выходе из участка.
13.	Уточняем значение падения давления на малом участке на единицу длины:
=	0,5 f к L --
А ^П.В P1I.11 Рц.К J
f 0,02 0,02	.
х ----+----- =-277,465 Па/м.
( 5,157 5,61 J	'
14.	Вычисляем уточненную длину соответствующую перепаду давлений на участке Д/>/:
,	др; -0,211-10"
Л =---;---=----------= 760 М.
Д/Г/Zj -277,465
15.	Уточняем значение энтальпии пара на выходе из участка по формуле (8.49):
, =,	,778.5 10._«(1«.»67124.M)x
0,097-2
•н.к н.п	_
*760 = 2246-10я Дж/кг,
где /и11= 2778,5 • 10я Дж/кг — энтальпия парокопденсат-ной смеси на входе в участок (см. п. 7).
16. Уточняем значение х* по формуле (8.53):
. ,	,2Ж.710.-71<1.3 10'-0745
и.пас.к	в.нас.к
2049,5 10
где «н пас.»” 2768,9 • 10 я Дж/кг,	719,3 • 10я Дж/кг -
энтальпии пара и воды на линии насыщения при
Г ‘„„г 170 "С и р, ,= р„,,= 0,79.10°Па (см. п. 8).
17.	Уточняем изменение энтальпии мазута по (8.49):
Д’	°’5 /	47	°’5
=7---(?>., +71К -%.. -?0кХ1 =	,„ X
С»мПм	19,1/1
х(107,85+ 85,96-57,03-57,42)-760= 1577 Дж/кг.
18. Уточняем значение к по формуле (8.54):
дг- _Рм.к-Рм.иГ1+273^Р Y с t о	о Э/ z
I _	гм.к	V ГМК )	_
с , (Рм.к Рм.п) др
"" pIk dz
1S7742025:05.115_11
2025,05
где Сдм определялось ранее при 115 °C (см. п. 1.3), а
значениями	—EiLU.fi+-?Z5.^£. 1 и к Р-м 11
Р.М.К ( Рм.к )	р;.к
можно пренебречь.
19. Находим падение давления в мазутопроводе по всей его длине по формуле (8.49):
Ь =Ъ	£^3 7 10» 819’122 °’5 °’03 -
А..К Рм... K2rf5opMiib Л>/	3.142-0,15 738,12
= 0,3 Па-106,
где при ReM= 12 784, значение определялось по формуле
442
^м=^ = ^4	()3
ReJ'2'1 12 784'2'’
Переходим к участку, па котором происходит падение температуры пара от /н, = 170 °C до Zu к= 160 °C. Поступая аналогично, можно рассчитать весь длинный участок.
Для самого последнего и короткого участка расчет производится аналогично тому, как это будет описано ниже (см. расчет коротких участков Черепетской ГРЭС и котельной «Савиново»).
Приведем лишь конечные результаты вычислений для участка L ~ 2900 м:
130 "С;
/>„,= 0,27- 10° Па;
хк= 0,296;
/чк= 116 °C;
ри к= 0,3 • 10г> Па;
Q = L?>Z>= 310 322 Вт;
Qi =ХЫ = 205 615,68 Вт;
Оо =XW. =166868,57 Вт;
0.2	=105161,488 Вт;
где
?’ = 0,5(9;,1 + 9,к);
?i, =0'5(?hii +?!.,,):
9о. =°>5<9о... +?о.к);
fe =0,5(fe„ +92,к).
Если в результате проведенных расчетов значения рп к или рм к оказались меньше допустимых, то следует уменьшить скорость движения пара или мазута за счет снижения их расхода или увеличения диаметров трубопроводов. Когда в результате расчетов неудовлетворительными оказались значения /н к или £м к, то следует пересмотреть исходные данные с целью увеличения
или уменьшения площади теплопередающих поверхностей или толщины изоляции.
20. Определяем тепловой КПД мазутопровода:
Пт
Q, _ 20 5615,68 ~Q~ 310322
= 0,66.
Для участка №3 были проведены аналогичные расчеты для летнего периода эксплуатации. Подобные расчеты были выполнены и для всех остальных участков системы мазутопроводов НКТЭЦ-1 как для зимнего, так и для летнего периодов. Все результаты расчетов сведены в табл. 11.9.
Результаты теплового анализа теплотсхнологической схемы резервного мазутного хозяйства электростанции со снабжением мазутом по трубопроводу (Нижнекамская ТЭЦ-1) по основным группам оборудования и в целом по мазутному хозяйству сведены в табл. 11.10.
Растопочное мазутное хозяйство электростанции, работающей на угле. В качестве примера рассмотрим мазутное хозяйство Черепетской ГРЭС, теплотехнологические схемы которой по мазутному и парокондепсатно-
Таблица 11.9. Количество потребляемой теплоты и тепловая эффективность системы мазутопроводов Нижнекамской ТЭЦ-1
Номер участка	Количество подводимой теплоты, Вт		Тепловой КПД П,-	
	Зимний период	Летний период	Зимний период	Летний период
1	9190	4264	0,69	0,72
2	27 525	12 386	0,68	0,71
3	32 9773	213 033	0,66	0,69
4	53 1860	255 292	0,64	0,66
5	32 182	13 992	0,68	0,70
В целом по системе мазутопроводов с паровыми спутниками	0,93110"	0,499-10"	0,67	0,71
Таблица 11.10. Количество и доля потребляемой теплоты, тепловая эффективность основных видов оборудования резервного мазутного хозяйства электростанции с трубопроводным снабжением мазутом (Нижнекамская ТЭЦ-1)
Вид оборудования	Количество потребляемой теплоты, Вт		Тепловой КПД Г|г		Доля потребляемой теплоты, %	
	Зимний период	Летний период	Зимний период	Летний период	Зимний период	Летний период
Резервуарный парк	2,02 • 10"	1,305 10"	0,88	0,90	4,6	3,1
Подогреватели мазута	40,943 • 10"	40,943 • 10"	0,97	0,97	93,3	95,8
Система мазутопроводов с паровыми спутниками	0,931 • 10"	0,499  10"	0,67	0,71	2,1	1,1
В целом по мазутному хозяйству	43,894  10"	42,747 • 10"	0,81	0,83	100	100
443
му трактам приведены на рис. 11.5 и 11.6 [254, 258]. В § 11.2 дано описание этих схем и оборудования.
Следует отметить, что мазут на этой станции используется для растопки и подсвечивания факела в топках котлов. При проведении теплового анализа будем выделять на Черепетской ГРЭС четыре комплекса оборудования: систему оборудования для проведения сливных операций из вагонов-цистерн, резервуарный парк мазутного хозяйства, парк теплообменников — подогревателей мазута и систему мазутопроводов с паровыми спутниками.
Рассмотрим тепловой анализ системы оборудования для проведения сливных операг^ий мазута из вагонов-цистерн.
Приведем необходимые для расчета данные:
грузоподъемность цистерн Gn= 60 000 кг; геометрические размеры цистерн: диаметр d = 2,8 м; объем V- 61,2 м3; длина 1= 10,3 м;
площадь поверхности охлаждения F = 93 м2;
число цистерн пц= 10 шт;
температура мазута при заливе его в цистерну' /п= 50 °C;
конечная температура мазута, до которой необходимо его нагреть в цистерне, /<>м= 60 °C;
температура окружающего воздуха 1п= -27 °C;
продолжительность подогрева мазута в цистерне т = = 8 ч = 28 800 с;
длительность доставки мазута в котельную т0= 2 сут = = 48 ч = 172 800 с;
параметры греющего пара: температура f,= 180 °C; давление рп= 1-10° Па; степень сухости х - 1.
1.	Определяем температуру мазута в момент его доставки на место слива.
Предварительно принимаем удельную теплоемкость мазута г?м= 2,09 кДж/(кг • К) [44, 56].
Задаемся значением коэффициента теплопередачи от мазута в воздух через стенки цистерн k = 8,141 Вт/(м2- К) [44,56].
Определяем показатель (темп) охлаждения мазута т по (5.87):
Fkx 93-8,141 17 2800
т =----=---------------т = 1,1,
Gc^ 56818,1'2,09 10’
о	935 7
где G = G„ — = 60 000	’ = 56 818,1 кг - масса мазута в
1 рв	988,1	7
цистерне, найденная по ее грузоподъемности Gn и плотностям мазута рм и воды рн при температуре залива мазута в цистерну i,,;
рм = [0,881-0,00304ft, -68)] 10’ =
= [0,881-0,00304(50- 68)]-10’ =935,72 кг/м’
— плотность мазута при tu~ lu=50uC; р„= 988,1 кг/м’ — плотность воды при tu- tu= 50 °C, (см. таблицы для воды).
Рассчитаем вероятную температуру мазута t* по (5.87):
t* =^+G1I-^)/exp(m)=-27 + (50-(-27))/exp(l,l) = -l,3 °C.
2.	Вычисляем среднюю температуру за период подогрева мазута т:
_ liu-tKcxp(-m) t2u-tx _60-(-1,3)ехр (-1,1)
м 1—exp(-m) т	l-exp(-l.l)
-с.
1,1
3.	Определяем количество теплоты, необходимое для разогрева мазута в цистерне от до А2м:
й..>л =^,м('2м -ft) = 56818,1 1824(60-(-l,3))=
= 6352,9-101’ Дж,
где cJ,M рассчитывалось по (5.99) при 34,9 °C;
с//м =1736,4 + 2,51^ =1736,4+2,51 34,9 = 1824 ДжДкгК).
4.	Вычисляем потери теплоты в окружающую среду при I*.
Задаемся значением средней за период подогрева температуры стенки цистерны:
-20 °C.
Находим коэффициент теплоотдачи от мазута в цистерне к стенке при /м и *сг по (5.113):
а1С1. =0,5^.(С,гмР1ч)"”(^Ь!_]	=о,5^5х
Л	[PiucrJ 2,8
3 —31,5 - I =2,007 Вт/ли2 Ку 171263815 J	>
„ V/MPM 27,2110~* 1824-981,62 в1.„1г
где Рг = —=-----=-----------------------= 31431,5;
м Хм	0,155
„	2,8’9,81 0,003-54,9
Gr„ = —:—s-I----------------;-— = 4 790 486,5;
v2	27,212 IO-8
„ VM.er<>MzrpMXT 14,68 1686,2 1148,52
* r„ C T =-7------------------------------
U	°-166
= 171263815;
Ы =T„-ft = 34,9-(-20) = 54,9 "C;
pM =[0,881-0,00304ft —68)1-10’ =
= [0,881-0,00304(34,9 - 68)] 10’ =981,62 кг/м’;
ct, M= 1736,4 + 2,5ft = 1736,4 + 2,51 34,9 = 1824 Дж/(кг К);
Хм=0,158 - 0,0002093 (ft,—20) = 0,158 -0,0002093x
x(34,9 - 20) = 0,155 Вт/(м К);
vM=[exPl(1(exp1() [9,855 - 3,745 lgft+ 273)]) -0.8]  IO’6 = = [expi о (exp10 [9,855 - 3,7451g(34,9 + 273) ]) - 0,8] • 1 O'6 = = 27,21 IO-4 m2/c;
pMt, = [0,881-0,00304(ft -68)]10’ =
= [0,881-0,00304(-20 -68)]10’ =1148,52 кг/м’;
„=] 736,4 + 2,51 ftr=1736,4+2,51 • (-20)=l 686,2 ДжДкгК);
XM tT =0,158-0,0002093ft., -20) = 0,158 -0,0002093x x(-20 - 20) = 0,166 Bt/(m K);
vM.„=[ cxpl0 (exP10[9,855 - 3,7451gft,+ 273) ]) - 0,8] 10^= = [explo(exp1„[9,855-3,7451g(-20+273)])-0,8]10-8 = = 14,68 m2/c.
444
Для того чтобы рассчитать коэффициент теплоотдачи а2сг.в от стенки цистерны в окружающий воздух конвекцией при скорости ветра w = 5 м/с находим число ReH по формуле (5.117):
Re„
wd
5-2,8 11,04-Ю'6 7
= 1268116,
где vu= 11,04 • 10-6 м* 1 2/с (определяется интерполяцией данных табл, 5.9 для tn= -27 °C).
Так как Rcn> 5 • 104 *, то по табл. 5.11 выбираем расчетные коэффициенты: С - 0,023; п = 0,8.
Определяем коэффициент теплоотдачи по формуле (5.118):
а2сг„ = 0,023^-Re"'" = 0,023 °'02224 (1268116)|,н =
= 13,9 Вт/(м2-К).
Вычисляем коэффициент теплоотдачи от стенки цистерны в окружающий воздух с помощью радиации по (5.128), задавшись предварительно значением ест=0,9 (цистерна окрашена в черный цвет):
= 3,17 Вт/(м2-К),
= 0,9 5,67
2,534 -2,464 253-246
где TtT=fCT+ 273.
Уточняем значение температуры стенки цистерны:
__ ^кт^м + (^2ст.м i )^р _ ак.г+а2стп+а3сг
2,007 • 34,9 + (13,9 + 3,17) (-27)
2,007 + 13,9 + 3,17
Считаем точность определения ZCT удовлетворительной.
Находим коэффициент теплопередачи от мазута в воздух:
k-_________-________~__________-_______
1 1 1 1
«кт + «2ст. +«3сг	2,007 + 13,9 + 3,17
= 1,796 Вт/(м2 К).
Определяем тепловые потери в окружающую среду: дп„.= Fk(7M-1„) = 93 • 1,796(34,9 + 27) = 10,339 103 Вт.
5. Рассчитываем расход теплоты в единицу времени:
Олад +	6352,9 10 +10 339.10з=230 93.10Д Вт
7 т 7п<гг 8.3600
6. Вычисляем общее количество теплоты, подводимое с паром к десяти цистернам:
9и6 = 10^ = 10-230,93-103 =2,309 106 Вт.
7. Определяем расход пара на одну цистерну:
_ д ___________________230,93 103_______
r + c/in(t„-t2u) ~ 2015,2 103+4298(180 - 60) “
= 0,091 кг/с,
где г =2015,2 • 103 Дж/кг — теплота конденсации пара при Г, = 180 °C и давлении Д = 1 МПа; с/}а= 0,5(с/П1/ + +	) = 0,5(4417+4179)=4298 Дж/(кг • К) — удельная
теплоемкость воды в диапазоне температур от Г2м до (с/ли и определялись по таблицам для воды).
8. Находим общий расход пара:
СПОД=10СП = 10-0,091=0,91 кг/с.
9. Рассчитываем тепловой КПД системы слива мазута из цистерн:
230,93-103-10,339 103 ру, д	230,93 Ю3
Аналогичные расчеты были проведены для летнего периода в результате которых были получены следующие данные.
1)	Общее количество подводимой с паром к цистернам теплоты в летний период
7об=2 198 695 Вт.
2)	Тепловой КПД системы слива в летний период
Г|т= 0,95.
3)	Общий расход пара
G()6 = 0,89 кг/с.
Тепловой анализ резервуарного парка. На Черепетской ГРЭС используются резервуары следующего типа:
один наземный металлический вертикальный цилиндрический со сферическим покрытием объемом V= 10 000 м3;
два наземных металлических вертикальных цилиндрических со щитовой кровлей объемом V= 2000 м3;
один подземный железобетонный вертикальный цилиндрический со щитовой кровлей объемом V- 1000 м3;
два подземных железобетонных вертикальных цилиндрических со щитовой кровлей объемом V= 500 м3;
два подземных железобетонных вертикальных цилиндрических со щитовой кровлей объемом V~ 100 м3.
Рассмотрим подземный железобетонный вертикальный цилиндрический резервуар объемом V= 1000 м3 со щитовой кровлей.
Приведем основные данные (см. § 5.2), необходимые для теплового расчета резервуара:
—	марка мазута — М100;
—	геометрические характеристики резервуара: диаметр d= 18 м; высота стенок Лсг= 5,34 м; толщина железобетонных стенок 81сг= 0,15 м; объем У= 1000 м3;
—	высота слоя мазута в резервуаре Лп= 4,84 м;
—	температура мазута при заливе его в резервуар г, ,= 60 °C;
—	время хранения мазута в резервуаре т(.= 5 сут;
—	масса мазута в резервуаре G= 1 120 067 кг;
—	конечная температура мазута, до которой необходимо нагреть его в резервуаре 42м= 70 °C;
445
—	глубина расположения днища резервуара А,= 6,34 м.
Для проведения теплового анализа одного подземного железобетонного резервуара хранения объемом V= 1000 м3 производим (см. § 5.2) следующую последовательность расчетов:
I. Определяем характерные площади поверхности вертикального цилиндрического резервуара с плоским покрытием по формулам (5.1), (5.4), (5.9), (5.11), (5.15), (5.19), (5.23), (5.69) - (5.71), (5.73):
Гл«Ы2/4 = 3,14. 182/4 = 254,34 м2; Fu= л</2/4 = = 3,14 • 182/4 = 254,34 м2; FCT= ndhc.= 3,14 • 18  5,34 = = 301,82 м2; FtTM1.= л^Ан = 3,14 • 18-4,84 = 273,57 м2; FtT.M.B = 0 м2; F^rn i. = nd(hCT- Au) = 3,14 • 18(5,34 - 4,84) = = 28,26 м2; FCTrnB=0; FCTl.= nrfACT =3,14-18-5,34 = 301,82 м2; Fr = y;iF + Fcrt+ v„Fu = 1 • 254,34+301,82+1 X X 254,34 = 810,5 m2; F = Fa+ F. + Fu= 254,34 + 301,82 + + 254,34 = 810,5 m2; Fb = F- Fr= 0.
II. Вычисляем вероятную температуру мазута I* при хранении его в резервуаре в течение т = 5 сут = 43 2000 с.
1.	Находим температуру окружающей среды по (5.75) и (5.77) для зимнего периода работы (t№- -32 °C):
= (К + (1 - фув = 1^ + (1 - 1К = £ = 10,44 °C,
„„ Т - °’5<гг(/гл) + /г(Лл “Л<.-Жт +' (Лд)^ +Z. (Лл -\т)Л, _ где
0,5(20,8 + 0,075)301,82 + 20,8-254,34 + 0,075-254,34^ 810,5
= 10,44 °C;
F 810,5 л
<р = — =---= 1;
F 810,5
z, ч zi,6r~zo.8r Л 9	_	_ 2,4-(-0,7)	t
Qg "д + +^О,«Г	^|,6г	Qg 6,34 +
+2(-0,7)-2,4 = 20,8 °C;
'г(Ал-^ )=<L6r~?~(^ " Aer) + 2'0.«r "'..«г =
U,О
2 4-(-0 71
=	08	(б- 34 - 5,34) + 2(—0,7) -2,4 = 0,075 °C;
здесь tx 6l= 2,4 °C; 8г= -0,7 °C определены из табл. 5.8.
2.	Задаемся в первом приближении значением вероятной температуры после периода хранения:
56 °C.
3.	Вычисляем среднюю температуру мазута за период хранения т0= 5сут, учитывая температуру залива мазута в резервуар Z„= 60 °C, по (5.84):
<Т=0.%+<„)=58 °C.
Переходим к выполнению расчетного блока V (см. §5.2) при £=ГМ'.
V. Определяем коэффициент теплопередачи от мазута в резервуаре в окружающую среду при .
1.	Задаемся в первом приближении значением температуры стенки резервуара, омываемой мазутом:
Гсгм= 56,5 °C.
2.	Находим теплофизические характеристики мазута при Т* и ^.1М по формулам (5.97), (5.99), (5.101), (5.104):
рм = [0,881-0,00304(£ -68)J 10* =911,4 кг/м3;
с/1Ы= 1736,4 + 2,51^=1881,98 Дж/(кгК);
Хм= 0,158 - 0,0002093(7м-20)=0,15 Вт/(м • К);
vM =[Cxp10(exp10[9,855-3.7451g(TM + 273) ]) - 0.8J 104’ = = 415,74 1045 м2/с;
рмсг =[0,881 -0,00304(Zvr M -68)]103 =
= 915,96 кг/м’;
=1736,4 + 2,5UCT.M = 1878,22 Дж/(кг-К);
Хмхт=0,158 - 0,0002093(ZtT M-20) = 0,15 Вт/(м K);
vM.„ = [cxpH)(expl0[9,855 - 3,7451g(Zc,.M +273)])-0,8]x xlO4’=461,15 104’ m2/c.
3.	Вычисляем числа PrM, PrMCT, GrM, используя (5.105), (5.107), (5.110):
VmG,mPm
Pr = 2	=4753,95;
XM
PrM CT = УмсгС/'мсгР"Ч = 5284;
GrM = A"g^S~<c™) = 28,958 10й;
VM
n_	0-00304	_nnna 1
_68
2
4.	Так как GrMPrM= 28,958 • 10й • 4753,95 = 1,38 • IO11 > > 10м, то определяем коэффициент теплоотдачи конвекцией от мазута к вертикальной стенке по формуле (5.114):
0,881-0,00304
.0,25
= 21,46 Вт/(м2 К).
5.	Рассчитываем коэффициент теплоотдачи от стенки подземного резервуара в грунт по формуле (5.125):
4Хга0 _	4 1,49-17
°"''1г~ 4Хг+а0(2Ал-Лст)" 4 1,49+17(2-6,34- 5,34) ~
=0,775 Вт/(м2-К),
где а0= 17 Вт/(м2- К) — коэффициент теплоотдачи от поверхности грунта в воздух; Х,= 1,49 Вт/(м • К) - теплопроводность грунта (см. табл. 5.12).
6.	Находим коэффициент теплопередачи от мазута через стенку резервуара по формулам (5.132) и (5.133):
446
b =k =___________-________-_______-__________=
«ст «ст.г j я	i	i 015 i
----+ —— +----- -------+ ——4------ акт Х1сг а2с1 г 21,46 1.55 0,775
= 0,698 Вт/(м2 К),
где Хкт= 1,55 Вт/(м • К) — теплопроводность железобетонных конструкций (см. табл. 5.14); 5 • = 0,15 м — толщина железобетонных стенок резервуара.
7.	Уточняем значение температуры стенки резервуара по(5.135):
^-(^Ч.„.м)=58-^(58-11,39)=56,48,,С, «1СГ.М	21,46
где/о.„.м=0,5(<г(Ал) + Гг(Лл-Ав))=0,5(20,77+2,01) = 11,39 "С — температура среды, окружающей стенки резервуара, омываемые мазутом; здесь
<г(Лл-^.) = -Г~я,НГ(/‘л -А-) + 2'о.вг = U, о
2 4-(-0 7)
=  --——(6,34 - 4,84) + 2 • (-0,7) - 2,4 = 2,01 °C.
8.	Вычисляем относительную погрешность расчета
I ст.м
56,48 - 56,5	= 0,0004.
56,5	
t
9.	Так как е/стм < 0,1, то значения /<стм и ^,тм считаются окончательными.
10.	Принимаем температуру газового пространства <r..= 46,5 "С.
11.	Определяем теплофизические характеристики воздуха в газовом пространстве при /Г1), используя данные табл. 5.9:
Р..Г..Г 1 д кг/м’;
с1005 Дж/(кг-К);
К..,Г '>.0204 Вт/(м  К);
vB 17.752 • 1041 м2/с.
12.	Принимая концентрацию паров мазута в газовом пространстве с=0, получаем теплофизические характеристики смеси воздуха и паров мазута в этом пространстве:
рс= 1,1 кг/м3;
с^ = 1005Дж/(кг • К);
Хс= 0,02704 Вт/(м • К);
vc= 17,752- 10 G м2/с.
13.	Определяем число Рг,.,, по (5.144):
рг ;УеГ,сРс 17,752 •10-6 1005 1,1_06ЭТ
гп Хс	0,02704
14.	Находим высоту газового пространства для вертикальных цилиндрических резервуаров с плоским покрытием по (5.145):
Лг.п=(Лсг-А&) = 5,34~4,84 = 0,5 м.
15.	Задаемся значением температуры покрытия:
1и = 23 °C.
16.	Примем температуру зеркала мазута в резервуаре
t.f = ГМ = 58 °C.
17.	Определяем число Грасгофа в газовом пространстве по (5.152) и (5.153):
Gl. = ^n.gP,«rn-<,.) = 0.53-9,81 0,0032(47 - 23) =
V2	(17,752- 10-6)2
где рс= 0,0032 1/К — температурный коэффициент объемного расширения воздуха.
18.	Так как	2,1 • 10н> 2 • 107, то для вычис-
ления коэффициента теплоотдачи от зеркала мазута в газовое пространство воспользуемся формулой (5.155):
а3 = 1,14^,	= 1,14^/58-46,5 = 2,573 Вт/(м2 К).
19.	При hCT- hu= 5,34 - 4,84 = 0,5 м < 0,1//с|.= 0,534 м теплоотдачей от газового пространства в окружающую среду через стенки резервуара можно пренебречь.
20.	Находим коэффициент теплоотдачи от покрытия резервуара в грунт по (5.213):
«2..,-=--—--------=-----17 1,49------= 1,.37 Вт/(м2- К),
21	Хг+(Лл-/гсг)а„ 1,49+(6,34-5,34) 17	'
где Л,= 1,49 Вт/(м • К) — теплопроводность грунга (см. п. 5).
21.	Рассчитываем эквивалентную теплопроводность газового пространства по (5.214):
= фЛг,п =21,67 • 0,02704 = 0,586 Вт/(м • К),
где
<рк =O,18(GrrllPrrn)0’25 =0,18(2,11O8)0'25 =21,67,
так как GrrllPr,.,= 2,1 • 108> 103.
22.	Определяем коэффициент теплопередачи от газового пространства через покрытие в окружающую среду по (5.222):
S,‘„	1----0.5	о'15	1	°0-5И	К>.
Х1ст	апг	0,586	1,55	1,37
где 61ст= 0,15 м; Хкт= 1,55 Вт/(м • К) (см. п. 6).
23.	Уточняем значение температуры покрытия резервуара по (5.223):
, Vrn/ ч лгг 0,595 0,5
<п =<г.п -/Vn-(<r.n -<и.п) = 46,5-——<-х
0,эоо
х(46,5-0,075) = 22,93 °C,
где to l = Tr(hn - Лсг) = 0,075 °C — температура среды, окружающей покрытие.
24.	Находим относительную погрешность расчета
е( п “		=|22”'2''’
	<п	
447
25.	Так как е/и< 0,1, то значения ZH и А’п будем считать окон чател ьными.
26.	Вычисляем коэффициент теплопередачи от мазута в окружающую среду через газовое пространство по (5.226):
Ч.,, = -у-Ц- = t - j	= 0.483 Вт/(м К).
2,573 + 0,595
27.	Уточняем значение температуры газового пространства по (5.229):
_Т ^г.п(*м ~“*о,г.п)(^п Л-г.г.п )
^г.п	г.
«зЛ,
_5е 0,483 (58 -0,17) (254,34 + 28,26) _ 15 „с
2,573	254,34
где
U = [0,5(гг(Лд -Ли)+/г(Лд -Ает))^.п.г +
+/Г(АЛ -А„)Л,]/(ГСГП.Г + Г„)=[0,5(2,01 + 0,075)28,26 +
+ 0,075 • 254,34]/(28,26 +254,34) = 0,17 "С
— температура среды, окружающей все газовое пространство.
28.	Определяем погрешность вычисления температуры газового пространства по формуле (5.230):
45,94-46,5
46,5
29.	Так как £,rjl< 0,1, то вычисленные значения ц п А,1Н считаются окончательными.
30.	Принимаем температуру дпшца резервуара
/д = 57 °C.
31.	Рассчитываем теплофизические характеристики мазута при температуре днища но формулам (5.97), (5.99), (5.101), (5.101):
рмл =[0,881-0,00304(Гд-68)]103 =914,44 кг/м3;
с/?л = 1736,4 + 2,51<л =1879,47 ДжДкгК);
Хмл =0,158 -0,0002093(<л -20) = 0,15 Вт/(м К);
VMJ,= [ехр|0(схр|0[9,855 - 3,7451g(/A+ 273) ]) - 0,8] • 10-' =
= 445,38 10”” м“/с.
32.	Определяем число Ргмл для мазута при температуре днища, а также число GrM;i с учетом температуры днища по формулам (5.232) и (5.107):
р	= 5Ю3.05;
ft
Gr = d 'д) = 993,03 10”.
vz г м
33.	Находим коэффициент теплоотдачи от мазута в ре-
зервуаре к днищу по формуле (5.233):
-	/	\О,25
a =0,5^(GrMJlPrM)°'-'r>	=6,03 Вт/(м2• К).
34.	Вычисляем коэффициент теплопередачи от мазута в резервуаре в грунт через днище по формуле (5.236):
л 1	5. Ал 1	1	0,15 6,34	1
— +	+ ----------------+ —— + —— + —
ая Ч-.- К ао 1»55 1,49 1 /
= 0,219 Вт/(.м2-К),
где 81ст=0,15 м; Xi(T= 1,55 Вт/(м ♦ К) (см. п. 6); Х,= ~ 1,49 Вт/(м • К) (см. п. 5).
35.	Уточняем значение температуры днища резервуара по (5.237):
ft	= 56,65 "С,
,1
где Год= 1Г(ЬЛ) = 20,77 °C — температура среды, окружающей днище.
36.	Определяем относительную погрешность вычисления температуры днища /д по формуле (5.231):
= 0,006.
37.	Так как Е,д<0,1, то значения Лд и /д будем считать окончательными.
38.	Рассчитываем коэффициент теплопередачи от мазута в резервуаре в окружающую среду по формуле (5.239):
. АС|,(I;., ми + /;., ,,г)(^,-^гм) + клЕл(Ти -<„д)+ .
_^ft-A>)
-» +/+"(* * * 4 5 6 7,"+ft r.n)(/M-<or.n) = 0 ft06 ВтД м2 . К)
Возвращаемся к расчетному блоку II для нахождения вероятной температуры хранения мазута (см. §5.2).
4. Уточняем значение вероятной температуры мазута при хранении его в резервуаре в течение 2 cvt по формуле (5.87):
рм
= 56,005 °C,

где значение определялось по (5.99) при	58 °C; G —
масса мазута в резервуре.
5. Находим относительную погрешность вычисления вероятной температуры 1Х по формуле (5.88):
= 0,00009.
6. Так как £/х < 0,1, то значение убудем считать окончательным.
III. Определяем потери теплоты от мазута в резервуаре в окружающую среду за время нагрева его от до Л?м= 70 °C — конечной температуры мазута в резервуаре.
448
1.	Так как *2м	= 1,31 < 2, то среднюю температуру ма-
зута ТД в резервуаре за время его подогрева от { до 4>м рассчитываем по формуле (5.89):
?м=0,5(Гх-Н2м) = 63 °C.
2.	Принимаем и переходим к расчетному блоку V (см. §5.2).
В результате вычислений, проведенных согласно рас-четному блоку V, получим следующее значение коэффициента теплопередачи от мазута в резервуаре в окружающую среду:
Л "=0,51 Вт/(м2- К).
Возвращаемся к расчетному блоку III для определения потерь теплоты от мазута в резервуаре в окружающую среду во время его подогрева.
3.	Вычисляем потери теплоты в окружающую среду по формуле (5.92):
Уп<л.=АТЙ-40 = 21725,9 Вт.
IV. Определяем количество теплоты, необходимое для подогрева мазута от до но формуле (5.93):
Опод =Gc/,m(<2m-<х) = 29708 10(’ Дж,
где =1894,53 Дж/(кг-К) (находится но формуле (5.99) при 63 °C).
VI. Рассчитываем время, необходимое для подогрева мазута в резервуаре от температуры I* до
Для статических подогревателей мазуга это время определяется по (5.243):
где ^I liat= 2778,5 кДж/кг, iUIia(,= 763,3 кДж/кг —энтальпии пара и воды при tu= 180 °C, Д,=1 • 10ь Па (см. таблицы для водяного пара).
При расчете т учитывалось заданное значение расхода пара GH= 0,19 кг/с.
Для циркуляционного способа подогрева т определяется по формуле (5.262):
Серы . (Gj“Q>)fyMOu —	“ 4))
k F (C|-G2)c/;M(Zu-A2M)-/i F(*2m-0
= 9165 с.
При этом полагали, что G2= 0 кг/с, т.е. мазут из резервуара к другому оборудованию не отводится; подача насоса, транспортирующего мазут из резервуара Gt = = 33,33 кг/с, /,= 115 °C.
VII. Определяем среднее количество теплоты //, передаваемое мазуту в единицу времени в процессе его нагрева от t* до Л2м, по формуле
„ _ Олод , „
Я---— + Япот’
Тогда для статических подогревателей
+ 9по.г = 382 886,7 Вт.
а для циркуляционного способа подогрева
<7 =———+<у(1от = 3263187,98 Вт. т
Так как на Черепетской ГРЭС используется один такой резервуар, то общее количество теплоты
для статических подогревателей
= 382 886,7 Вт,
а для циркуляционного способа подогрева
7()6=7 = 3263187,98 Вт.
VIII. Определяем тепловой КПД резервуара по формуле
_ Опоя _ 7 ~7пот
Я Я
При использовании статических подогревателей
п _?~7П.., 382886,7-21725,9
<;	382886,7	’ ’
а для циркуляционного подогрева мазута
7-Упог _ 3263187,98-21725,9	99
q	3263187,98
Данный расчет резервуара был произведен для зимнего периода работы Черепетской ГРЭС. Результаты расчетов резервуара для летнего периода работы, а также результаты аналогичных расчетов для всех других типов резервуаров представлены в табл. 11.11. Например, работа наземного металлического вертикального цилиндрического резервуара вместимостью 10 000 м3 была проанализирована по методике, изложенной в тепловом анализе резервуарного парка НКТЭЦ-1. Отличие состоит только в том, что характерные температуры зимнего и летнего периодов работы имеют другие значения. Для Черепетской ГРЭС t. = -27 °C и zu= 20 °C, для НКТЭЦ-1 t3= -32 °C и ^= 19 °C. Отличие также состоит в длительности хранения мазута в резервуаре: Т()= 5 сут для Черепетской ГРЭС и т() =2 сут для НКТЭЦ-1.
Аналогично были проведены анализы для наземного резервуара вместимостью V= 2000 м3 и подземных железобетонных резервуаров вместимостью V- 500 и 100 м3.
Количество теплоты, связанное с циркуляционным подогревом мазута в резервуаре, при подведении общего баланса энергии мазутного хозяйства будет отнесено к парку подогревателей мазута.
Тепловой анализ работы парка подогревателей мазута. На Черепетской ГРЭС установлены подогреватели мазута двух марок: ПМ-40-30 (4 шт.) и ПМР-13-120 (2 шт.).
Выше (см. гл. 10) даны расчеты подогревателей мазута подобного типа. Приведем окончательные результаты, необходимые для получения баланса тепловой энергии и оценки эффективности.
Для подогревателей ПМ-40-30:
количество теплоты, отдаваемое паром в мазутоподо-гревателе,
449
Таблица 11.11. Количество потребляемой энергии и тепловая эффективность резервуарного парка Черепетской ГРЭС
Вид, объем V и число резервуаров	Количество подводимой теплоты, Вт		Тепловой КПД Цт	
	Зимний период	Летний период	Зимний период	Летний период
Наземный металлический, V= 10 000 м3, 1 шт.	1 128 064	1 077 889,6	0,93	0,95
Наземный металлический, У= 2000 м3, 2 шт.	926 626	901 980	0,92	0,93
Подземный железобетонный, V* 1000 м3, 1 шт.	382 886	375 856	0,94	0,96
Подземный железобетонный, V= 500 м3, 2 шт.	402 880	399 345	0,98	0,98
Подземный железобетонный, Vs 100 м3, 2 шт.	282 016	279 530	0,97	0,98
В целом по резервуарному парку	3,1 • 106	3,03 • 106	0,95	0,96
7= 1051,2- 103 Вт;
потери теплоты в окружающую среду составляют 3% количества подводимой с паром теплоты, тогда Т)т= 0,97.
общее количество теплоты для четырех подогревателей
7^ = 4 204 800 Вт.
Для подогревателей, ПМР-13-120:
количество теплоты, отдаваемое паром в мазутоподо-гревателе,
7’6505,4 • 10я Вт;
потери теплоты в окружающую среду составляют 3% количества подводимой с паром теплоты, тогда Т|т= 0,97;
общее количество теплоты, подводимое к двум подогревателям,
7= 13 010,8 • 10’ Вт.
Очевидно, что для летнего периода эксплуатации мазутного хозяйства, показатели парка подогревателей мазута меняются незначительно.
Тепловой анализ системы мазутопроводов с паровыми спутниками на Черепетской ГРЭС.
В табл. 11.12 представлены основные данные, необходимые для расчета мазутопроводов с паровыми спутниками.
В качестве конкретного примера рассмотрим участок №7 мазутопровода с паровыми спутниками длиной 360 м.
1.	Определяем удельные тепловые потоки 7Н, 7iu, 70п, q2n на входе в участок, используя расчетный блок I (см. § 8.4) полагая при этом «*= V>,. t, - />,х ~ х;,.
1.1.	Задаемся в первом приближении значением температуры воздуха под кожухом
к= 143,5 °C.
1.2.	Находим удельное количество теплоты 7„, отдаваемое паровыми спутниками в воздух под кожухом.
Задаемся начальным значением температуры стенки парового спутника:
<ст...= 179«С.
Так как ^.1|ас= 180 °C при рп н= 1 • 10ь Па, то пар в паровых спутниках конденсируется и для вычисления коэффициента теплоотдачи ап от пара или пароконденсатной смеси к стенке парового спутника воспользуемся формулой (8.66):
ап=еа0 /1+х[	—1 1=13640 Вт/(м2 К),
У I Рп.нас )
1	( Рг 1
где а0 =0.021<p-^-RefH,sPr^4	=912,38 Вт/(м2 К);
х = х,= 1; коэффициент, корректирующий а0 при Re < 104, определяется по табл. 11.13 (при Re = 8000, ср « 0,98);
Re„ =-1Sl-
’Ч.Л
= 7910;
Рг„ =Ц^=1,003;
Р**В.СТв РГц,
с/А,= 4417Дж/(кг • К), ptt= 886,9 кг/м3, 0,674 Вт/(м • К), Цн=153 - 10"(> Па • с, рп Jiat= 5,157 кг/м3 — теплофизические свойства воды и пара на линии насыщения при К\= *п.н= 180 °C и Д,= рп „= 1 - 10ь Па (см. таблицы для воды и водяного пара); е — поправка, не зависящая от материала труб (е = 1,14 для стальных труб).
Так как расход пара GH неизвестен, то для его определения зададимся скоростью движения пара в паровых спутниках: wl = 12 м/с. В этом случае
Gn=%^pn =0,019 кг/с.
Находим коэффициент теплоотдачи от стенок парового спутника в воздух под кожухом экстраполяцией данных табл. 8.26:
а,.хт.«.к- 23.66 Вт/(м2 • К).
Рассчитываем коэффициент теплопередачи от пара в паровых спутниках в воздух под кожухом по формуле (8.69):
*" 1-	1 Ч.--------------i--------0.S89 Вт/(М'К),
-------4-------111	4-------------
2Хпхт б/пв ®П.СТ.1».К^11.11
где Хп ст= 46,5 Вт/(м • К) — теплопроводность материала стенки паропровода (см. табл. 5.14).
450
Таблица 11.12. Основные характеристики системы мазутопроводов с паровыми спутниками на Черепетской ГРЭС
Показатель	Номер участка												
	1-й	2-й	3-й	4-й	5-й	6-й	7-й	8-й	9-й	10-й	11-й	12-й	13-й
<М.,Р°С	70	115	110	70	115		ПО	70	115		70	115	70
Ам.. Па	0,176-10”	3,310*’	2-10"	0,142-10"	2,2-10"		3,1-10"	0,19-10"	0,43-10"		0,197-10"	0,55-10"	0,178-10"
G«- кг/с	8,33							33,33			8,33		
°C	180												
А1.н» Па	1-10"												
L, м	30	300	330	30	300	30	360	30	60	50			30
4.,в> м	0,02												
м	0,025												
4.».м	0,15	0,1		0,205	0,15	0,259	0,1	0,205	0,259		0,205	0,259	0,1
4-,... м	0,159	0,108		0,219	0,159	0,273	0,108	0,219	0,273		0,219	0,273	0,108
Пп	1												
	1												
8иэ,м	0,07												
Конструкция кожуха	С естественным углом обогрева												
Уточняем значение температуры стенки парового спутника по формуле (8.70):
<т.п=<п-—= 179,92 "С.
С^П^П.В
Вычисляем относительную погрешность расчета температуры стенки парового спутника по формуле (8.71):
= 0,005.
Так как £/стп< 0,1, то значения klt и ftTll считаются окончательными.
Определяем удельное количество теплоты, переданное от пара в воздушное пространство под кожухом, по формуле (8.72):
7н=пПАпЛ0П-‘».к) = 66-77 Вт/м'
1.3.	Находим удельное количество теплоты ^1и, передаваемое от воздуха под кожухом мазуту в мазутопроводе.
Задаемся значением температуры стенки мазутопровода в области, обогреваемой паровыми спутниками:
'ет.»= И2 °C.
Определяем коэффициент теплоотдачи от воздуха под кожухом к стенке мазутопровода, экстраполируя данные табл. 8.27:
а0.к.ст.м= 15,25 Вт/(м2 - К).
Для вычисления коэффициента теплоотдачи астм от стенок трубопровода к мазуту в нем находим число ReM по формуле
ReM =—— = 4392,
Я^М.вРм^м
где рм, vM рассчитываются по (5.97), (5.104):
рм = [0,881-0,00304(гм -68)] 10 s =753,32 кг/мЛ;
vM =[exp10(expI0[9,855-3.7451g(iM+273)])-0,8]-10’6 =
= 32,07 10-6 м2/с.
Так как 2200 < Re < 104, то воспользуемся формулой (8.76), справедливой для переходного режима течения:
асг м = Ф—0,021 Re^H Рг<ш d	I Рг	I
**м.в	I* жм.сг /
= 0,8^^%,021(4392)"'н (349,78)°‘*4 [ 349,78 1	=
0,1	^325,21 J
= 242,21 Вт/(м2-К),
где Ргм = Vm<~/,mPm =349,78;
Хм
Ргмхт = b<^rPJ!5T = 325,21;
^м.ст
Рм.ст. «),«• с/,м ст. Ке VM.o определяются по формулам (5.97), (5.99), (5.101), (5.104):
Рмст =[0,881-0,00304(1сгв-68)] 10s =747,24 кг/м’;
c/)M=1736,4+ 2,5hM=2012,5 Дж/(кг-К);
ср „= 1736,4 + 2,51гст „= 2017,52 Дж/(кг • К);
Хм =0,158-0,0002093(tM-20)=0,139 Вт/(м К);
=0,158 - 0,0002093(фго-20) = 0,1387 Вт/(м-К);
451
Таблица 11.13. Поправочный коэффициент ф для переходного режима течения в зависимости от Re
Re	2200	2300	2500	3000	3500	4000	5000	6000	7000	8000	9000
Ф	0,22	0,35	0,45	0,59	0,7	0,76	0,86	0,91	0,96	0,98	0,99
vMtT=[exP|0(exp10[9,855 - 3,7451g(/cq,,+ 273) ]) - 0,8]  10ч’= = 29,92-Ю"4' мi 2/с;
ф = 0,8 находится интерполяцией данных табл. 11.13.
Рассчитываем коэффициент теплопередачи от воздуха под кожухом к мазуту в трубопроводе по формуле (8.77):
i-------г+т----------1—=1И	'<>
-------к — In —'—“ +  ------- ®ст..м^м.в ^^м.ст ^.ч.п ^и.к.ст.м^м.н
где \мхт=46,5 Вт/(м • К) — теплопроводность материала стенки мазутопровода (см. табл. 5.14).
Уточняем значение /ег11 по формуле (8.78):
<-г.. = гм+<‘"м(<"к <ц) =111.4 °C. г.м^.м.о
Определяем относительную погрешность расчета fci n по формуле (8.79):
I СЕВ
/ -/	1
сг»	1 = 0,005.
<сг.П |
Так как Е/СТЛ1<0,1, то значения и /СТЛ| считаются окончательными.
Вычисляем удельное количество теплоты, переданное от воздуха под кожухом мазуту в трубопроводе по формуле (8.80):
<Zii>= п>Л.м	= 56.23 Вт/м,
где Р — угол (см. табл. 8.28);
Р <(I,-J11H-0,02	0,108-0,025-0,02 ,
- = arccos м и • || Н—'— = arccos—---------— = 1,077.
2	0,108 + 0,025
1.4. Находим удельное количество теплоты q2lt, переданное от воздуха под кожухом в окружающую среду в области паровых спутников.
Принимаем температуру окружающей среды в области паровых спутников
/.„ = /„=-27 °C.
Задаемся в первом приближении значениями температур стенок изоляции со стороны паровых спутников и со стороны среды, окружающей паровые спутники:
<И1.Г 128 °C;
<И„2=-22°С.
Рассчитываем среднюю температуру изоляции в области паровых спутников по формуле (8.83):
<1.п=0.5('1,.п1+'и.п2) = 53 °C.
Определяем теплопроводность изоляционного материала при п (см. табл. 8.30) по формуле
\(1 =0,06+ 0,0002^, п =0,07 Вт/(м-К).
Принимаем коэффициент теплоотдачи от воздуха под кожухом к изоляции [247]:
14 Вт/(м2- К).
Выбираем коэффициент теплоотдачи от изоляции в области паровых спутников в окружающую среду при скорости ветра w = 5 м/с по табл. 8.31:
а)1()11= 20,93 Вт/(м2 • К).
11аходим коэффициент теплопередачи от воздушного пространства под кожухом в окружающую среду в области паровых спутников по формуле (8.85):
/<„„ =---j-------!------------------= 0,212 Вт/(м-К),
----------1- -—^4=-1---------
®М.К.и/и.п1 ^И-пТи П ^И.О.п/|1.п2
где
/п.п1= |к,.+ 0,02) + 2m = 1,077(0,025 + 0,02) + 2 0,059 =
= 0,166 м:
А,.2=|«,.+25из+0,02)+2т =
= 1,077(0,025 + 2 0,07 + 0,02)+2  0,059 = 0,317 м;
Ап =0.5(/,.п| +/,1п2)=0,5(0,166+0,317) = 0,242 м;
m =	-0,01)/.,, +0,01) =
= 7(0,108 - 0,01) (0,025 + 0,01) = 0,059 м;
<р=1,так как -1п2	<2.
/ii.ni 0.1651
Уточняем значения температур /пл|1 и /ИЛ12 по (8.8G):
<.,.1=<,.к-Й',',(<1,к7<>п) = 128.31 °C;
/И.п1
4п2 =Л,.п+А|,о(<"к~/п) =-21,54 °C.
^и.о.п ’ /и.п2
Определяем погрешности вычисления £ип1 и /И1|2 по (8.87):
	^Ц.п!	*И.п1	= 0,002;	и.п2 ~	^и.п2	^и.п‘2	= 0,021
и.п! “	^И.п1			^и.п2	
452
Так как ЕП1111 и еМ11|2< 0,1, то значения ГИЛ|1 и /и п2 считаются окончательными.
Находим удельное количество теплоты, переданное от воздуха под кожухом в окружающее пространство в области паровых спутников, по формуле (8.88):
Чгп=	=10.96 Вт/М-
1.5.	Уточняем значение ZII K по формуле (8.89):
Уточняем значения температур т1 и ^1т2 по (8.96):
<lrl = tM-Лм.т.о(<м <(,.т)-- = 108,51 ”С;
(------+ -J—1
\ ам.сАл ^м.ст Чн.и J
<>Т2 =«от + *>,то('м <7) = -17,5 °C. ан.о г(^м.|1+^из)
С=<п-?11‘+?2"=143>67 ”с-
Vn71
Рассчитываем относительную погрешность вычисления к по (8.90):
= 0,0016.
Так как Е/Вк< 0,1, то значения и qn, qhlt q^ считаем окончательными.
1.6.	Определяем удельное количество теплоты ^Он, передаваемое от мазута в окружающую среду через стенки мазутопровода и изоляцию.
Принимаем среднюю температуру окружающей среды в области мазутопровода
т= („=-27 ”С.
Задаемся значениями температур изоляции стенок со стороны мазутопровода ^1т1 и со стороны окружающей сРеДЫ *ит2:
С,1“ 108 ”С; г' т2=-18 “С.
Находим среднюю температуру изоляции по (8.93):
4,.т=0.5(/и,1+«и.т2) = 45 "С.
Рассчитываем теплопроводность изоляционного материала при £ т (см. табл. 8.30) по формуле
Хи.г= 0,06+0,0002^ т =0,07 Вт/(м К).
Определяем коэффициент теплоотдачи от изоляции в окружающую среду по табл. 8.31 при скорости ветра w = 5 м/с:
20,93 Вт/(м2- К).
Вычисляем коэффициент теплопередачи от мазута в окружающую среду через стенки трубопровода и изоляцию по формуле (8.95):
Д =______________________1_____________________>
мт° 1	1 . <Р .
--------+------]п-^ + —~ 1п-^------— + ^M.CT^M.D 2ХМСГ rfM41 2ХИ/Г ^м.н
--------j-------= 0,258 Вт/(м К), ^И.О-Т (*41.11
где ф=1, так как
0,108
Хмст= 46,5 Вт/(м • К) (см. п.1.3).
Рассчитываем погрешности вычисления температур «И.Г1 и 'и.т2110 (8.97):
£1 и.т!
=	4гт1 ^н.т1	— 0,005, Е/и г2	41.т2	41.т2	=0,027.
	4i.t1		4i.t2	
Так как е/ит1 и Е,ит2 <0,1, то значения ZMT1, /ит2 и к^ЛЛ) считаются окончательными.
Находим удельное количество теплоты, переданное от мазута в окружающую среду через изоляцию, по формуле (8.98):
<7«h.='«.т)=72,92 Вт/м,
где ^ = л-& = 2,063; а —угол (см. табл. 8.29).
2.	Принимаем коэффициент трепия для турбулентного движения пароконденсатной смеси в паровых спутни-Kax^., = U= 0,02 [251].
3.	Определяем плотность пароконденсатной смеси на входе в участок по формуле (8.53):
Рп п =------"~^i--= 5,157 кг/м3,
• U.1J	у	I у	'
II | 1 и
Pn.iMC.lI Рв.п
где рн 1|ЦС11= 5,157 кг/м\ рп п= 886,9 кг/мя — плотности пара и воды на линии насыщения при Zue /,, ,,= 180 °C и ри= Рн.и~ 1 • ЮЬ Па (см. таблицы для воды и водяного пара); x,,= 1 — степень сухости пара на входе в участок.
4.	Находим перепад давления на участке паропровода:
8G-	=	8-0,019* 0,02
Л,*. P.U. 3,142 0,025 5,157
360 = -0,13 10" Па.
5.	Рассчитываем конечное давление пара
Рп.к =/>„.„+Д/' = 1106-0,1310с =0,8710б Па.
Этому давлению соответствует температура 1„.к=175"С.
6.	Вычисляем энтальпию пара на выходе из участка по (8.49):
’пк=«..„——i = 1513,384 10я Дж/кг, Сппп
где г„„=	х„+ ^„ас.„(1 -х„) = 2778,5-10я 1+763,3 х
х103(1 - 1)=2778,5 • 103 Дж/кг — энтальпия пароконденсатной смеси на входе в участок; здесь ^зис . = 2778,5  10я Дж/кг, 1».,^,,,= 763,3 • 10я Дж/кг - эн
453
тальпии насыщенных пара и воды при Г(1 = Гн „ = 180 °C и
Д,-А,.и=1ЮвПа.
7.	Определяем хк по формуле (8.53):
Ук ^B-II.iC.K
*п.иас.к ~ ^п.нлсм
где г,1наск= 2773,65 • Ю*Дж/кг, ^.11ас.1(= 741,3 • 10чДж/кг -энтальпии пара и воды на линии насыщения при гн=/Г1 к= 175 °с и/>„=/>п к= о,87 • ю6 Па.
8.	Находим изменение энтальпии мазута по (8.49):
Д»м=—(7I11-7,h.)L = -721.3 Дж/кг.
^МПМ
9.	Рассчитываем к по формуле (8.54):
273 Эр
Рм.к dt
+ С/ИЛ^.11
I Рм.к Рм.П др
С b м '	*>	•>
= 109,6 °C,
где Cj,M= 2012,5 Дж/(кг • К) [определялось при 110 °C
/	1 ом	Рмк-Рмн^ 273 Эр
(см. п.1.3)], а значениями	1 +----- и
Рм.к I Рм.к д< I
и ^мк РМЛ| — можно пренебречь.
Рм.к dr
10.	Определяем удельные тепловые потоки qK, qlK, q2K, q(}K на выходе из участка, используя расчетный блок I (см. § 8.4) и полагая при этом Гм= Гм к, Г„= Г1[ К, /;, = р11К, х= х*.
10.1.	Задаемся в первом приближении значением температуры воздуха под кожухом
Гик= 141,1 °C.
10.2.	Находим удельное количество теплоты qK, отдаваемое паровыми спутниками в воздух под кожухом.
Для этого задаемся начальным значением температуры стенки парового спутника
174 "С.
Так как ГО1|< Гн )|ас= 175 °C при рпк= 0,82 • 10s Па, то пар
в паровых спутниках конденсируется и для вычисления коэффициента теплоотдачи от пара или парокондепсат-ной смеси к стенке парового спутника используем формулу (8.66):
= еа0
= 8827 Вт/(м2 К),
гдеа„ =0,021<p-^Re"8 Pi'’	=
= 902,03 Вт/(м2 К);
х = хк= 0,38; коэффициент ф - 0,98, корректирующий значение а0 при Re < 104, определяется по табл. 11.13 (при Re = 8000);
4G
Re = п =7664;
 Ч.Р и
Рг„ = ^2- = 1,027;
с?1=4398,5 Дж/(кг-К), р,= 892,1 кг/м3, 0,6765 Вт/(м К), |Д„= 157-10“° Па-с, рн 1Ы(.= 4,6395 кг/м3 —теплофизические свойства воды и пара на линии насыщения при Гп= Г„ к= 175 “С и ри= Л1К=0,87 • 10(’ Па (см. таблицы для воды и водяного пара); е — поправка, зависящая от материала труб (е = 1,14 для стальных труб).
Находим коэффициент теплоотдачи от стенок парового спутника в воздух под кожухом экстраполяцией данных табл. 8.26:
а1..<,ти.к= 23,19 Вт/(м2 • К).
Рассчитываем коэффициент теплопередачи от пара в паровых спутниках в воздух под кожухом ио формуле (8.69): *—1------------Г~4^-------------!—=»«’ “’/<>' к>.
-------1------In------1----------
an4i.M 2Хпхт dn (| ^П.СГ.В-К^П.П
где Х11СТ= 46,5 Вт/(м • К) (см. и. 1.2.4).
Уточняем значение температуры стенки паровых спутников по формуле (8.70):
<-1..1=<п-Ал(<”~<‘,к) = 174,89 "С.
и
Вычисляем относительную погрешность расчета температуры стенки парового спугиика по формуле (8.71):
е/ сг.п
= 0,005.
Так как Е,СГ|1< 0,1, то значения kyi и Гсти считаем окончательными.
Определяем удельное количество теплоты, переданное от пара в воздушное пространство под кожухом, по формуле (8.72):
9к=ппАпя(1п-',>.к) = 61.42 Вт/м.
10.3.	Находим удельное количество теплоты <?1к, передаваемое от воздуха под кожухом мазуту в мазутопроводе.
Задаемся значением температуры стенки мазутопровода в области, обогреваемой паровыми спутниками:
rcr.u=lll°C.
Определяем коэффициент теплоотдачи от воздуха под кожухом к стенке мазутопровода, экстраполируя данные табл. 8.27:
а„.кл,.м= 15 Вт/(м‘< К).
Для того чтобы найти коэффициент теплоотдачи atTM от стенок трубопровода к мазуту в нем, рассчитываем число ReM
4G ReM =-------*---= 4325,
где рм, vM вычисляются по формулам (5.97) н (5.104);
454
рм =[0,881-0,00304(/м-68)] 10я =754,54 кг/м’;
vM =[exP|0exp|0[9,855-3,7451g(ZM +273)]-0,8] 104i = = 32,52 104i м2/с.
Так как 2200 < Re < 104, то воспользуемся формулой
(8.76), справедливой для переходного режима течения:
/	\0'25
«ст М = «р-1—~0,021Re”'8 PrM°’« |	] =
ст."	0 д	мм ^рГмг J
= 239,6 Вт/(м2К),
где Ргм = УмС/,мРм = 355,09;
^м
Ргм.сг = У>,стС?МстРмсТ =336,84;
\и.ст
Рмхт. 9,м. ^м.ст- Хмег. vMXT определяются по формулам (5.97), (5.99), (5.101), (5.104);
Рмст =[0,881-0,00304(/ств—68)]105 =750,28 кг/м’;
с/1М = 1736,4 + 2,51/м =2011,5 Дж/(кг К);
с/<м.„ =1736,4+2,51/сг.„ =2011,5 Дж/(кгК);
Х„ =0,158 -0,0002093(zM — 20) = 0,139 Вт/(м К);
Хмст =0,158 - 0,0002093(/сга-20) = 0,139 Вт/(м К);
Vm.ct =[exp10(exPl0[9,855-3,7451g(zcrB +273)])-0,8]х
хЮ"6 =30,97 Ю"6 м2/с;
(р= 0,8 (см. табл. 11.13).
Находим коэффициент теплопередачи от воздуха под кожухом к мазуту в трубопроводе по формуле (8.77):
^СГ.М^М.О 2лм#ст ^М.В ®D.K.CT.M^M.1I
= 1,516 Вт/(м К),
где ст= 46,5 Вт/(м • К) (см. п. 1.3).
Уточняем значение £с1.и по формуле (8.78):
Вычисляем относительную погрешность расчета /стн по (8.79):
Так как EZcrn<0,l, то значения Авм и ZCTn считаются окончательными.
Определяем удельное количество теплоты </1к, переданное от воздуха под кожухом трубопроводу с мазутом, по формуле (8.80):
?1к ='"мАв.м|('1>.к	= 58,78 Вт/м,
где [5/2 = 1,077 (см. п.1.3).
10.4.	Рассчитываем удельное количество теплоты ^2к, передаваемое от воздуха под кожухом в окружающую среду в области паровых спутников.
Принимаем температуру окружающей среды в области паровых спутников
-	27 “С.
Задаемся начальными приближенными значениями температур изоляции стенок со стороны паровых спутников и со стороны среды, окружающей паровые спутники:
126 °C; <н112= -22 °C.
Определяем среднюю температуру изоляции в области паровых спутников по формуле (8.83):
<,.„=0.5(z,I.Ill+/,1.n,)=52 °C.
Находим теплопроводность изоляционного материала при ТпЛ1 (см. табл. 8.30):
Хил = 0,06 + 0,0002^ п = 0,07 Вт/(м • К).
Принимаем коэффициент теплоотдачи от воздуха под кожухом к изоляции [247]:
«в.к.и= 14 Вт/(м2- К).
Выбираем коэффициент теплоотдачи от изоляции в области паровых спутников в окружающую среду при скорости ветра w = 5 м/с по табл. 8.31:
.= 20,93 Вт/(м2- К).
Рассчитываем коэффициент теплопередачи от воздушного пространства под кожухом в окружающую среду в области паровых спутников по формуле (8.85):
А»°=—1-----------sA;--------Г—Ir0’212 Rt/(m К),
----------+ " - +--------;--
^в.киУй.п! ^ип/и.п ^и.о.п./.1.п2
гДе^.п1= 0,166 м, J1It= 0,242 М,/И112= 0,317 м и коэффициент ф = 1 определялись ранее (см. п. 1.4).
Уточняем значения температур н1 и /и 112 по (8.86):
<	п|=/цк-^-Ц^ = 125,77 “С;
/	_<	1 ^U.o^B.K-^О.п) _	1)1 С А <»<->
*	и.п2= Zo.n+ —----=	1>64 С.
о.п_/и.п2
Находим погрешности вычисления <И|11 и /ии2 по (8.87):
JI.nl —	ZH.lll Zlt.nl	= 0,0018;
	ZH.nl	
455
£/ и.п2
^и.п2 п2
^и.п2
= 0,016.
где коэффициент ф = 1 (см. п. 1.6); Хм ст= 46,5 Вт/(м • К) (см. п.1.3).
Уточняем значения температур ги т1 и /и т2 по (8.96):
Так как £/и и £,м„9< 0,1, то значения Г п 1 „> счита-> И.Ill	I ИЛ4 ’ '	11.111	I1.li».
ются окончательными.
Определяем удельное количество теплоты, переданное от воздуха под кожухом в окружающую среду в области паровых спутников, по формуле (8.88):
<?2х =1.25/и.пАв.„(^к= 10.78 Вт/М-
10.5.	Уточняем значение /и к по формуле (8.89):
г,',.,., = ZM--------*м.т.<,(<м Ст)------- = 108,10 “С;
( 1 1 , ----------+ --------1п-~—
\ ®м.сг^м.в 2ЛМ сг	)
^М.Т.О^М ^<) г) _ 17 51 °C аи.т.о(^м.и
Определяем погрешности вычисления температур /ит1 и /ил.2 по (8.97):
<к=<п-<?"‘+?2к =141,02 °C.
£/ и.т!	*п.т!	^и.т! ^и.т!	= 0,0009;	^и.т2 ^и.т2 ^и.т2	= 0,026.
Рассчитываем относительную погрешность вычисления tUK по формуле (8.90):
£1 1>.К	^в.к	= 0,00057.
	^в.к	
Так как Е/вк< 0,1, то значения /ик и ^1к, д2к считаем окончательными.
10.6.	Определяем удельное количество теплоты к, передаваемое от мазуга в окружающую среду через изоляцию.
Принимаем среднюю температуру окружающей среды в области мазутопровода
Vt='h=-27°C.
Задаемся значениями температур изоляции стенок со стороны мазутопровода /иг1 и со стороны окружающей среды /„ т2:
СтГ 108 °C; VrT-18 °C.
Находим среднюю температуру изоляции по формуле (8.83):
Ст =0,5(/и Г1+Z1t2) = 45 "С.
Вычисляем теплопроводность изоляционного материала при £ т (см. табл. 8.30):
Хит =0,06+ 0,0002^ т =0,07 Вт/(м К).
Определяем коэффициент теплоотдачи от изоляции в окружающую среду по табл. 8.31 при скорости ветра w = 5 м/с:
аиот- 20,33 Вт/(м2 • К).
Рассчитываем коэффициент теплопередачи от мазута в окружающую среду через стенки трубопровода и изоляцию по формуле (8.95):
К. то =--i------i-----/-----------i----S----->
--j----+ ——ln^ + -g-lt/M"+St13 +
2XMCT ^м.В 2ХИТ ^M.n
->-------j------= 0,258 Bt/(m K),
^H.O.T^M.li +5из)
Так как £/иг1 и еП1т2<0,1, то значения /и т1, t^ T2 и ^ TO считаются окончательными.
Находим удельное количество теплоты, переданное от мазута в окружающую среду через изоляцию по формуле (8.98):
?ок=*м.т.о^м- Ст) = 72,78 Вт/м,
где а/2 = 2,065 (см. п. 1.6).
11.	Уточняем значение р„ к ио формуле (8.53):
Рпк = хк |(1^)=12Л1 КГ/М’’ Рплис.к	Рл.к
где рп.„асж= 4,6395 кг/м3, рв к= 892,1 кг/м3 — плотности пара и воды на линии насыщения при tu= к= 175 °C и />„= Ai.k= 0’87 * 10G Па (см. таблицы для воды и водяного пара); х*= 0,38 — степень сухости пара на выходе из участка.
12.	Уточняем значение перепада давления на участке:
Д/> = -8^п д,5[—+— |l = -0,1 106 Па.
К ^П.В \ Рп.11 Рп.к )
13.	Рассчитываем конечное давление пара по формуле (8.49):
Ai k = Рп.п + А/> = 1 • Ю6 -0,1 • 10G =0,9 106 Па.
При таком давлении /1( к= 178 °C.
14.	Находим значение энтальпии пара на выходе из участка по (8.49):
'пк=С,.-°’!Х?+<?'<)Ь = 1564,97 Г 5 Дж/кг. ^пПп
где j,ul= 2778,5 • 103 Дж/кг — энтальпия парокондспсаг-ной смеси на входе в участок (см. п.6).
15.	Уточняем значение х* по формуле (3.53):
X — *пк ^в.пас.к = 0 4
^п.пас.к ~ги.пас.к
где „ас.к= 2769 • 10s Дж/кг, С1Ис.к" 747 • 10:1 Дж/кг - эн-тальпии пара и воды на линии насыщения при <).= Ск= 178 °C и р = р„,- 0,9 • 10б Па.
456
16.	Определяем изменение энтальпии мазута по (8.49):
10 5
д*м	+?1к —7о.. --7пк)£ = -1018-16 Дж/кг.
G«nM
17.	Уточняем значение к по формуле (8.54):
где с^ы= 2012,5 Дж/(кг • К) [определялось ранее при £м=110°С (см. п.1.3)], а значениями —BhL£Lx
Рм.к
(. 273 Эр "I р —р , Эр
х 1+------— и	„——— можно пренебречь.
Рм.к dt ) р2мк &
18.	Определяем давление мазута на выходе из участка мазутопровода по формуле (8.49):
£ = 2,99 Юб Па,
* <С.в Рм...
где Е = 0’316J =0,04, так как Re > 2200.
Re0,25
19.	Имеем следующие окончательные значения искомых величин на выходе из участка:
178 °C;
Д1К= 0,9 • 10 ’Па;
хк= 0,4;
109 °C;
/>м к=2,99 • 106 Па.
Если в результате приведенных расчетов значения Д, к и рм к оказались меньше допустимых, то следует снизить скорость движения пара и мазута за счет уменьшения их расхода или увеличения диаметров трубопроводов. Когда в результате расчетов неудовлетворительными оказались значения tn к и /м к, следует пересмотреть исходные данные с целью увеличения площадей теплопередающих поверхностей пли толщины изоляции.
20.	Находим удельные тепловые потоки Q, Q\, Qo, Q2 по (8.59):
Q = O,5(6/M+6/K)L = 23 074,2 Вт;
Qi=0,5(7iu+6/iK)A = 19261,8 Вт;
Qo=O,5(9oil+yoK)Z. = 26226 Вт;
&=0,5(?2n+?2J£=3913,2 Вт.
21.	Определяем тепловой КПД мазутопровода:
Т]т=—=0,83.
Q
Аналогичные расчеты были проведены для всех остальных участков мазутопроводов, а также для летнего периода работы станции. Все полученные результаты были сведены в табл. 11.14.
Подобные расчеты были выполнены для всех других
участков мазутопроводов с паровыми спутниками и для всего оборудования для летнего режима работы (Гв= 20 °C). Результаты их были сведены в табл. 11.15.
Резервное мазутное хозяйство районной котельной. В качестве примера опять будем рассматривать мазутное хозяйство районной котельной «Савиново» (г. Казань), теплотехнологические схемы которой по мазутному и пароконденсатному трактам приведены на рис. 11.9 и 11.10. В §11.2 дано описание схем и оборудования мазутного хозяйства РК «Савиново» [255].
Как и в предыдущем случае, выделим четыре комплекса оборудования: оборудование, обслуживающее сливные операции при разгрузке вагонов-цистерн с мазутом, резервуарный парк мазутного хозяйства, парк теплообменников — подогревателей мазута и систему мазутопроводов с паровыми спутниками.
Тепловой анализ работы оборудования для сливных операций. Приведем необходимые данные для расчета:
—	грузоподъёмность G,= 60 кг; геометрические размеры цистерн: диаметр d= 2,8 м; объем V= 61,2 м3; длина I - 10,3 м; число цистерн п} = 12 шт.; площадь поверхности охлаждения F= 93 м2;
—	температура мазута при заливе сто в цистерны tu= 50 °C;
—	конечная температура мазута, до которой необходимо нагреть его в цистерне, Д2м= 60°С;
—	температура окружающего воздуха /„= -32 °C;
—	продолжительность подогрева мазута в цистерне т = 460 мин = 7,6 ч = 27 600 с;
—	длительность доставки мазута в котельную т()= 1 сут = = 86 400 с;
—	параметры греющего пара: температура = 191,6 °C; давление р{ = 1,3 • 106 Па; степень сухости х = 1.
Таблица 11.14. Количество потребляемой теплоты и тепловая эффективность системы мазупроводов Черепетской ГРЭС
Номер участка	Количество потребляемой теплоты, Вт		Тепловой коэффициент полезного действия 1|„	
	Зимний период	Летний период	Зимний период	Летний период
1	3048,3	2286,22	0,87	0,88
2	18 000	13320	0,8	0,82
3	20 288,3	15 419,08	0,81	0,83
4	3008,3	2216,24	0,88	0,9
5	7569	13 621	0,815	0,83
6	2800	1960	0,86	0,88
7	23 072	16 547,544	0,83	0,85
8	3098,8	2470,04	0,88	0,9
9	3588	2691	0,83	0,81
10	3394,5	2528.9	0,83	0,81
11	3280,5	2480,1	0,82	0,84
12	3184,5	2436,14	0,84	0,87
13	3027.8	2289,01	0,87	0,9
В целом по системе мазутопроводов с паровыми спутниками	0,1 ыо6	0,08-10”	0,85	0,86
457
Таблица 11.15. Количество и доля потребляемой теплоты, тепловая эффективность основных видов оборудования растопочного мазутного хозяйства Черепетской ГРЭС
Вид оборудования	Количество потребляемой теплоты, Вт		Тепловой коэффициент полезного действия Г|т		Доля потребляемой энергии,%	
	Зимний период	Летний период	Зимний период	Летний период	Зимний период	Летний период
Оборудование для сливных операций	2,31 • 10"	2,10- 106	0,96	0,99	10,3	9,7
Резервуарный парк	3,12 • 10"	3,03 - 106	0,94	0,95	13,7	13,5
Подогреватели мазута	17,22  10"	17,22 • 106	0,97	0,97	75,5	76,5
Система мазутопроводов с паровыми спутниками	0,11 • 10"	0,08 - 10G	0,85	0,86	0,5	0,3
В целом по мазутному хозяйству	22,76 • 10"	22,43 • 10G	0,93	0,94	100	100
1.	Определяем температуру мазута в момент доставки его на место слива.
1.1.	Предварительно принимаем удельную теплоемкость мазута 2,09 кДж/(кг • К) [44, 56].
1.2.	Задаемся значением коэффициента теплопередачи от мазута в воздух через стенки цистерн А = 8,141 Вт/(м2 К) [44, 56].
1.3.	Находим показатель (темп) охлаждения мазута т по формуле (5.87):
где G = GU —= 56818,1 кг — масса мазута в цистерне, оп-Ри
ределяемая по ее грузоподъемности Gu и плотностям ма-
зута рм и воды рв при температуре /н;
рм = [0,881-0,00304(«м -68)]-103 = 935,72 кг/м’;
р„= 988,1 кг/м’ (см. таблицы для воды).
1.4.	Рассчитываем вероятную температуру мазута при хранении его в резервуаре по формуле (5.87):
ZX =+ 0|. - <»)/exp(m) = 15,2 °C.
2.	Вычисляем среднюю температуру мазута за период подогрева т:
_ =<2м-<>ехр(-ОТ)_<^ = 39>6 „с l-exp(-m) т
3.	Находим количество теплоты, необходимое для ра-
зогрева мазута в цистерне от до
Опол =^м('2м-<х)=4 672930,5 10’ Дж,
где определялось по (5.99) при Гм = £= 35,2 °C:
с/?м= 1736,4 +2,51ГМ =1835,8 Дж/(кг-К).
4.	Вычисляем потери теплоты в окружающую среду при
4.1.	Задаемся средним за период подогрева значением температуры стенки цистерны: ZtT= -26 °C.
4.2.	Определяем коэффициент теплоотдачи от мазута
в цистерне к стенке при и /ст по формуле (5.113):
Т	( Рг f,25
а,„=0,5-*-(GrMPrM)'’-” —=1,415 Вт/(м2 К),
d	(. РГи ет j
где 1’гм =Vm<2'mP- = 20283,8;
^•М
GrM = d gj? - = 1369 734,6;
VM
Pi„ C1. = V>lcl^MClP>,t'r _ 8 ()4o 683 426;
^•М.СГ
Д/ = /1-/т = 48,2 °C;
pM = [0,881-0,00304(T„ -68)] 10’ =967,34 кг/м’;
1736,4 +2,51/ = 1835,8 ДжДкг Х);
XM =0,158 -0,0002093(7M-20) =0,154 Вт/(м K);
vM =[exp10(expl„[9,855-3,7451g(/1 +273)])-0,8] 104i = = 17,59 10'4 m2/c;
pM„ =[0,881-0,00304(/T -68)]10’ = 1166,78 кг/м’;
^^.,. = 1736,4 + 2,51/.,. =1671,14 Дж/(кг К);
= 0,0158 -0,0002093(/.r-20) = 0,168 Вт/(м К);
VM.cr=lexpl(i(exP1o[9,855 - 3,745lg(/r+273)])-0,8]104i= = 69,28 m2/c.
4.3.	Находим коэффициент теплоотдачи О^.в от стенки цистерны в окружающий воздух конвекцией при скорости ветра w = 5 м/с по формуле (5.118).
Рассчитываем предварительно число ReB по формуле (5.117):
Re = — = 1314554, V„
458
где vH= 10,65- 10ь м‘/с определяется интерполяцией данных табл. 5.9 для /„= -32 °C.
Так как ReH> 5 • 104, то по табл. 5.11 находим расчетные коэффициенты: С= 0,023; п = 0,8.
Вычисляем теперь коэффициент теплоотдачи по (5.118):
«2сг.» = 0,023^Re',K =14 Вт/(м2 К). а
4.4.	Определяем коэффициент теплоотдачи от стенки цистерны в окружающий воздух с помощью радиации по формуле (5.128), задаваясь предварительно значением е1Т= 0,9 (цистерна окрашена в черный цвет):
С т„ у с т„ у
„ I 100 I I 100 I q Т) /, 2
«Зег = еетСл 1= 2,9Ь6 ВТ/(М ' К)’
*СГ *11
где Тст= £т+ 273.
4.5.	Уточняем значение температуры стенки цистерны:
J _ а1сг^м + (Ot2cT.u +аЗ(.тХ| __ —25 5 °(2
акт+а^+а^г
Считаем точность определения 1СГ удовлетворительной.
4.6.	Рассчитываем коэффициент теплопередачи от мазута через стенки цистерны в воздух:
k = —-----J—j-----= 1,306 Вт/(м2  К).
4.7.	Находим тепловые потери в окружающую среду: ?n<rr = WM-(U) = 8696,39 Вт.
5.	Определяем расход теплоты в единицу времени:
9 = —+ <7п<г, =17810я Вт. т
6.	Вычисляем общее количество теплоты, подводимое к 12 цистернам в зимний период:
12?= 2,136 . 106Вт.
7.	Находим расход пара на одну цистерну:
где т= 1971,3 • 103 Дж/кг — теплота конденсации пара при I, = 191,6 "С и />„=1,3 МПа; <.;,„= 0,5(с/,,„ + </,»,)-= 0,5(4460+4179)=4320 Дж/(кг • К) — удельная теплоем-кость воды в диапазоне температур от Д>м до Zu; с^н/ и Срв, определялись по таблицам для воды.
8.	Рассчитываем общий расход пара:
G„.o6= 12G„= 0,864 кг/с.
9.	Определяем тепловой КПД системы слива мазута из цистерн:
п =<7 7>и.т =0 95
<7
Аналогичные расчета были проведены для летнего периода работы, в результате которых были получены следующие данные:
1)	общее количество подводимой с паром к цистернам теплоты в летнее время
te= 1,65 • 106 Вт;
2)	тепловой КПД системы слива в летнее время
Пг=0,97;
3)	общий расход пара
Gof)= 0,46 кг/с.
Тепловой анализ работы резервуарного парка. Резервуарный парк состоит из трех металлических наземных вертикальных цилиндрических резервуаров с коническим покрытием, каждый из которых имеет объем У= 5000 м*.
Приведем необходимые данные для расчета таких резервуаров:
— марка мазута — Ml00;
— геометрические характеристики резервуара: диаметр J = 22,79 м; высота покрытия /?,= 2 м; высота стенок AtT= 11,8 м; толщина стальных стенок 81с,= 0,009 м; объем V= 5000 м3;
— толщина изоляции резервуара (минераловатных матов) S2ct=0,07 м;
— толщина алюминиевого покрытия резервуара 53ст= 0,005 м;
— толщина бетонной подушки 54д= 1,5 м;
— высота слоя мазута в резервуаре /?1(= 10 м;
— температура мазута при заливе его в резервуар = 60 °C;
— время хранения мазута в резервуаре то=10 сут;
— масса мазута в резервуаре G = 3 9535 38,5 кг;
— конечная температура, до которой необходимо нагреть мазут в резервуаре, /2м= 70 °C.
I. Определяем площади поверхностен вертикального цилиндрического резервуара с коническим покрытием по формулам (5.1), (5.6), (5.9), (5.10), (5.14), (5.18), (5.22), (5.69)—(5.71), (5.73):
£л = л</2/4 = 3,14-22,792/4 = 407,72 м2;
Fn = л</^</2 + 4А^ /4 = 3,14 • 22,792 >/22,792 + 4 • 22 /4 =
= 413,95 м2;
F„= Kdhct =3,14 • 22,79 • 11,8 = 848,7	м2; ч ,.= 0;
feT.M.„= 3,14 • 22,79 • 10 = 715,6;	.,г= 0; F„Ml-
= nd(h„ - />„) =3,14  22,79(11,8- 10)=133,1 м2; Fm.= 0; F=F + F„+F„- 1670,37 м2; F= ynF + V„f„= 1 • 407,72+0+ + 0-413,95 = 407,72 m2; F„= F-Fr = 1670,37-407,72 = = 1262,65 m2.
II. Рассчитываем вероятную темперапуру мазута l* при хранении его в резервуаре в течение т0 = 10 сут = = 864 000с.
1.	Находим температуру окружающей среды по формуле (5.75) для зимнего периода эксплуатации (/ъ= -32 °C)
459
=4)^. +(l-q% =-24,68 °C,
F
где ф = —= 0,244;
F
£=Гг(0) = -2 °C;
здесь /г(0) = <llir~<(l'8r 0 + %Hf-t,.6r = -2 "С.
О,о
2.	Задаемся в первом приближении значением вероятной температуры tx после периода хранения
*к = 54°С.
3.	Вычисляем среднюю температуру мазута за период хранения т()= 10 сут, учитывая температуру залива его в резервуар £,= 60 °C, по формуле (5.84):
£ = 0,5(гх+Q = 57 "С.
Переходим к выполнению расчетного блока V при ZM =
V. Определяем коэффициент теплоотдачи от мазута в резервуаре в окружающую среду при
1.	Задаемся в первом приближении значением температуры стенки резервуара, омываемой мазутом:
^.„=55 “С.
2.	Находим теплофизические характеристики мазута при^и^тм по формулам (5.97), (5.99), (5.101), (5.103):
рм =[0,881-0,00304ft, -68)]-10* =914,44 кг/м*;
ср„ = 1736,4+2,5 ft =1879,47 Дж/(кгК);
Хм= 0.158 -0,0002093ft - 20) = 0,15 Вт/(м • К);
vM = [ехр10ехр|0[9,855 - 3,7451g(7M +273)]-0,8]10^ =
= 445,38 10-6 м2/с;
Рм.сг = [0,881 -0,00304ftTM -68)]10* =920,52 кг/м*;
с/)Мхп. = 1736,4+2,5ftTM =1874,45 Дж/(кг К);
Хмсг =0,158-0,0002093ft, м -20) = 0,151 Вт/(мК);
Vmxt=[«Piu ехр|0[9,855- 3,7451g(«CTM+ 273) |-0,8]10^'= =512,67Ю*6 м2/с.
3.	Вычисляем числа Ргм, Ргм сг, GrM, используя формулы (5.105), (5.107), (5.110):
рг = Vm^w^m = 5103,05;
Ч
Ргм ,ст = Vmc/mctPmct = 5858,5;
^М.СТ
Gr =	= 296,7310к;
здесь Р =
__________0,00304__________
0,881-0,00304| <11М~*м--68 I 2
=0,003.
4.	Так как GrMPrM = 296,73 • 10G • 5103,05 = 1,5 • 1012> > 109, то определяем коэффициент теплоотдачи конвекцией от мазута к вертикальной стенке наземного резервуара по формуле (5.113):
Г	( pr f
а1ст = 0,15—(GrMРгм)0ЛЗ ——й—	=22,73 Вт/(м2-К).
Ч	I РГм сг I
5.	Находим теплофизические характеристики сухого воздуха по табл. 5.9:
рн= 1,465 кг/м3; с = 1013 Дж/(кг • К);
0,0217 Вт/(м • К); vb= 10,65.10’6 м2/с.
6.	Рассчитываем число ReH при обдувании резервуара ветром по формуле (5.117):
Re„=— = 9,672 10°,
V,.
где в качестве характерного размера, как и ранее используем диаметр резервуара, а значение средней скорости ветра выбираем из табл. 5.10 (w = 4,52 м/с).
7.	Определяем коэффициент теплоотдачи конвекцией от стенки наземного резервуара в воздух по формуле (5.118):
«2с.. =C^Re; =8,489 Вт/(м2 К),
а
где необходимые коэффициенты Сип определяются по табл. 5.11.
8.	Вычисляем коэффициент теплоотдачи радиацией от стенок наземного резервуара в воздух по формуле (5.128):
=0,294 Вт/(м2 К),
где etT= 0,055 для алюминиевого покрытия (см. табл.
5.13)	; 7’стм= ^тм + 273 = 328 К; Т= t + 273 = 241 К.
5,67 Вт/‘(м2-К4).
9.	Находим коэффициент теплопередачи от мазута через стенку резервуара по формулам (5.130), (5.131):
k =k ________________________-___________________
tT с"’	_______L____
а1ст ^icr ^’2cr	®2cr.u "l*
= 0,524 Bt/(m2 K).
При расчете kci использовались следующие данные: толщины стенки резервуара, изоляции и покрытия, взятые из конструктивных характеристик:
81гт= 0,009 м — толщина стальной стенки резервуара; 82ст= м “ толщина изоляции (минераловатных матов); 83tl.= 0,005 м — толщина алюминиевого покрытия;
теплопроводности слоев стенок резервуара, определяемые по табл. 5.14, 5.15:
460
XlcT= 40 Вт/(м • К) — теплопроводность стали; г= = 0,04 Вт/(м • К) — теплопроводность минераловатных матов; 1^= 116 Вт/(м • К) — теплопроводность алюминия.
10.	Уточняем значение температуры стенки резервуара по формуле (5.135):
h _
г'ст.и =гм--2-(<м -'(>.™) = 55,95 °C,
где £о ст м= -32 °C температура среды, окружающей стенки резервуара, омываемого мазутом.
11.	Вычисляем относительную погрешность расчета 4-г.м по формуле (5.136):
= 0,0009.
12.	Так как £/tTM< 0,1, то значения Лстм и считаются окончательными.
13.	Принимаем температуру газового пространства 42 "С.
15.	Определяем теплофизические характеристики воздуха в газовом пространстве при tril, используя данные табл. 5.9:
р„= 1,12 кг/м5; с^и= 1005 Дж/(кг • К);
\= 0,02820 Вт/(м • К); vn= 17,20 • 10*G м2/с.
16.	Принимая концентрацию паров мазута в газовом пространстве С = 0, используем следующие теплофизические характеристики смеси воздуха и паров мазута в газовом пространстве:
рс= 1,12 кг/м5; с/м= 1005 Дж/(кг • К);
Хс= 0,0282 Вт/(м • К); vB= 17,20 • 10’6 м2/с.
17.	Находим число Рг| И по формуле (5.144):
Рггп = -с =0,698.
X.
18.	Рассчитываем эквивалентную высоту газового пространства для резервуаров с коническим покрытием по формуле (5.149):
ЛГ=Л.,-/с+ 4=11,8-10+1 2=2,257 м.
Г.П.Э < Г и g П ’	’
19.	Принимаем в первом приближении значение температуры покрытия резервуара:
{ = 29 °C.
20.	Принимаем 'температуру зеркала мазута в резервуа-ре 1В“ £= 57 *’С.
21.	Определяем число Грасгофа в газовом пространстве по (5.152):
с = ^.n.agP/r.n ~f") =25б84-1()'‘, vc
где рс= 0,0032 1 /К — температурный коэффициент объемного расширения воздуха, определяемый по таблицам.
22.	Так как Grr iIPri;il= 1,8 ♦ 10,о> 2 - 107, то для определения коэффициента теплоотдачи от зеркала мазута в газовое пространство воспользуемся формулой (5.155):
a3=l,14^:,-zril =2,81 Вт/(м2 К).
23.	Находим коэффициент теплопередачи от газового пространства в резервуаре в окружающую среду через стенки.
Так как Лсг- = 1,86 м > 0,1/^= 1,186 м, то передачей теплоты от газового пространства в окружающую среду через стенки резервуара пренебрегать нежелательно, поэтому осуществляем следующую последовательность расчета
23.1.	Задаемся значением средней температуры стенки резервуара, разделяющей газовое пространство и воздух:
/стл = 34 °C.
23.2.	Определяем коэффициент теплоотдачи от газового пространства к стенке резервуара, разделяющей это пространство и воздух, по формуле (5.122):
«г..,в =2,5б^гп -z,.rB = 2,56^42-34 =4,31 Вт/(м2 К).
23.3.	Находим коэффициент теплоотдачи от стенки, разделяющей газовое пространство и воздух, в окружающую среду (см. п. 7):
a2er„= 8,489 Вт/(м2 • К).
23.4.	Рассчитываем коэффициент теплоотдачи радиацией от стенки, разделяющей газовое пространство и воздух, в воздух по формуле (5.128):
(т У (т У
•* ст.»	I л в I
I 100 1 I 100 I ЛОИ D // 2 «Зег.» = есЛ?-- 1 J  l = 0,26 Вт/(м2 К),
гдее<т= 0,055 для алюминиевого покрытия (см. табл. 5.13); 7)т„= z"rB + 273 = 307 К; Т= /ь+ 273 = -32 + 273 = 241 К; с= 5,67 Вт/(м2 • К4).
23.5.	Вычисляем коэффициент теплопередачи от газового пространства в окружающий воздух по формуле (5.167):
к =___________________1________________=
сгг" _!_+^+^-+Ь£т+1
ОЦ-.п.а ^1ст ^2ст \яст ^2гг.н + ^Зст.в = 0,477 Вт/(м2К),
где 51ст= 0,009 м; 6.,ст= 0,07 м; 0,005 м;
= 40 Вт/(м • К); Х2ст= 0~04 Вт/(м • К); ХЯст= 116 Вт/(м • К) (см. п.9).
23.6.	Уточняем значение температуры стенки, разделяющей газовое пространство п воздух, по (5.168):
<-,...= «г..-^ш^('гп-«,>) = 33,81 “С.
С^г.п.в
23.7.	Определяем погрешность расчета п по формуле (5.169):
461
= 0,0056.
23.8.	Так как £u.Ttll< 0,1, то значения /<тм н АСГ1.П н считаем окон чател ьны м и.
24.	Находим коэффициент теплоотдачи конвекцией от покрытия резервуара в воздух по формуле (5.212):
а2п „ = 3,26^Л = 3,26^29-(-32) = 9,11 Вт/(м2 К).
25.	Рассчитываем коэффициент теплоотдачи радиацией от покрытия резервуара в воздух по формуле (5.128):
=0,253 Вт/(м2К),
где е€Тж 0,055 для алюминиевого покрыт! 1Я (см. табл. 5.13); Т„ = 1„ + 273 = 302 К; 7'„ = 1„+ 273 = -32 + 273 = 241 К, с,= 5,67 Вт/(м2- К4).
26.	Вычисляем коэффициент теплоотдачи от газового пространства к покрытию резервуара по формуле (5.220):
ar.n.n=l,314/^>2,487 Вт/(м2К).
27.	Определяем коэффициент теплопередачи от газового пространства в резервуаре в окружающий воздух через покрытие по формуле (5.221):
*n=-j-----=----—Ц---------------j-=0,443 Вт/(м’К),
1 t °lcr t °2<т , °3(-г |	1
^г.п.п ^Тст \>гг ^"Зст ^2п.в
где 51ст= 0,009 м; 59с1= 0,07 м; 83(..(= 0,005 м; Х|(Г= = 40 Вт/(м • К); Х2<т- 0‘04 Вт/(м • К);Х=116 Вт/(м • К) (см. п. 9).
28.	Уточняем значение температуры покрытия резервуара по формуле (5.223):
<='г.п--^('г.з-0 = 28,81 "С.
^г.п п
^о.|.|Г zu= °C “ температура среды, окружающей все газовое пространство; /О(Т11(=	-32 °C — температура
среды, окружающей стопки резервуара, соприкасающиеся <: газовым пространством; /ол = /„= -32 °C — температура среды, окружающей покрытие.
32.	Уточняем значение температуры газового пространства по формуле (5.229):
-|-,.>гп)(/Гп 4-Лгг,,)=4142 <>с
«Л.
33.	Определяем погрешность вычисления температуры газового пространства по формуле (5.230):
= 0,013.
34.	Так как е/1Н< 0,1, то вычисленные значения /ги и А|:и считаются окончательными.
35.	Принимаем температуру днища резервуара:
I.	= 56 °C.
36.	Вычисляем теплофизические характеристики мазута при температуре днища но формулам (5.97), (5.99), (5.101), (5.104):
рмд =[0,881 -0.00304(1., -68)]- 10я = 917,48 кг/мя;
г/>м.л = 1736,4 + 2,51/, =1876,96 Дж/(кг К);
, = 0.158 - 0,0002093(/д -20)=0,15 Вт/(мК);
vM ,= [ехр|0 ехр10[9,855 - 3,7451g(/,+ 273)]- 0,8]  10’б=
= 477,6 1(Г6 м2/с.
37.	Рассчитываем число Ргмд для маз\ га при температуре дпшца, а также число GrM д с учетом температуры днища по формулам (5.232) и (5.107):
где н= tn- -32 °C — температура среды, окружающей покрытие.
29.	Находим относительную погрешность расчета lti по формуле (5.225):
= 0,0065.
30.	Так как €/и< 0,1, то значения и Ки будем считать окончательным.
31.	Рассчитываем коэффициент теплопередачи от мазута в резервуаре в окружающую среду через газовое пространство по формуле (5.227):
k =____________________________!__________________________
ГП Л.+4г.г.п , (^п+^тгл)(<г...-<>,гп)
^СТ.Г.П Т.П Ог.И*— ^О.СГ.Г.П ) 4*	^<‘11 )
=0,372 Вт/(м2К).
Для расчета А,, использовались следующие средние температуры окружающих сред:
Ргм д = У,1лРмдГ/,м1 = 5483,08;
^М.Д
GrM 1 = d	= 1881,84 • 10б.
VM
38.	Определяем коэффициент теплоотдачи от мазута в резервуаре к днищу по формуле (5.233):
a=0,5—(Gr Pr)",s •
<1Л	I
5,69 Вг/(м-’ К).
39.	Находим коэффициент теплопередачи от мазута в резервуаре в грунт через днище по (5.235):
«л ^1ст ^2ст
где 51с1.= 0,009 м; Х|ст= 40 Вт/(м • К) (см. п. 9); 5.к|= 1,5м —
462
толщина бетонной подушки под дном резервуара; Х4ст= 1,28 Вт/(м • К) — теплопроводность бетона (см. табл. 5.14); Х,= 1,49 Вт/(м • К) — теплопроводность грунта (см. табл. 5.12).
40.	Уточняем значение температуры днища резервуара по формуле (5.237):
д
'; = C--!Lft-C.A) = 55.59 °C, ал
где /о л- /,.(0) = -2 °C — температура среды, окружающей днище.
41.	Определяем относительную погрешность расчета температуры днища /д по формуле (5.238):
/д
= 0,007.
42.	Так как 0,1, то кп и /д будем считать окончательными.
43.	Вычисляем коэффициент теплопередачи от мазута в резервуаре в окружающую среду по формуле (5.239):
_ ^сг(^сг.»|.ц^~ ^ст.м.г)(^м	»
Fx
* +^.п(/-п+/\-г.г.п)('м-<<1.п) = 0 401 ВтДм2 . К) xU.-<b)
Возвращаемся к расчетному блоку II для нахождения вероятной температуры храпения мазута (см. §5.2).
5.	Уточняем значение вероятной температуры мазута при хранении его в течение т0« 10 сут по формуле (5.87):
'х = 4)+('и-4>)
ехр
= 53,66 °C,
м
где определялось по (5.99) при 57 °C, G — масса мазута в резервуаре.
6.	Находим относительную погрешность расчета вероятной температуры по формуле (5.88):
= 0,006.
7.	Так как £, <0,1, то значение будем считать окончательным. х
III. Определяем потери теплоты от мазута в резервуаре в окружающую среду за время нагрева его от /х до 42м= 70 °C “ конечной температуры подогретого мазул а в резервуаре.
1 т	4) 70 + 24,26 о
1.	1ак как ——— =--------— = 1 2 < 2 то среднюю тем-
54 + 24,26 ’
пературу мазута в резервуаре за время его подогрева от до 42м рассчитываем по формуле (5.89):
<>0,5(/х+/9м) = 62 °C.
2.	Принимаем ZM= F" и переходим к расчетному блоку V (см. §5.2).
При этом все вычисления производятся аналогично тому, как это было показано выше.
Окончательно
Г= 0,41 Вт/(м2- К).
Возвращаемся к расчетному блоку III для определения потерь теплоты от мазута в резервуаре в окружающую среду во время подогрева топлива.
3.	Находим потери теплоты в окружающую среду по формуле (5.92):
= 59362,9 Вт.
IV Рассчитываем количество теплоты, необходимое для подогрева мазута от /х до 42м, по формуле (5.93):
<2,,.,., =^/,м('2м -/«)=119682.8 106 Дж,
где с/>м = 1892,02 Дж/(кг • К) (определялось по (5.99) при С= 62 °с).
VI. Вычисляем время, необходимое для подогрева мазута в резервуаре от / до £2м.
Для статических подогревателей мазута это время рассчитывается по формуле (5.243):
т=-------------= 482281 с.
(*п ~ ?к Х*п ~ 7пот
При расчете учитывались заданное значение Gu~ 0,156 кг/с, а также определенные по таблицам энтальпии пара (гн= 2786 кДж/кг) и конденсата (гк = 814,7 кДж/кг) при температуре конденсации пара Zu=192 °C и его давлении />,,= 1,3 МПа.
Для циркуляционного способа подогрева т определялось по формуле (5.262):
т"(Gy-CVc^+k’F п~
= 45103 с.
При этом предполагалось, что (<2= 0, т.е. мазут из резервуара к другому оборудованию не отводится, подача насоса, транспортирующего мазут из резервуара Gj = 22,89 кг/с; Z,= 125 °C.
VII. Находим среднее количество теплоты q, передаваемое мазуту в единицу времени в процессе подогрева его от I* до 42м, по формуле
_ Опод . л
7	+ 7пот •
Тогда для статических подогревателей
? = ^221 + ?1ю, = 307 522,8 Вт,
а для циркуляционного способа подогрева
+	=2712907 Вт.
На территории районной котельной «Савиново» используются три таких резервуара, находим общее количество теплоты qoG, приходящееся на эти резервуары:
463
для статических подогревателей
7об= 3? = 922 568,4 Вт;
для циркуляционного способа подогрева
7об=3?=8 138 721 Вт.
VIII. Определяем тепловой КПД резервуаров по формуле
_ ОполА 7 ~ Упот
ч ч
Для случая использования статических подогревателей мазута;
г|т=9~Упот _0 81
Я
При циркуляционном подогреве мазута
Т]т = ?~?П<|Т = 0,98.
Я
Следует отметить, что все выполненные расчеты и их результаты относятся к зимнему периоду эксплуатации. Для летнего периода были получены следующие результаты:
общее количество теплоты приходящееся на три резервуара:
для статических подогревателей
q^ 624 992,7 Вт = 0,625 МВт,
для циркуляционного способа подогрева
?об= 4 272 801 Вт = 4,273 МВт;
тепловой КПД резервуаров в случае использования статических подогревателей мазута
9,82;
при циркуляционном подогреве мазута
Т|т= 9,99.
Количество теплоты, связанное с циркуляционным подогревом мазута в резервуарах, при подведении общего баланса энергии мазутного хозяйства будет отнесено к парку подогревателей мазута.
Тепловой анализ работы парка подогревателей мазута. Па территории районной котельной «Савиново» используются три подогревателя мазута ПМ-10-60, обеспечивающие циркуляционный подогрев топлива в резервуарах, и три основных подогревателя ПМ-40-30.
Как и ранее, учитывая, что тепловой расчет подогревателей мазута подробно описан выше (см. гл. 10), приводим окончательные результаты, необходимые для оценки их тепловой эффективности.
Для подогревателей ПМ-40-30:
количество теплоты, отдаваемое паром в мазутоподо-гревателе,
q = 1194,2- 10s Вт;
потери в окружающую среду составляют 3% количества подводимой с паром теплоты, тогда Т|т= 0,97;
общее количество теплоты, подводимое к трем подогревателям,
7,^=3582,6- 103Вт.
Для подогревателей ПМ-10-60:
количество теплоты, отдаваемое паром в мазутоподо-гревателе,
q = 2388,4 - 103 Вт.
потери в окружающую среду составляют 3% количества подводимой теплоты, тогда ?).,= 0,97;
общее количество теплоты, подводимое к трем подогревателям,
q« = 7165,2- 10s Вт.
Очевидно, что для летнего периода эксплуатации мазутного хозяйства показатели парка подогревателей не меняются.
Тепловой анализ работы системы мазутопроводов с паровыми спутниками. Основные данные, необходимые для расчетов паровых спутников, представлены в табл. 11.16.
В качестве конкретного примера рассмотрим участок № 1 длиной 40 м.
1.	Определяем тепловые потоки qtl, q[hl, qitl, q2u на входе в участок, используя расчетный блок I (см. §8.4) и полагая при этом /м= Z, =	/>„= ри и, х = хн.
1.1.	Задаемся в первом приближении температурой воздуха под кожухом:
к= 122,6 °C.
1.2.	Находим удельное количество теплоты qu, отдаваемое паровыми спутниками в воздух под кожухом.
Задаемся начальным значением температуры стенки парового спутника:
/„„= 191 "С.
Так как ztTIl< Z1I(Ia<_= 191,6 °C при ри к- 1,3 МПа, то пар в паровых спутниках конденсируется и для вычисления коэффициента теплоотдачи от пара или пароконденсатной смеси к стенке парового спутника используем формулу (8.66):
ап=еа011+х|	---1 =45575 Вт/(1*ЛК),
у ^Рп.нас )
/	хО.25
где а,, = 0,021—s-Re'/Pr"43 —=3478 Вт/(м2К);
х = х}1~ 1;
X»
Р^В.СТ ~
cf/a = 4460 Дж/(кг-К), рп = 874,27 кг/м3. Хв = - 0,67 Вт/(м • К),	143 Па • с, р|11|ас= 6,617 кг/м3 — теп-
464
Таблица 11.16. Основные характеристики системы мазутопроводов с паровыми спутниками РК «Савиново» (Казань)
Показатель	Номер участка					
	1-й	2-й	3-й	4-й	5-й	6-й
						
*м,„. "С	60	70	12	!5	70	115
/'м.„, Па	0,12 • 10"	0,15 • 10"	3,8  10"	3,5 • 10"	0,15 • 106	0,33  10"
GM, кг/с	12	22,89			33,33	
‘С	191,6					
А,.„, Па	1,3 • 10°					
L, м	40	|		20	I	|	200	|		|	20	
d„ м;	0,028					
<„• м	0,032					
м;	0,205		0,1		0,205	0,149
м	0,219		0,108		0,219	0,159
nll	1					
	1					
6И |, м	0,07					
Конструкция кожуха		С естественным		утлом обогрева		
лофизические характеристики воды и пара на линии насыщения при ZH1 = 191,6 °C и />iMg= 1,3  10ь Па (см. таблицы для воды и водяного пара); Е — поправка, зависящая от материала труб (е = 1,14 для стальных труб).
Так как расход пара неизвестен, то для его определения зададимся скоростью движения пара в паровых спутниках: wH= 50 м/с [158]. В этом случае
л d"
Gn=pnwn^i = 0,204 кг/с.
4
Находим коэффициент теплоотдачи от стенок парового спутника в воздух под кожухом экстраполяцией данных табл. 8.26:
«,,.сг.».к= 24 Вт/(м2-К).
Вычисляем коэффициент теплопередачи от пара в паровом спутнике к воздуху под кожухом по формуле (8.69):
Ап = —------------\-------------= 0,766 Вт/(м  К),
--— + ——ln^!L +-------’---- С^П^П.Н	dn n ttji.cl п.к^п.п
где Х1|СТ=40 Вт/(м  К) — теплопроводность материала стенки паропровода (см. табл. 5.14).
Уточняем значение температуры стенки паровых спутников по формуле (8.70):
<Т.. = --(<п ~<вк) = 191.56 "С.
Вычисляем относительную погрешность расчета температуры стенки парового спутника по формуле (8.71):
Так как Е/сги< 0,1, то значения и Zcr|l считаются окончательными.
Рассчитываем удельное количество теплоты, переданное от пара в воздушное пространство под кожухом, по формуле (8.72):
|71.= ппЛп(<п-<|.к) = 165.96 Вт/м.
1.3.	Находим удельное количество теплоты qhl, передаваемое от воздуха под кожухом мазуту в мазутопроводе.
Задаемся значением температуры стенки мазутопровода в области, обогреваемой паровыми спутниками:
Zcin= 70 °C.
Выбираем коэффициент теплоотдачи от воздуха под кожухом к стенке мазутопровода с помощью экстраполяции данных табл. 8.27:
аи.к.ч.м= 15,77 Вт/(м2 . К).
Чтобы найти коэффициент теплоотдачи аС| м от стенок трубопровода к мазуту в нем, определяем число ReM:
ReM =—---------= 227,
K4h.bPmVm
где pM, vM рассчитываются по формулам (5.97), (5.104):
Рм = [0,881-0,00304(ZM -68)]103 = 905,82 кг/м3;
vM = [expwexpl0[9,855-3,745Ig(zM+273)J-0,8] 10’" =
= 363,3 IO-6 м2/с.
Так как ReM< 2200, то воспользуемся формулой (8.74), справедливой для ламинарного режима течения:
ст.п
= 0,0002.
аст м = 0,17-bi-Re'’” Рг',лз GrM(,J I
“mi,	(.РГмлг
.0.25
465
= 0,17-^-227° 33 • 4137,60,43 2 1 771"' х
0,205
f 4137 6 V’*’	/ 9
х *	= 85,01 Вт/(м2 • К),
[ 2208,05 )	7
М /? М Р М 4 1 О 7 £
где Рг. =---------= 4137,6;
Хм
р = Умх-г</,м.с.Рм.сг = 2208
*м.сг
GrM = </м..гРм^-г.1>-<м) =21771; V„
здесь рмхт, </<м, с/1М.сг, Хм, Хм сг, vMcr, рм определялись по формулам (5.97), (5.99), (5.101), (5.104), (5.110):
Рм.ст = [0,881—0,00304(/ст„ —68)1 Ю3=874,92 кг/м’;
С/>м =1736,4 + 2,51tM = 1887 Дж/(кгК);
^.мх-г = 1736,4 + 2,51Zcl,„ =1912,1 Дж/(кгК);
Хм =0,158 -0,0002093(/м -20) = 0,15 Вт/(м К);
Хмст = 0,158 - 0,0002093(/сгп - 20) = 0,148 Вт/(м • К);
v„.cr =[ехр10еХр10[9,855-3,7451g((cr.B + 273)]-0,8] 104i = = 195,34 10-li м2/с;
рм = 0,00304/ (0,881 - 0,00304( (tcr „ + /м) /2 - 68)) = 0,003.
Вычисляем коэффициент теплопередачи от воздуха под кожухом к мазуту в трубопроводе по формуле (8.77):
k =_________________J_________________=
Vm 1 1 , <(Н 1 -------------+ — ----1 п	+------------ ^СГ.М^М.В 2ЛМ ег ^М.В ^И.К.СГ.М^М.П
= 2,876 Вт/(м К), где Хмхт=40 Вт/(м • К) — теплопроводность материала стенки мазутопровода (см. табл. 5.14).
Уточняем значение ZCTR по формуле (8.78):
Находим относительную погрешность расчета по формуле (8.79):
ег.в
= 0,004.
Так как Е/ств< 0,1, то значения А1| М и считаются окончательными.
Определяем удельное количество теплоты, переданное от воздуха под кожухом трубопроводу с мазутом, по формуле (8.80):
?!>.= пЛ м «м) = 151.77 Вт/м,
где Р — угол (см. табл. 8.28);
Ё = arccos	°’002 = 0,843.
4l.ll + 41.п
1.4.	Находим удельное количество теплоты д2и» передаваемое от воздуха под кожухом в окружающую среду в области паровых спутников.
Принимаем температуру окружающей среды в области паровых спутников
*<>.н='.Г -32‘>С.
Задаемся начальными приближенными значениями температур изоляции стенок со стороны паровых спутников и со стороны среды, окружающей паровые спутники:
/и.н1=И0°С; <и.и2= -27 °C.
Рассчитываем среднюю температуру изоляции в области паровых спутников но формуле (8.83):
<<п=0,5(гИЛ11+Ги.п2) = 41,5 °C.
Вычисляем теплопроводность изоляционного материала при Г„ н (см. табл. 8.30) по формуле
Хн,1 = 0,06 + 0,0002гил, = 0,07 Вт/(м • К).
Принимаем коэффициент теплоотдачи от воздуха под кожухом к изоляции [247]
14 Вт/(м2 • К).
Выбираем коэффициент теплоотдачи от изоляции в области паровых спутников в окружающую среду при скорости ветра w = 5 м/с по табл. 8.31:
«и.о.,.= 20,93 Вт/(м2 • К).
Определяем коэффициент теплопередачи от воздушного пространства под кожухом в окружающую среду в области паровых спутников по формуле (8.85):
=-----j--------5^---------j-------0.257 Вт/(м  К).
^||.к.и/и.п1 ^и.пТи.п ^И.О.пУЙ.п2
где
/ИЛ11=|«„+0,02)+2т = 0,231 м;
/и.п2 =|(Ч,а. + 28HJ+0,02) +2m = 0,349 м;
7и.„ =0,5(/и.п1 +/и,п2)=0.29 м;
ш=^-0,01)(</п11 +0,01) =0,0937;
<р = 1. так как /„.„г//,.,,, < 2.
Уточняем значения температур /ил|1 и п2 по (8.86):
ъ
4п!	~	('„.к -U) = U0.3 °C;
®в.к.и7и.п!
466
k с-2	('..К -С,..) = -26,56 "С.
^и.о.п _/и.п2
Определяем погрешности расчетов /,М|1 и Z1Ml2 по (8.87):
и.п! ~		= 0,003;	^п.п2 ^п.п2	= 0,016.
	^и.п!		^и.п2	
>-----------j---------= 0,412 Вт/(м К),
-|-------------------
®илл (^м.и + 5.1.)
Так как £.„ и е/и 0,1, то значения г н1 и /„ IlV счита-I 11.11 1	Ill-Ill 7	9	М-111 J1.IIZ
ются окончательными.
Находим удельное количество теплоты, переданное от воздуха под кожухом в окружающую среду в области паровых спутников, но (8.88):
fe.= 1.25ДЛ.о('».« - U) = ИЛО Вт/м.
1.5.	Уточняем значение tUK по формуле (8.89):
=zn-?'"+fel =122,51 "С.
Вычисляем относительную погрешность расчета /11К по формуле (8.90):
0,219
1	<,.+&„ 0,219 + 0,07 ,
где (р= 1, так как ——--------1— = 132 <2;
0.219
сг= 40 Вт/(м • К) (см. п. 1.3).
Уточняем значения температур ^.и и /и т2 по (8.96):
------+ ——1п^
^М.С1 ^М.И 2А,МХ.Т ^м.Н )
^М.Т.О (^м	^<> Г )	_ _ЛЕ 79 <)р
«Ио.г«..+8И..)
Определяем погрешности вычисления температур /ит1 и ZH.|2 по (8.97):
U.K
= 0,00073.
ez и.т| =	^11.1 1	г1 *и.т1	= 0,004; е(и.,.2 =	^и.т2	^ц.т2 12	= 0,03.
Так как £/вк< 0,1, то значения tU K и qlt, qlu, q2u считаем окончательными.
1.6.	Определяем удельное количество теплоты ^()|Р передаваемое от мазута в окружающую среду через стенки мазутопровода и изоляцию.
Принимаем среднюю температуру окружающей среды в области мазутопровода
= 1.= -32 °C.
Задаемся значениями температур изоляции стенок со стороны мазутопровода ZhtI и со стороны окружающей среды Гит2:
4^1=57 “С, 1ит2=-25°С.
Находим среднюю температуру изоляции по формуле (8.93):
^т=0,5(.и.т1+.и.т2) = 16 “С.
Рассчитываем теплопроводность изоляционного материала при /ит (см. табл.8.30):
Хи = 0,06 + 0,0002z“ г = 0,063 Вт/(м • К).
Определяем коэффициент теплоотдачи от изоляции в окружающую среду по табл. 8.31 при скорости ветра w = 5 м/с:
аи ,,т= 20,93 Вт/(м2  К).
Вычисляем коэффициент теплопередачи от мазута в окружающую среду через стенки трубопровода и изоляцию по формуле (8.95):
Так как £/ит1 и £/ИТ2<0Л> то значения /ит1, Ziit2 и k*.lo считаются окончательными.
Находим удельное количество теплоты, переданное от мазута в окружающую среду через изоляцию, по формуле (8.98):
'/<ь.=<тг^('н-'.,г) = 87,07 Вт/м,
где = тс-^ = 3,14—0,843 = 2,297; а — угол (см. табл. 8.28).
2.	Принимаем коэффициент трепня для турбулентного движения пароконденсатной смеси в паровых спугни-
0,02 [251].
3.	Рассчитываем плотность пароконденсатной смеси на входе в участок по формуле (8.53):
Рп И =-----—i-----= 6,617 кг/м3,
х„ , 1-»..
Рп.нас.н Ри.н
где Р1|.|1«.1>=6'617 кг/м3, р„„= 874,27 кг/м3 при Zi = tn н= 190 °C и рпл = 1,3 • 10° Па; *, = 1 — степень сухости пара на входе в участок.
4.	Определяем перепад давления на участке паропровода:
лр = —^-^^ = -0.24 1()6 Па.
^П.В Р11.11
5.	Находим конечное давление пара
467
/>njt =/>„.„+Д/>=1,3 106 -0,25 10'’=1,06 10б Па,
при этом ^|ж= 180 °C.
6.	Вычисляем энтальпию пара на выходе из участка
<K=in..1-7^-i = 2753 103 Дж/кг, СЛ
где У..= V„ac.„V Ч..аС1,(1 " *,.)= 2786.103 • 1 + 814,7 • 10ях х(1 - 1) = 2786 • 10я Дж/кг; — энтальпия пароконденсатной смеси на входе в участок; здесь 2Н 1|ас н= 2786 X х 1 о’Дж/кг, i„ llaclI= 814,7 • 10’Дж/кг - при /„=*„.„= = 191,6 °C и р,= р„„= 1,3 - 10° Па.
7.	Рассчитываем х* по формуле (8.53):
хк = >п к |ыск = 0,99,
*П.цас.к — ^в.пас.к
где Упас.к= 2778,5 • 103 Дж/кг, У1ас.к= 763,3 • 103 Дж/кг ПРИ '.Г	180 <>с и А,= plut~ 1 ' 10<> Па.
8.	Определяем изменение энтальпии мазута по (8.49):
Д«м=-1-(9)11-9о„)2.=215,7 Дж/кг.
9.	Находим 1М к по формуле (8.54):
Д»м _Рм.к Рм_/1+ 273 Эр ________Рм к [ Рмк Эг
, Рм.к ~Рм.11 ^Р ''М	2
Нм.к
/м.п
----= 60,1 °C,
df
где Срм= 1887 Дж/(кг • К) [определялось ранее при 4,= 60 °C (см. п.1.3)], а значениями	1 + ^Р |
Рм.к [ Рм.к J
Рмк~Рмп^Р
и ~ Эе можно пРенебречь.
10.	Определяем удельные тепловые потоки ^к, у2к> <?()к на выходе из участка, используя расчетный блок 1 (см. § 8.4) и полагая при этом /м= Гм к, tt= /н к, /,„= ри к, х = хк.
10.1.	Задаемся в первом приближении значением температуры воздуха под кожухом:
= 116,5 °C.
10.2.	Вычисляем удельное количество теплоты <ук, отдаваемое паровыми спутниками в воздух под кожухом, для этого задаемся начальным значением температуры стенки парового спутника:
<СТ1=179ОС.
Так как Гстн< 1п нас= 180 °C при ри к- 1 МПа, то пар в паровых спутниках конденсируется и для вычисления коэффициента теплоотдачи от пара или пароконденсатной смеси к стенке парового спутника используем формулу (8.66):
ап=еа0./1 + 4——1 1=50461 Вт/(м2 К),
|	\ Pn.iiac )
где а0 = 0,02 l^-Rei;-** Рг"431	]	=
d	Рг
и.в	К * *».сг J
= 3393,2 Вт/(м2К);
х = х*= 0,99;
Re„ = -^—=60661;
Я^п.вМв
Ргв=!!^ = 1,003;
Ргв сг= Ргн;
с/?п= 4417 Дж/(кг • К), р,=886 кг/м3, Хн=0,67 Вт/(м • К), ц,=153 • 10“° Па • с, р1|ЛМ€= 5,157 кг/м3 — теплофизические характеристики воды и пара на линии насыщения при /|1К= 180 °C и ри к= 1,0 • 10° Па; е= 1,14 для стальных труб.
Находим коэффициент теплоотдачи от стенок парового спутника в воздух под кожухом экстраполяцией данных табл. 8.26:
а,,.™ ,= 22,96 Вт/(м2  К).
Рассчитываем коэффициент теплопередачи от пара в паровых спутниках в воздух под кожухом по формуле (8.69):
*. —------г-^-------------i----К)'
------ч— ---In----ч----------
®п^п.в 2Л.ПСГ	^п.сг.в.к^п н
где Х,( СГ= 40 Вт/(м • К) (см. п. 1.2).
Уточняем значение температуры стенки паровых спутников по формуле (8.70):
Сп =«П-/‘п^п~<пк) = 179,96 "С.
«Мп.»
Вычисляем относительную погрешность расчета температуры стенки парового спутника по формуле (8.71):
Так как £/СТЛ1< 0,01, то значения kn и tcl „ считаем окончательными.
Определяем удельное количество теплоты ук, переданное от пара в воздушное пространство под кожухом, по формуле (8.72):
Як =	-<..«)=146,15 Вт/м.
10.3.	Рассчитываем удельное количество теплоты </1к, передаваемое от воздуха под кожухом мазуту в мазуто-проводе.
Задаемся температурой стенки мазутопровода в области, обогреваемой паровыми спутниками: /СГ|1= 69 °C.
Находим коэффициент теплоотдачи от воздуха под кожухом к стенке трубопровода экстраполяцией данных табл. 8.27:
468
a,15,25 Вт/(м2  К).
Чтобы вычислить коэффициент теплоотдачи от стенок трубопровода к мазуту в нем, определяем число ReM:
лг
ReM=—-------= 228,
n^M.BpMVM
где
рм = [0,881 -0,00304(4„ -68)] 103 =905,02 кг/м’;
vM=[expl0exp1()[9,855-3,7451g(4M+273)]-0,8]10“6 =
= 360,8 10-6 м2/с.
Так как ReM< 2200, то воспользуемся формулой (8.74), справедливой для ламинарного режима течения:
X	( Рг f ’25
aCTM=0,17-^!-Re"BPr^s	=
^М.ц	* Гм.ст )
= 82,69 Вт/(м2К),
VmC*mPm
где Ргм =	*	=4108,3;
К
VMCTC*MCtPmcT
Ргм сг =	р = 2345,58;
^мст
= 19 8б6;
Vm
Рмст> СЛМСГ’ Чет- Чет* Рм рассчитывались по формулам (5.97), (5.99), (5.101) и (5.104), (5.110);
рист =[0,881-0,00304(4ст11-68)]101 = 877,96 кг/м’;
Срм=1736,4 + 2,51ZM= 1887,2 ДжДкгК);
с^м.сг =1736,4 + 2,514сгц =1909,59 Дж/(кг К);
Хм =0,158 - 0,0002093(/м -20) = 0,15 Вт/(м К);
Хмст =0,158 - 0,0002093(ZtT„ -20) = 0,148 Вт/(м К);
vMCT= [ехР10 ехР10[9,855 - 3,7451g(Zcr.„+ 273)] -0,8]-10^=
= 207,06 10-6 м2/с;
Рм = 0,00304/ (0,881 - 0,00304( (tCT „ + 4М) / 2 - 68)) = 0,003.
Вычисляем коэффициент теплопередачи от воздуха под кожухом к мазуту в трубопроводе по формуле (8.77):
i-=—i-----------г-х;------------—=2-78 В’Л"К8
----------1----1 п ———I----------
^ст.м^м.н 2Хмхт </ми ^и.к.СТ.М^М.П
где 40 Вт/(м • К) (см. п. 1.3).
Уточняем значение по формуле (8.78):
<т „ = «м + *вм(<в|< ~<м) = 68,8 °C.
«стм^мв
Находим относительную погрешность расчета £ств по формуле (8.79):
/ СТ. 11
= 0,003.
Так как e/txu<0,l, то значения Лим и ГСГЛ1 считаются окончательными.
Определяем удельное количество теплоты, передаваемое от воздуха под кожухом трубопроводу с мазутом, по формуле (8.80):
7iK = w<A.m|(z».k -*м) = 132,18 Вт/м,
где р/2 = 0,843(см. п. 1.3).
10.4.	Определяем удельное количество теплоты <?2н, передаваемое от воздуха под кожухом в окружающую среду в области паровых спутников.
Принимаем температуру окружающей среды в области паровых спутников
tOA=t = -32 °C.
Задаемся начальными приближенными значениями температур изоляции стенок со стороны паровых спутников и со стороны среды, их окружающей:
<и.„1= 104 “С, 4,, ,,2=-27 "С.
Рассчитываем среднюю температуру изоляции в области паровых спутников по формуле (8.83):
£.п=0,5(4н.п1+4н.п2) = 38,5 °C.
Находим теплопроводность изоляционного материала при Тн н (см. табл. 8.30) по формуле:
, = 0,06 + 0,0002£„ = 0,07 Вт/(м • К).
Принимаем коэффициент теплоотдачи от воздуха под кожухом к изоляции [247]
а,,,= 14 Вт/(м2 • К).
Выбираем коэффициент теплоотдачи от изоляции в области паровых спутников в окружающую среду при скорости ветра w = 5 м/с по табл. 8.31:
аИ О11= 20,93 Вт/(м2 К),
Вычисляем коэффициент теплопередачи от воздушного пространства под кожухом в окружающую среду в области паровых спутников по формуле (8.85):
А„,.=---j-------gb---------j-----= 0,257 Вт/(мК),
-------+---------+---------
®В.К.И-/Й.п1 ^Н.П-Ти-П ®Н.О.П-/и.п2
гДеАпГ 0,231 м,/и, = 0,29 м,/, „2= 0,349 м и коэффициент ф= 1.
Уточняем значения температур п1 и п2 по (8.86):
< П1 =Ч.«-----ton) = 104,69 "С;
®и.к.шУи.п1
<.П2 = п+ S -О = -26,8 °C.
^и.о.п Уи.п2
469
Определяем погрешности расчетов и /1|н2 по (8.87):
е/11.п1 —		— 0,007, е/и.ц2	Gi.ix2 *и и2	= 0,007.
	^M.lll		*н.н2	
Так как Е/ин1 и £nui2< 0,1, то значения п1 и 1ИЛ|2 считаются окончательными.
Находим удельное количество теплоты, переданное от воздуха под кожухом в окружающую среду в области паровых спутников, по формуле (8.88):
1<ЛЛг = 13,83 Вт/м.
10.5.	Уточняем значение 1а к по формуле (8.89):
С =/„-^*=116,56 °C.
Липнл
Рассчитываем относительную погрешность вычисления к по формуле (8.90):
= 0,0005.
Так как Е/ик< 0,1, то значения /в к и	считаем
окончательными.
10.6.	Вычисляем удельное количество теплоты </(>||, передаваемое от мазута в окружающую среду через стенки мазутопровода и изоляцию.
Принимаем среднюю температуру окружающей среды в области мазутопровода
z„ т=/„= - 32 "С.
Задаемся значениями температур изоляции стенок:
U r 57 “С; Usr-25"C.
Находим среднюю температуру изоляции по формуле (8.93):
и=0,5(/ит1+/ит2) = 16 "С.
Определяем теплопроводность изоляционного материала при н (см. табл. 8.30):
Хит= 0,06 + 0,0002/й... = 0,063 Вт/(м - К).
Выбираем коэффициент теплоотдачи от изоляции в окружающую среду по табл. 8.31 при скорости ветра w 5 м/с:
аИ()Т= 20,93 Вт/(м2 • К).
Рассчитываем коэффициент теплопередачи от мазута в окружающую среду через стенки трубопровода и изоляцию по формуле (8.95):
*что =----i:-----------/------------J-—S------>
--------4- ----|n_*LLL + т |п_j^ii--из. +
®С| ,М^М.»	^м.В 2Лги	^М.п
->--------j-------= 0,412 Вт/(м-К),
®И.О.т(^М.И + 5из;
где коэффициент 1 (см. н. 1.6); ЛМС1= 40 Вт/(м • К) (см. п. 1.3).
Уточняем значения температур ^и т1 и ltl ,.2 по (8.96):
Определяем погрешности расчета температур flITl и /||т2 по (8.97):
е/ И.1 1	*it.vl *1!.т1 *и.т!	= 0,003; £,и..,.2 =	*п. т2	*и.т2 *и.т2	= 0,03.
Так как e/11tJ и е,и т2< 0,1, то значения /ит1, ZllT2 и считаются окончательными.
Находим удельное количество теплоты, переданное от мазута в окружающую среду через изоляцию, по формуле (8.98):
Чпк= *м.т.о ^('м-'о.т) = 87,16 Вт/М>
где а/2 = 2,297 (см. п. 1.6).
11.	Находим значение рп к по формуле (8.53):
1	/ «г
Ри.к =—------ТТ7_ = 5’2 кг/м •
К |	К
Рп.пас.к Рп.к
где Pu.uac.r 5,157 кг/м ’, р„.к= 886,9 кг/м3 при t,= /„,= = 180 °C и pt = pti к= 1 • 10ь Па (см. таблицы для воды и водяного пара); 0,99 — степень сухости пара на выходе из участка.
12.	Уточняем перепад давления на участке:
Др = - 8G” ’ 0,5|	V = -0,27  10fi Па.
Я *А1.п Pii.li Рп.к J
13.	Определяем конечное давление пара
А1,к=Й1.11+Д/> = 103.106 Па.
При таком давлении Z), K= 180 °C.
14.	Вычисляем энтальпию пара на выходе из участка:
U= иг=2755 10’ Дж/кг, ^|Д|
где ?|1и= 2786 • 10я Дж/кг — энтальпия гароконденсатпоп смеси на входе в участок (см. п.6).
15.	Находим хк но формуле (8.53):
хк	=0,99,
^п.пас.к “*в.пас.к
где «'„„аоГ 2778,5 • 10я Дж/кг, г,,„а,,к= 763,3 • 10я Дж/кг -энтальпии пара и воды при /н к= 180 °C, ри= ptli = = 1 • 10ьПа(см. п. 7).
16.	Рассчитываем изменение энтал; пин мазута по формуле (8.49):
470
Таблица 11.17. Количество потребляемой теплоты п тепловая эффективность системы мазутов роводов РК «Савиново» (г. Казань)
Номер участка	Количество подводи мой теплоты, Вг		Тепловой коэффициент полезного действия Т|т	
	Зимний период	Летний период	Зимний период	Летний период
1	6242,2	6181	0,91	0,93
2	3560	3486	0,9	0,92
3	56 000	37 200	0,83	0,97
4	56 000	37 200	0,83	0,87
5	3520	3100	0,89	0,9
6	3548	3146	0,887	0,889
В целом по системе ма-зутопрово-дов со спутниками	0,129- 10"	0,09 • 10°	0,88	0,9
0 5
Д*м =т^—(7i„ + 7ik -7o„“7ok)l = 183 Дж/кг. ^мПм
17.	Определяем (м к по формуле (8.54):
273 Эр
Рм.И 1^ Рм.к , Рм.к ~Р.м п др Ср м	->	-Л .
р;,.к
Рм.к Рми
= 60,1 °C,
где 1887 Дж/(кг-К) (определялось ранее при
/м= 60 °C (см. п. 1.3), а значениями	1 + ^Р |
Рм.к I Рм.к dt I
и Р‘м к 2 Р*11 др можно пренебречь.
Рм.к ™
18.	Вычисляем давление мазута на выходе из участка мазутопровода по формуле (8.49):
.2
Р =Р -	V-
Гм к Гм.и	2/5 I Л Г"
Я ^м.в^Рм.п }
= 3,1-106-0,11-10(,= 0,116-10“ Па,
где = 64/ReM= G4/228 = 0,28, так как КеЧ1 < 2200.
19.	Имеем следующие окончательные значения искомых величии па выходе из участка:
Г,(К=180°С; Д1К= 1 • 10“ Па; ^=0,99; tM к= 60 °C;
д’к= 0,116- 10“ Па.
Если в результате проведенных расчетов значения ри к или рм к оказались меньше допустимых, то следует снизить скорость движения пара или мазута за счет уменьшения их расхода или увеличения диаметров трубопроводов. Когда в результате расчетов неудовлетворительными оказались значения /1( k и к, то следует пересмотреть исходные данные с целью уменьшения или увеличения площадей теплопередающих поверхностей или толщины изоляции.
20.	Определяем удельные тепловые потоки (7,	Q(),
Q> по (8.59):
Q = 0,5(f/n + )L = 6242,2 Вт;
Qi =0,5(</111+7ik)L = 5679 Вт;
On =0,5(r/()1,+(/0K)L = 3484,G Вт;
(Л> =0,5(^2ii+72K)/. = 564,6 Вт.
, 21. Находим тепловой КПД мазутопровода
Т) = — = 0,91.
Q
Результаты расчетов для всей системы мазутопрово-дов сведены в табл. 11.17.
Результаты теплового анализа теплотехнологической схемы резервного мазутного хозяйства РК «Савиново» (г. Казань) по основным группам оборудования сведены в табл. 11.18.
11.5. Эксергетический метод термодинамического анализа теплотехнологических схем мазутных хозяйств
В последнее время широкое распространение получил эксергетический метод оценки эффективности технологических процессов, основанный па использовании второго закона термодинамики. Применение давно-
Таблица 11.18. Количество и доля потребляемой теплоты, тепловая эффективность основных видов оборудования резервного мазутного хозяйства РК «Савиново» (г. Казань)
Вид оборудования	Количество потребляемой теплоты, Вт		Тепловой коэффициент полезного действия Г|т		Доля потребляемой теплоты, %	
	Зимний период	Летний период	Зимний период	Летний период	Зимний период	Летний период
Оборудование для сливных операций	2,136 • 10°	1,165- 10"	0,95	0,97	16,0	9,3
Резервуарный парк	0,923 - 10"	0,625 - 10"	0,81	0,82	7,0	4,2
Подогреватели мазута	10,147- 10"	10,747 - 10"	0,97	0,97	76,0	85,9
Система мазутопроводов с паровыми спутниками	0,13 - 10"	0,09 • 10"	0,88	0,9	1,0	0,7
В целом по мазутному хозяйству	13,36 - Ю"	12,63 • 10"	0,9	0,92	100	100
471
го метода позволяет определить относительное влияние на эффективность процесса различных стадий расхода энергии, выявить элементы с наибольшими ее потерями. В [231—236] рассматривается общая методика использования эксергстического метода термодинамического анализа для исследования и оптимизации теплотехнических схем.
Методика расчета значения эксергии для различных видов теплоносителей изложена в [237]. В частности, авторами рассматриваются методы расчета эксергий в потоке, топлива, дымовых газов, водяного пара и воды, а также влажного воздуха.
Следует отметить тот факт, что в ряде работ не рекомендуется применение понятия «эксергия» в качестве единственной основы для измерения энергетической и даже общей экономической эффективности тепловых и силовых процессов. Например, авторами [238] отмечается, что при рассмотрении раздельных (не комбинированных с производством электроэнергии) систем теплоснабжения показателем энергетического совершенства служит не эксергетический, а энергетический (тепловой) КПД. В [239] также указывается на некоторые недостатки, присущие эксергетическому методу.
Однако, несмотря на отмеченные недостатки, эксергетический метод термодинамического анализа получил в последнее время широкое распространение при анализе совершенства теплотехнологических схем различной степени сложности.
При оценке эффективности теплотехнологических схем и установок с использованием эксергетического метода термодинамического анализа основным показателем степени термодинамического совершенства является эксергетический коэффициент полезного действия Т|,х. Абсолютное значение эксергетического КПД позволяет определить степень термодинамического совершенства процесса. Кроме того, значение Т|^ указывает па целесообразность поиска способов снижения энергетических затрат и позволяет определить рациональные в данных условиях методы (с точки зрения энергетики) улуч
шения показателей эффективности теплотехнологической схемы.
В общем виде согласно [231, 239]
ЕЕ'
(П.6)
где Е£' = Е£-' + ЕЕ^' + ЕЕ' — сумма эксергий всех поступающих в систему потоков; ЕЕ/— эксергия поступающих в систему потоков вещества; ЕЕ^'— эксергия поступающих в систему потоков теплоты; 'LL'— работа, поступающих в систему потоков; ЕЕ" = ЕЕ" + LE" + + ЕЕ" — сумма эксергий всех выходящих из системы потоков; ЕЕ-"— эксергия выходящих потоков вещества; ЕЕ^'— эксергия выходящих из системы потоков тепла; ЕЕ"— работа выходящих из системы потоков. При этом следует отметить, что на основании составленного эксергетического баланса в виде
ЕЕ' = ЕЕ"+ ДЕ + ЕЕПОТ	(11.7)
Г|ех можно записать как
_1Е\1Е'-1ЕПОТ-ДЕ
“ IE' IE'
^потА + £
IE' ’
(П-8)
где ДЕ1 — приращение эксергии системы; ЕЕП()Т— эксергетические потери в системе.
Для стационарных процессов ДЕ - 0 и (11.7) примет вид
IE'--1Е"+1Е||ОТ.
(Н.9)
Тогда Т|^ для стационарных процессов запишется как
EF n«=i-^F-	(n-Ю)
Авторы [239, 240] предлагают определить степень термодинамического совершенства теплотехнических схем в виде
где ЕЕПОЛ — сумма эксергий, определяющих полезный эффект системы; Е£под— сумма эксергий, подведенных в систему.
472
В [233] предложена иная трактовка для систем, в которых происходит передача теплоты:
пв=—S	(1112)
ДЕГ
где ДЕ* — увеличение эксергии нагреваемого теплоносителя; ДЕГ — уменьшение эксергии греющего теплоносителя.
Согласно [231, 232] эксергетический КПД для систем с теплообменными процессами определяется как
1-1/0
Ляг	1
1------—
0 + ДО
(11.13)
где 0 -Т^То — безразмерная средняя температура нагреваемого теплоносителя; Д0 = ДТ/ TQ — безразмерная разность температур греющего и нагреваемого теплоносителей
_ - -	т'-Т”	Т”-Т'
\Т = Т -Т —	г г_______х х
г х 1п(тг'/т;) 1п(т;/тх')
(11.14)
— средняя разность температур греющего и нагреваемого теплоносителей; Т/ и Тг" — температуры греющего теплоносителя на входе и выходе из системы; Тх' и Т" — то же, нагреваемого теплоносителя.
В последнее время [239] для повышения точности расчета значения эксергетическо-го КПД используют соотношения (11.6), в котором из ЕЕ" и ЕЕ' вычитают эксергию, не претерпевшую в системе количественных изменений. Такую эксергию называют транзитной Etr.
Тогда выражение для КПД примет вид
EE*-E*
ЕЕ'-Е* ’
(11.15)
Соотношения (11.12), (11.13) применяются для оценки совершенства отдельных элементов теплотехнологических схем, при этом значения для отдельных участков не позволяют оценить всю схему в целом, потому неудобны для общего комплексного анализа больших
систем, хотя и исследуют ее составные части.
При исследовании схем с помощью соотношения (11.11) часто трудно бывает дать точное определение Е£пол, что также затрудняет его использование.
В результате проведенного анализа расчета Т|л воспользуемся (11.6), позволяющим определять КПД как для отдельных элементов схемы и некоторых групп, так и для схемы в целом.
Перейдем к описанию непосредственно методики расчета Т|,х для мазутных хозяйств, где в качестве потоков веществ рассматриваются потоки мазута и пара.
При расчете эксергетического КПД Т),х считаем заданными следующие величины:
—	температура окружающей среды То, К;
—	давление окружающей среды р0, Па;
—	температура пара или пароконденсатной смеси на входе в систему Тп н, К;
—	давление пара на входе в систему рп н, Па;
—	степень сухости влажного пара на входе в систему Хи;
—	температура пара, пароконденсатной смеси или конденсата на выходе из системы Тая, К;
—	давление пара или конденсата на выходе из системы рп к, Па;
—	степень сухости влажного пара на выходе из системы х*;
—	температура мазута на входе в систему Тмн, К ;
—	температура мазута на выходе из системы Ты к, К;
—	количество теплоты, подводимое к системе в единицу времени qnQJV Вт;
—	температура, при которой подводится теплота Тпод, К;
—	мощность, подводимая к системе Д-юд, Вт;
—	количество теплоты, отводимое из системы в единицу времени ^отв, Вт;
—	температура, при которой отводится от системы теплота Тотв, К;
—	мощность, отводимая из системы Цутв, Вт;
—	массовый расход пара Gn, кг/с;
—	то же, мазута GM, кг/с;
473
— для нестационарных процессов разогрева мазута в емкостях: температура мазута в емкости в начале процесса разогрева T^ uv, К; то же, в конце процесса разогрева 7”м к v, К; время разогрева мазута т, с; масса мазута G, кг.
I. Выберем параметры окружающей среды и определим вспомогательные расчетные величины.
1. Находим температуру и давление окружающей среды для рассматриваемой системы.
В большинстве случаев при проектировании мазутных хозяйств в качестве выбирается средняя температура наиболее холодной пятидневки в районе расположения мазутного хозяйства, определяемая по таблицам [157], а р(} принимается равным 0,1 МПа. Иногда значения Т() и р() задаются.
2, 3. Вычисляем удельные энтальпию, Дж/кг, и энтропию, Дж/(кг  К), пара при 7"() и р{). В большинстве случаев значения Т(} и р(} таковы, что пар представляет из себя твердое тело, тогда
^п() ~ А.насО ~ с [> в ( AiacO — АыО ) “ *пл() —
(П.16)
^0=Л..нас0-^в1п^-^-
АыО “*пл0
-с/>л1п^-,	(11.17)
А)
где А.нисо» 5в.насо “ энтальпия и энтропия воды на линии насыщения при давлении определенные по таблицам; 7„л0 — температура плавления льда при давлении р(); Т||ас0 — температура воды и пара па линии насыщения при давлении р{}\	— средняя теплоемкость
воды при 7’в=О,5(7’н.лсо+ Тпл0) и давлении р0; срл ~ средняя теплоемкость льда при Т = 0,5(7’|1л0+ Та) и давлении р„; гпл0- удельная теплота плавления льда при температуре 7;л0 и давлении pQ.
Когда параметры р(} и 70 таковы, что пар представляет из себя жидкость, то
AiO ~ А.насО ““ С/) в (AiacO ~	’	(11.18)
(1Ы9) А>
где — средняя теплоемкость воды при Т= 0,5(7'н.1с0+ 7'()).
Если параметры р{) и таковы, что пар остается перегретым, его характеристики г„0 и 5п0 можно определить по таблицам для водяного пара.
II. Определяем сумму эксергий на входе в систему.
1. Для стационарных процессов, когда на входе в систему подается пар с параметрами Тп ]Р К, рц н, Па, и расходом Gn, кг/с, находим удельную эксергию потока пара, Вт, на входе по формуле
£||.н =^11(гп.н “гпО “ А)(511.п -5п())).	(11.20)
Здесь гп п, snjl — энтальпия и энтропия пара при Тп н и рц н, которые можно определить по таблицам для воды и водяного пара.
Значения гп н, sn н для насыщенного или перегретого пара можно вычислить по формулам
*п.н ~ гп.нас.н + £/;п.н (^п.н “Агас.н)»	(И*21)
*п.н=*п.н ас.н+^п.н’п/^,	(Н.22)
Aiac.H
гле 4i.Hac.H- ^л.нас.н’ 7иас.и ~ СООТВСТСТВСННО ЭН-тальпия, энтропия и температура насыщенного пара при давлении рп п (см. таблицы для воды и водяного пара); с^и н — средняя в диапазоне температур от 7нас н до Тп и и давлении рп и теплоемкость пара, которая может быть определена по таблицам для воды и водяного пара при ^.н= 0»5(^п.н+^нас.н)» здесь / = 7 — 973 /	= 7'	— 974
41.и 1 п.н	^нас.н 1 нас.н
Для влажного пара
^п.н ~ А.нас.н^н А.нас.н (1 ~	)’	(11.23)
^п.и — \кнас.нЛ'н + ^в.нас.н	( 11 ’24)
где А.наС.н, 5в.нас.н ~ энтальпия и энтропия воды на линии насыщения при рп н и Тнасл1; хн — степень сухости влажного пара на входе в систему.
474
Когда Дмр T1IJP Д), Ti} таковы, что пар можно рассматривать как идеальный газ, то значения zn н, Дж/кг, и лп н, Дж/(кг • К), рассчитываются как
*п.и ~ *и() + Срп.Н^п.н > дп.н ~ 'SlO + Ррн ’ (11-23)
при этом
гп0 = ср\\1(}
и
(11.26)
(11.27)
5п()=6>н1п70“^1пА)-
Здесь Српл1 — средняя теплоемкость пара при Тп, = 0,5(7; , + 7;), R = 461,5 Дж/(кг • К)-газовая постоянная для пара.
Для нестационарных процессов подогрева мазута в резервуарах с помощью статических подогревателей определяем общее количество эксергии /Гп нт, Дж, подведенное к системе с паром за время т, по формуле
Е;11Т=0,5т(Е'.н0 + /-'.111)>	(11.28)
где £'пн0 рассчитывается по (11.20) при температуре 7; н0 и давлении /;пн0 пара па входе в статические подогреватели в начальный момент времени; Е'г1111 находится по (11.20) при температуре Tlull и давлении пара рп н1 па входе в статические подогреватели в конечный момент времени.
Если параметры пара на входе в систему в течение процесса по меняются, то вместо (11.28) следует использовать следующую формулу:
Кнг = хКн.	(П.29)
где Е'п н также определяется по (11.20).
2.	Для стационарных процессов, когда па входе в систему подастся мазут с температурой Тм н и расходом GM, кг/с, эксергия потока мазута на входе в систему Е'м н, Вт, определяется (так как в подавляющем большинстве случаев параметры 70, Тмнтаковы, что мазут не меняет свое агрегатное состояние) по формуле
= G M с
, (11.30)
A) J
где н — средняя теплоемкость мазута при температуре н- 0,5(/м<н+ /0), рассчитываемая по формуле (5.99); здесь /М1|= 7"м н- 273, kr П - 273.
Для нестационарных процессов подогрева мазута в резервуарах циркуляционным способом находим общее количество эксергии £'1НТ, Дж, подведенное к системе с мазутом за время т, по формуле
е;11Т=о>5т(г'.„о+к.„1),	(П.31)
где E'Ki н0 рассчитывается по (11.30) при температуре 7"М1(() циркуляционного мазута на входе в резервуар в начальный момент времени; £;н1 рассчитывается по (11.30) при температуре ТМЛ11 циркуляционного мазута на входе в резервуар в конечный момент времени.
Если параметры циркуляционного мазута па входе в резервуар в процессе подогрева не меняются, то вместо (11.31) следует использовать следующую формулу:
С.нг=тС,..	(П.32)
В случае нестационарных процессов подогрева мазута в резервуарах определяем также эксергию мазута, Дж, в начальный момент времени по формуле
^м.ш/

о
(11.33)
где су,м „ v— средняя теплоемкость мазута при температуре Гм „ = 0,5(/м„ + /п), рассчитываемая по формуле (5.99); здесь tM н = Ти „ „ -- 273; Zo= 7], - 273.
3.	Находим эксергию теплоты, подводимой к системе.
Для стационарных процессов
я;=мпоД.	(11-34)
-1 Т"
где	— — эксергетичсская темпера-
Люд
туриая функция; </11ОД — количество теплоты, подведенное к системе в единицу времени,
475
Вт; Т|ЮД — температура, при которой эта теплота подводится, К.
Для нестационарных процессов определяется общее количество эксергии Е'т, Дж, подведенное к системе с теплотой за время т:
<П-35)
где т — время протекания процесса;
< = 0,5«1-ь<2);	(11.36)
под.н
(11.37)
тпод.н. Т’под к - температуры в начале и в кон-це процесса.
Если вместо (?под задано общее количество теплоты, подведенное к системе, (2п<>д’ Дж> то Е^, Дж,определяется по формуле
^г=%од-	(11-38)
В большинстве случаев на практике эксергия к системе, кроме как с потоками вещества и мощности, не подводится.
В этом случае можно считать, что Е'= 0 и £f/;=o.
4.	Находим эксергию подводимой к системе мощности L'. В большинстве случаев для мазутных хозяйств под £', Вт, понимается мощность насосов, которая определяется следующим образом:
для насосов, перекачивающих мазут
(1139)
ПнРм
где GM — массовый расход мазута; Дрм, Г|н — напор и КПД насоса; рм— плотность мазута, перекачиваемого насосами.
В большинстве случаев можно принять
Т|н= 0,75.	(11.40)
Для расчета термодинамического КПД Т|,,х значение L' определяется как
L' = L'm,Bt.	(11.41)
Для нестационарных процессов рассчитывается значение подводимой к системе работы L' за время т по формуле
£'т=тЕ', Дж,	(11.42)
где т — продолжительность процесса.
5.	Определяем сумму эксергий на входе в систему.
Для стационарных процессов сумма эксергий па входе в систему, Вт,
£Г=кн+е;11+£;+г. (плз)
Для нестационарных процессов подогрева мазута в емкостях вычисляется сумма эксергии мазута в емкости в начале процесса разогрева и эксергии, подведенной к емкости, Дж:
для парового подогрева
ЕЕ = £м Hv 4-Еп 4-£г/т 4-Ет;	(11.44)
для циркуляционного способа подогрева
= £м.н V + ^м.нт + Д/т + Д>	(11 '4°)
где Т — время разогрева мазута.
III. Определяем сумму эксергий на выходе из системы.
В некоторых случаях, как уже говорилось ранее, параметры пара или пароконденсат-пой смеси на выходе из системы заранее неизвестны. Тогда их необходимо рассчитать на основе уравнений теплового и механического балансов. Так, например, для определения рп к, in к и tM к при расчете мазутопроводов с паровыми спутниками следует воспользоваться алгоритмом [см. §8.4 и формулы (8.49)].
При движении пара в теплообменниках обычно принимается такой его расход Gn, который ведет к тому, что весь пар в теплообменнике конденсируется, а значение Др по пару обычно определяется по таблицам для теплообменников рассматриваемого типа или пренебрежимо мало.
1.	Для стационарных процессов, когда па выходе из системы определены параметры пара Тп к, К, рп к, Па, и расход G„, кг/с, эксергия потока пара, Вт, на выходе:
Кк = Gn Оп.к -4,0 -7()0п.к -*..()))•	(II-46)
476
Здесь гп к, sn к, Тп к — соответственно энтальпия, энтропия и температура пара, пароконденсатной смеси или конденсата при давлении рп к (см. таблицы воды и водяного пара). Значения гпк, Дж/кг, sn к , Дж/(кг • К), для перегретого или насыщенного пара можно вычислить по формулам
^п.к ~~ ^п.нас.к + £/>п.к С^п.к ~~ ^нас.к)» (И*47)
*пк=*ппаск+^пК1п-^-.	(И-48)
U.K ll.HdC.K 0 1LK гр	1	X	/
* нас.к
где L	v — энтальпия и энтропия пасы-
щенного пара при давлении рп к, Тнас к— температура насыщенного пара при давлении рп к (см. таблицы для насыщенного пара); срп к — средняя в диапазоне температур от Тнасж до Тп к при давлении рп к теплоемкость пара, которая может быть найдена по таблицам для воды и водяного пара при Тп к=0,5(Тп к+ Тнас к).
Для влажного пара
^п.к "" ^п.нас.к^к ^в.нас.к 0 *Sc)’	(11-49)
^п.к — ^п.нас.кк + ^в.нас.к (1 ” Д'к ) ’	(11.50)
где L 1г, sn w — энтальпия и энтропия во-В.НДС.К7 В.НДС.к	1
ды на линии насыщения при рп к и Тнасж; хк — степень сухости пара, определяемая при Тп к И Аьк-
Если из системы выходит конденсат с параметрами Тп к и р}1 к, то
?п К М"1Г К ””	(^.Г К ~ 7L If ),	( 1 1 .5 1)
U.K В.НДС.к	р В х НДС.К U.K/7	х	/
5пк"\шск~СИ!п—•	(11.52)
Н.П.	11.НДС.К	р U гу-ч 7	х	г
* ПК
где — средняя теплоемкость воды в диапазоне температур от Тп к до Тнас к и давлении Рп.к’ рассчитываемая при Тв= 0,5( Тнас К+Тп к) по соответствующим таблицам.
Когда значения рп к, Тп к, />0, 70 таковы, что пар можно рассматривать как идеальный газ, то
4i.k гп0 + срп.к^п.к»
^п.к ~ ^пО + с/)п.к ~	А1.к' (И -53)
При этом гп0=с?п кТ0 и sn0= cpn к InТ{} -
- R In р{у Здесь Ср п к — средняя удельная теплоемкость в диапазоне температур от Т{} до Тп к при давлении рп к, вычисляемая по таблицам для воды и водяного пара при Т = = О,5(Тпк+То).
Для нестационарных процессов подогрева мазута в резервуарах с помощью статических подогревателей определяем общее количество эксергии Е"^ Дж, отведенное от системы с паром за время т, по формуле
К.кг=0,5т(Кк0+Кк1),	(11.54)
где Еп"к0 рассчитывается по (11.46) при температуре Тп к0 и давлении рп к() пара на выходе из статических подогревателей в начальный момент времени; Еп"к 1 вычисляется по (11.46) при температуре Тп к] и давлении/>п к1 пара на выходе из статических подогревателей в конечный момент времени.
Если параметры пара па выходе из системы в течение процесса не меняются, то вместо (11.54) следует использовать следующую формулу:
Ккг = <к-	(11.55)
2.	Для стационарных процессов, когда на выходе из системы определены температура мазута Тмк, К, и расход GM, кг/с, эксергия Е" к, Вт, потока мазута на выходе вычисляется (так как в подавляющем большинстве случаев параметры 70, Тм к таковы, что мазут не меняет свое агрегатное состояние) по формуле
/	'р
£MK=GM СьЫк(Тик-Ти)-Тос.мк\п-^ ,(11.56)
М.К М р М.К х М.К U / U р М.К гр 7 X	/
А)
где Срм к — средняя теплоемкость мазута при температуре Г = 0,5(Л, + fo), рассчитываемая по (5.99); здесь /м к= Тм к- 273, £0= То - 273.
Для нестационарных процессов подогрева мазута в резервуарах циркуляционным способом находим общее количество эксергии Е'м.кт» Дж* отведенное ст системы с циркулирующим мазутом за время т, по формуле
<кт-0,5т(Ск0+ £_,),	(11.57)
477
где Е''>к’о Рассчитывается по (П.56) при температуре Тм к0 мазута па выходе из резервуара в начальный момент времени; Е" к1 вычисляется по (11.56) при температуре Тм к1 мазута на выходе из резервуара в конечный момент времени.
Если параметры мазута на выходе из системы не меняются в течение процесса, то вместо (11.57) следует использовать следующую формулу:
е”кх=тЕ^к,	(11.58)
где Е" к определяется по (11.56).
В случае нестационарных процессов подогрева мазута в резервуарах находим также эксергию мазута в конечный момент времени по формуле
(	'Т'
E"Kt;-G сЬмкр(7мк1~7о)~7(>с1>мкг^п МН" > v	V М.К1/ X M.Kt \J / 1/ I/ M.l\v	*"1"*	л
I	J
(11.59)
где CpMKV— средняя теплоемкость мазута при температуре tU KV= 0,5(ZM Kt+ Zo) [см. формулу (5.99)]; здесь ZM KU= TMKV— 273; To - 273.
3.	Определяем эксергию отводимой от системы полезной (используемой) теплоты или эксергию, не связанную с потерей теплоты Qj1()T в окружающее пространство.
Для стационарных процессов эксергия, Вт, отводимой от системы полезной теплоты
Я^Мотв,	(11.60)
" . т0
где Хе =1-----— экссргетическая тсмпсра-
^ОТВ
турная функци; qOTl. — количество полезной теплоты, отведенное от системы, Вт; Тотв- температура, при которой эта теплота отводится, К.
Для нестационарных процессов общее количество эксергии, Дж, отведенное от системы с полезной (используемой) теплотой за время т:
^т=Х?от,Л-	(11.61)
где Т — продолжительность процесса.
В (11.54) т/' определяется следующим образом:
т>0,5(<1+<2),	(11.62)
(11.63)
7<>Т1>.Н. Т’отв.к - температуры, при которых отводится полезная теплота ^оти в начале и конце процесса.
Когда вместо qOT]i задано общее количество отведенной от системы полезной теплоты Опт», Дж, ТО
(11.64)
Если система только теряет некоторое количество теплоты в окружающую среду <?пот, Вт (Слот- Дж), ТО
для стационарных процессов
F" = 0-
*-7/ пот
(11.65)
для нестационарных процессов:
^2, ПОТТ О’
(11.66)
4.	Определяем эксергию отводимой от системы мощности L" или отводимую от системы работу время т. В большинстве случаев для мазутных хозяйств L"= 0 и Е"= 0.
5.	Находим сумму эксергий на выходе из системы.
Для стационарных процессов сумму эксергий, Вт, на выходе из системы можно определить по следующей формуле:
У Е = Е~ к + Е^ K+E"+L.	(11.67)
Для нестационарных процессов подогрева мазута в емкостях рассчитывается сумма эксергии мазута в емкости в конце процесса разогрева, Дж, и эксергии отведенной от емкости, Дж, по формулам:
для подогрева с помощью пара
= Em.kv + 4',U + ЕЧТ + Ех;	(11.68)
для циркуляционного способа подогрева
478
YE=lC.KV+^ + ^+lZ (11-69)
где т — время разогрева мазута.
11.6. Термодинамический анализ теплотехнологических схем мазутных хозяйств различного типа
Резервное мазутное хозяйство электростанций со снабжением мазутом по трубопроводу. В качестве примера, как и при проведении теплового анализа, рассмотрим мазутное хозяйство Нижнекамской ТЭЦ-1 (НКТЭЦ-1).
Термодинамический анализ работы резервуарного нарка НКТЭЦ-1 проведем для наземного металлического вертикального цилиндрического резервуара со сферической кровлей объемом V= 10 000 м3. Рассмотрим процесс подогрева мазута в резервуаре с помощью статических подогревателей.
Приведем необходимые данные для выполнения термодинамического анализа, полученные с использованием результатов теплового анализа:
температура пара на входе в резервуар Ти н= 453 К;
то же давление ри н= 1 • 10° Па;
температура пара на выходе из резервуара ТИ к= 453 К;
то же давление рц к= 1 • 10° Па;
степень сухости пара на входе в резервуар х, = 1;
то же на выходе из резервуара хк= 0;
расход пара GH= 0,5 кг/с;
температура мазута в начале разогрева Тм 1П= Тх= 331 К;
то же в конце разогрева Kv= Т2м = 343 К;
высота слоя мазута в резервуаре Лн= 10 м;
масса мазута в резервуаре G = 8 882 447 кг;
время разогрева мазута т = 226 446 с;
I. Выбираем параметры окружающей среды и определяем вспомогательные расчетные величины.
1. Задаемся значениями температуры и давления окружающей среды для зимнего периода работы НКТЭЦ-1 (см. табл. 5.5, 5.6): Т0=241 К,Д,= 0,1 • 106 Па.
2. Находим удельную энтальпию пара по формуле (11.16):
7п0 = 7 *п.пасО'-С/>в(^1шс()“^1ио)“ riL-i()-C/;.'i	=
= 419,1 -10я-4,216- 10 я (373- 273)-335- 10 я-
-2,1  10я (273 -241) = -404,7 10я Дж/кг,
где i„liac 0 = 419,1 • 10я Дж/кг; Т„л0= 273 К; Т„ас 0= 373 К; ct,= 4,216 - 10я Дж/(кг • К); (при Т,= 0,5(7',и1()+	=
= 0,5(273 + 373) = 323 К); г11л0= 335 • 10я Дж/кг; с/>л= = 2.1  10я Дж/(кг • К); (при Тл = 0,5(7;,л()+ Т„) = 0,5(273 + + 241) =257 К).
3. Рассчитываем удельную энтропию пара при Т()= 241 К, р1}= 0,1 • 103 Па по формуле (11.17):
373
= 1,303-10я -4,216- 10 я In—
273
335-10я
273
271
-2,1  10я In——— = -1,487  10я Дж/(кг  К),
где Jlllllico= 1,303 • 10я Дж/(кг • К) определялось по табли-цам для воды и водяного пара.
II. Находим сумму эксергий мазута в резервуаре в начале разогрева и подводимой к резервуару .
1.	Рассчитываем количество эксергии, подведенной с паром к системе за время Т, по формулам (11.20), (11,29):
Кпг =^('в .Н.,0 - W.-*„о))=О,5-226446х х(2778,5- 10я -(-404,7-103) — 241(6,585 10я -
-(-1,487-10 я))) = 140,153-109 Дж,
где £,, ,,= 2778,5 • 10я Дж/кг, 6,585 • 10я Дж/(кг • К) определялись по таблицам для водяного пара при Ти , = 453 К и ри„= 1 • 106 Па, х, = 1).
2.	Вычисляем эксергию мазута в резервуаре в начале процесса его разогрева по формуле (11.33):
Ам.пг р/м.1н-(7м ПТ, Т{}) 70С^М1П,1п ^1П
= 8 882 447(1769,03(331 - 241) -
-241-1769,03 In—=212,531-Ю9 Дж, 241
где с//м11„ = 1736,4 + 2,51 1К „„ = 1736,4 + 2,51 • 13 = = 1769,03 Дж/(кг-К); ^„.,= 0,5(rM I„+ Q = 0,5(58 - 32) = = 13 °C; 4, ,,„= Тм1,„- 273 = 331 - 273 = 58 °C; ц, = -32 “С.
3.	К резервуару извне не подводится теплота, кроме как с потоком эксергии пара, поэтому Е'<(Х = 0.
4.	Мощность к резервуару также не подводиться, поэтому Ц = 0.
5.	Определяем сумму эксергий по формуле (11.44):
YE'= Е'^+Е'^ +е;г+1^= 212,531 -10” + +140,153-10я = 352,674-109 Дж.
III. Находим сумму эксергий мазута в резервуаре в конце разогрева и отводимой от резервуара.
1.	Рассчитываем количество эксергии, отведенное с паром от резервуара за время Т, по формулам (11.46), (11.55):
Кит =G„4in.K -iuo -7;>(Vk -5iiU)) = 0,5-226446x х(763,3-10я -(-404,7 10я)-241(2,138-10я -
-(-1,487- 10я))) = 33,33-109 Дж,
где ^1К= 763,3 • 10я Дж/кг, jUK= 2,138 • 10я Дж/(кг • К) (оп-ределялись по таблицам для воды и водяного пара при Тп = 453 К, />п к= 1 • 10б Па, х,= 0).
2.	Вычисляем эксергию мазута в резервуаре в конце процесса его разогрева по формуле (11.59):
479
Дижи C^M.Kll(^M.KV ^о) ^)СрМ.К1^П \ у°
= 8 882 447(1784,09(343 - 241) - 241 х
343	а
х1784,091п—- = 268,498-103 Дж, 241
где ^MKV* 1736,4 + 2,51ZMKV = 1736,4 + 2,51 • 19 = = 1784,09 Дж/(кг • К); iM.KV- 0,5(rM>lt+	= 0,5(70 - 32) =
= 19 °C. t„ K = T„KV- 273 = 343 - 273 = 70 °C; V -32 °C;
3.	Так как от резервуара не отводится полезно используемая теплота, то £"т = 0.
4.	От системы также не отводится мощность, поэтому 1" = 0.
5.	Определяем сумму эксергии по формуле (11.68):
= £".к„ +	+ й = 268,498-109 +
+ 33.330-109 =301,828-109 Дж.
IV.	Рассчитываем эксергетический КПД системы по формуле (11.6):
П
_ 301,828 109 £ Д' ~ 352,684 -109
V.	Общее количество подведенной к двум резервуарам эксергии в единицу времени
9	9
- У £' = —-—352,684 1О’
226 446
3,12 Ю6 Вт.
Па рис. 11.13 представлена эксергетическая диаграмма процесса подогрева мазута в резервуаре с помощью статических подогревателей.
Аналогичные расчеты были проведены и для других используемых на НКТЭЦ-1 резервуаров, перечисленных в разделе, посвященном тепловому анализу оборудования НКТЭЦ-1.
Также были выполнены расчеты для всех типов резервуаров для летнего периода работы при То= 293 К. Результаты всех вычислений сведены в табл. 11.19.
Термодинамический анализ работы парка подогревателей мазута. Рассмотрим подогреватель мазута ПМ-10-120. Приведем необходимые данные для выполнения термо-
Рис. 11.13. Эксергетическая диаграмма процесса подогрева мазута в наземном металлическом вертикальном резервуаре объемом У= 10 000 м3 с помощью статических подогревателей (Нижнекамская ТЭЦ-1)
динамического анализа с использованием результатов теплового анализа:
температура пара па входе в теплообменник 7],„= 453 К;
то же давление рп „= 1-10° Па;
температура пара па выходе из теплообменника 7;ьк= 453 К;
то же давление Д1Ж= 1-10° Па;
степень сухости пара па входе в теплообменник л^ = 1;
то же на выходе хк= 0;
расход пара G, = 2,26 кг/с;
температура мазута на входе в теплообменник
ТМ.„=ЗЗЗК;
температура мазута на выходе из теплообменника Тм к= 388 К;'
расход мазута GM= 33,33 кг/с.
добавочное давление, создаваемое насосами, АД = 0,28 - 106 Па;
КПД насоса Г|, = 0,75.
I. Выбираем параметры окружающей среды и определяем вспомогательные расчетные величины.
1. Задаемся значениями температуры и давления окружающей среды для зимнего периода работы НКТЭЦ-1 (см. табл. 5.5, 5.6): Т{)= 241 К, р{}= 0,1 • 106 Па.
2, 3. Значения г,1(), 5и0 были получены в приведенном анализе резервуара объемом У = 10 000 м3:
i,l0 = -404,7 • 103 Дж/кг; 5110= -1,487 • 103 Дж/(кг • К).
II. Находим сумму эксергий на входе в теплообменник.
1.	Определяем количество эксергии, подводимой к теплообменнику с паром в единицу времени, по формуле (11.20):
=G„('n... Чо -5„о)) = 2,26(2778,5-103 -
-(-404,7 • 10s) -241(6,585  10:1 - (-1,487 • 10:’))) =
= 2,799-10fi Вт,
где 2778,5  103 Дж/кг, s„ н= 6,585 • К)’ Дж/(кг-К) (находились по таблицам для водяного пара при 453 К и />„„= 1 • 106 Па, а;,= 1.
2.	Рассчитываем количество эксергии, подводимой к теплообменнику с мазутом в единицу времени, по формуле (11.30):
ГМ11 =GM С/,».и(.ТМЛ1 -Тп)-Тпс11МЛ1\п^-1=33,ЗЗх
\	A) J
х (1771,54(333 - 241) -241 1771,54 In— |= 0.831 • 10й Вт,
где с/)М = 1736,4 + 2,51 ГМ>1= 1736,4 + 2,51-14 = = 1771,54 Дж/(кг - К);	- 0,5(ZMZ„) - 0,5(60 + (-32)) -
= 14 °C, tv „ = Тм „ - 273 = 333 - 273 = 60 °C; Ц,= -32 °C.
3.	К теплообменнику извне, кроме как с потоками вещества, теплота не подводится, поэтому Е'.
4.	Количество подводимой к теплообменнику мощности (мощности насосов) находится по формуле (11.39):
480
Таблица 11.19. Количество подводимой эксергии и эффективность резервуарного парка Нижнекамской ТЭЦ-1
Вид резервуара	Эксергетический коэффициент полезного действия		Количество переданной эксергии, Вт	
	Зимний период	Летний период	Зимний период	Летний период
Наземный металлический V= 10 000 м\ (2 шт.)	0,86	0,88	3,12 • 10й	1,3  10й
Подземные железобетонные Vе 10 000 м\ (8 шт.)	0,90	0,92	16,4 • 10й	12,4 • 10й
В целом по резервуарному парку	0,89	0,91	19,52 • 10й	13,7- 10й
33,33 0,28 10й =1()6
П„Рм.„ 905,32-0,75
где рм„ =[0,881-0,ООЗО4(4М11 -08)] 103 = =[0,881-0,00304(60 -68)] 103 =905,32 кг/м3,
5.	Вычисляем сумму эксергий па входе в теплообменник по формуле (11.43):
J] Е' =	„ + Е' „ + Е' + L' = 0,831  10° +2,798 • 10й +
+0,014 10й =3,643 10й Вт.
III. Определение суммы эксергий на выходе из теплообменника.
1.	Рассчитываем количество отводимой от теплообменника эксергии с паром в единицу' времени по формуле (11.46):
Ск =GnG„.K	-5по))=2,26(763,3-103 -
-(-404,7-103)-241(2,138-103-(-1,487 1О3))) =
= 0,665-10й Вт,
где г,, к= 763,3 • 103 Дж/кг, зпк= 2,138 • 103 Дж/(кг  К) (он-ределялись по таблицам для воды и водяного пара при т;1к=453 К,/>„ к= 1 • 10й Па, 0.
2.	Находим количество эксергии, отводимой от теплообменника с мазутом в единицу времени, по формуле (11.56):
Ем, =G„I ^м.к(7м к-7<>)_7'ОС/,МК In^^- |=
\ U /
= 33,33^1840,6(388 -241)-241 1840,61n|^j=
= 1,978 10й Вт,
где = 1736,4 + 2,51 Гмк = 1736,4 + 2,51 41,5 = = 1840,6, Дж/(кг  К); й = 0,5(4, к + (,) =0,5(115 - 32) = = 41,5 ’С; 4, к= TMJt - 273 = 388 - 273 = 115 °C; (,= -32 °C;
3.	Так как от теплообменника не отводится полезно используемая теплота, то Е"= 0.
4.	От системы не отводится также мощность, поэтому Г= 0.
5.	Вычисляем сумму эксергий на выходе из системы по формуле (11.67):
У Е = Е" + Е" + Е +L = 1,978 10й +0,665  10й = М.К	И.К	Ц	1	1
= 2,643 10й Вт.
IV.	Определяем эксергетический КПД системы по формуле (11.6):
1,,
2-643 1о; =0.72. 3,643-10й
V.	Общее количество эксергии, подведенное к системе с теплотой из девяти теплообменников.
9^ Д' = 9 - 3,643 • 10й = 32,79 10й Вт.
На рис. 11.14 представлена эксергетическая диаграмма процесса подогрева мазута в подогревателе ПМ-10-120.
Аналогичные расчеты были проведены для летнего периода работы Нижнекамской ТЭЦ-1, в результате чего для подогревателя ПМ-10-120 было получено:
П„ =0,75;
9£Е'=16,5 10й Вт.
Термодинамический анализ работы системы мазутопроводов с паровыми спутниками. Как и в случае теплового анализа, рассмотрим конкретный участок мазутопроводов с паровыми спутниками (см. табл. 11.8). Приведем необходимые расчетные данные, использовав результаты теплового анализа:
Рис. 11.14. Эксергетическая диаграмма процесса подогрева мазута в подогревателе ПМ-10-120 (Нижнекамская ТЭЦ-1)
481
температура пара на входе в паровые спутники г,,,„=453 К;
то же давление рц н= 1  10° Па;
температура пара на выходе из паровых спутников Тц.= 403 К;
то же давление ри к= 0,27 • 10ь Па;
степень сухости пара па входе в паровые спутники Хи“ 1,
то же на выходе хк= 0,296;
расход пара на один спутник Gu= 0,097 кг/с;
число паровых спутников 7/п= 2;
температура мазута па входе в мазутопровод = 388 К;
температура мазута на выходе из мазутопроводов Тм к= 389 К;
расход мазута на один мазутопровод 19,12 кг/с;
число мазутопроводов 7\t= 1.
I. Выбираем параметры окружающей среды и определяем вспомогательные расчетные величины.
1. Задаемся значениями температуры и давления окружающей среды для зимнего периода работы НКТЭЦ-1 по табл. 5.5, 5.6: Т{)= 241 К; р(}= 0,1  К)6 Па.
2, 3. Значения удельных энтальпии и энтропии пара при Т() и р{} были получены ране при проведении термодинамического анализа работы резервуарного парка НКТЭЦ-1:
£,,„=-404,7- 10я Дж/кг; 5,, ,,=-1,487- 10я Дж/(кг • К).
II. Находим сумм}7 эксергий, подводимых к системе мазутопроводов с паровыми спутниками.
1.	Определяем количество эксергии, подводимой к системе с паром в единицу времени, по формуле (11.20):
="nGn(in.„ -!п()-r()(sn„ -гп0)) = 2-0,097(2778,510 я -
-(-404,7  10я) - 241(6,5847  10я - (-1,487  10я))) =
= 0,24-10в Вт,
где 2778,5  10я Дж/кг, 5,,,= 6,5847 • 10’ Дж/(кг • К) (см. таблицы для водяного пара при Тп 453 К и />„ , = 1 « 10° Па).
2.	Рассчитываем количество эксергии, подводимой к системе с мазутом в единицу времени, по формуле (11.30):
="„G„| с ,п(ТКЛ1 -T0)-TltcIIKMln^- |=
I	'° /
= 1-19,12р840,57(388-241)-241-1840,57х
x In—1=1,134-106 Вт,
241)
где = 1736,4 + 2,51 Гм„ = 1736,4 + 2,51 41,5 = = 1840,57 Дж/(кг • К); Ги ,,= 0,5(гм ,,+ („) = 0,5(115 - 32) = = 41,5 °C; 1„ ,= Ти,273; «,,= То - 273 = -32 °C.
3.	К системе извне, кроме как с потоками вещества, теплота не подводится, поэтому £' = 0.
4.	К мазутопроводам также не подводится мощность, поэтому L' = 0.
5.	Вычисляем сумму подведенных к системе эксергий по формуле (11.43):
£ Е' = Гм,,+ Е'„,,+ £,;+ /.' = 1,134  10в+ 0,24  10в=
= 1,374-10е’ Вт.
III. Определяем сумму эксергий, отведенных от системы мазутопроводов с паровыми спутниками.
1.	Находим количество эксергии, отводимое от системы в единицу времени с паром, по формуле (11.46):
<.К= п„Сп (гп.к-1п(1-Д,(5п.к-5„о))=2-0,097(1189.99- 10я --(-404,7-10я)-241(3,23-10я-(-1,487-10я))) =
= 0,089-10'' Вт,
где «„«= '„и... Л+ 'п„.кк(1 - ч)=2720,7 - 10я - 0,296 + +546,4- 10я(1 -0,296) = 1189,99 • 10я Дж/кг; л„ к= 5„ к + +	,к(1 - Ч) = 7,026- 10я- (0,296 +1,6344  10я( 1 - 0,296) =
= 3,23  10 я Дж/(кг • К); к, к - удельные эпталь-пии насыщенных пара и воды при давлении ptJ к= = 0,27 • 10ь Па, определяемые по таблицам для воды и водяного пара; 5П 1( lt к, ли1| И к — удельные энтропии.
2.	Рассчитываем количество эксергии, отводимой от системы с мазутом в единицу времени, по формуле (11.56):
Ем.к =72мСм| с/>м.к(^м.к	| =
= 1-19,12^1841,82(389-241)-241х
Х1841,821п— 1=1,149-Ю6 Вт, 241 )
где с/)мк = 1736,4 + 2,51 Гмк = 1736,4 + 2,51-42 = = 1841,82 Дж/(кг-К); tv к=0,5(<м к+ <()) = 0,5(116 - 32) = = 42 °C;	= Т„ к - 273 = 116 °C; «,,= Та - 273 = -32 °C.
3.	Так как от системы мазутопровода с паровыми спутниками не отводится полезно используемая теплота, то е; = о.
4.	От системы также не отводится мощность, поэтому Г = 0.
5.	Вычисляем сумму отводимых от системы эксергий но формуле (11.67):
у Е = Е“ к +Е" + Е" + L = 1,149 - 10в + 0,089  10в = м.к и.к Ч	*	1
= 1,238-10в Вт.
IV. Находим эксергетический КПД системы по формуле (11.6):
_У£"_1,238-10в_0
“ £ Г 1,374 10**	’ '
На рис. 11.15 представлена эксергетическая диаграмма процесса транспортировки мазута по мазутопроводам с паровыми спутниками.
Аналогичные расчеты были проведены для всех участков мазутопроводов с паровыми спутниками как для зимнего так и для летнего периодов работы НКТЭЦ-1.
Результаты этих вычислений были сведены в табл. 11.20.
Результаты термодинамического анализа теплотсхно-логической схемы резервного мазутного хозяйства электростанции со снабжением мазутом по трубопроводу
482
(Нижнекамской ТЭЦ-1) по основным группам оборудования и в целом по мазутному хозяйству сведены в табл. 11.21 и на рис. 11.16.
Рассмотрим (рис. 11.16) распределение потоков эксергии по элементам мазутного хозяйства.
1-й элемент (резервы хранения). Общее количество подведенной эксергии составляет 30,64 МВт (табл. 11.21) и состоит из эксергии, подведенной с паром (2,94 МВт), а также эксергии, подведенной с мазутом из пятого элемента (29,85 МВт). С учетом потерь (зашри-хованная часть элемента) общее количество отведенной эксергии составило 27,42 МВт. КПД первого элемента равен 90%.
2-й элемент (мазутопровод с паровыми спутниками из резервуара хранения). Общее количество подведенной эксергии составляет 27,61 МВт, включает в себя эксергию, подведенную с мазутом из первого элемента (27,42 МВт) и эксергию, подведенную с паром во второй элемент 0,19 МВт (табл. 11.20). С учетом потерь общее количество отведенной эксергии составило 23,33 МВт. КПД второго элемента — 99%.
3-й элемент (подогреватели мазута ПМ-10-120). Общее количество подведенной эксергии составляет 92,37 МВт и включает в себя эксергию подведенную с мазутом из второго элемента (16,0 МВт), а также эксергию подведенную с мазутом в третий элемент 27.32 МВт, п с паром 65,02 МВт, а доля механической эксергии 0,02 МВт. С учетом потерь общее количество отведенной эксергии составило 68,64 МВт. КПД третьего элемента — 74,9%.
4-й элемент (мазутопровод с паровыми спутниками в котельную). Общее количество подведенной эксергии равно 73,11 МВт и состоит из эксергии, подведенной с мазутом из третьего элемента (68,64 МВт), а также эксергии, подведенной с паром в четвертый элемент 4,41 МВт, а доля механической эксергии 0,06 МВт. С учетом потерь общее количество отведенной эксергии составило 65,74 МВт. КПД четвертого элемента — 90%.
5-й элемент (мазутопровод с паровыми спутниками из котельной). Общее количество подведенной эксергии составляет 67,94 МВт и включает в себя эксергию подведенную с мазутом из четвертого элемента 65,74 МВт, а также эксергию, подведенную с паром в пятый элемент 2,2 МВт. С учетом потерь общее количество отведенной эксергии составило 29,89 МВт. КПД пятого элемента — 44%.
Растопочное мазутное хозяйство электростанции, работающей на угле. В качестве примера также как и ранее при проведении теплового анализа рассмотрим мазутное хозяйство Черепетской ГРЭС [249].
Термодинамический анализ системы o6of)ydoeau ия для проведения сливных операций мазута из вагонов цистерн. Приведем необходимые расчетные данные, использовав результаты теплового анализа:
температура пара в начале процесса разогрева 453 К;
то же давление ри„- 1 • 106Па;
температура конденсата в конце процесса разогрева 7;1Ж= 333 К;
то же давление/^, к= 0,1 • 10” Па;
степень сухости пара на входе в цистерны хп= 1;
расход пара GH= 0,09 кг/с;
температура мазута в начале процесса разогрева 7L.„„= Т= 271,7 К;
Рис. 11.15. Эксергетическая диаграмма процесса транспортировки мазута по мазутопроводу длиной L = 2900 м на Нижнекамской ТЭЦ-1
Таблица 1 1.20. Количество подводимой эксергии и эффективность системы мазутопроводов Нижнекамской ТЭЦ-1
Помер участка	Эксергетический коэффициент полезного действия Г|,.х		Количество подводимой эксергии, Вт	
	Зимний период	Летний период	Зимний период	Летний период
1	0,95	0,99	0,8-10”	0,5-10°
2	0,94	0,98	2,1 10°	0,65-10°
3	0,9	0,95	1,3-10G	0,8-10°
4	0,91	0,96	1,4-10°	0,9-10°
5	0,93	0,97	0,7-10°	0,4-10°
В целом по системе мазутопроводов с паровыми спутниками	0,93	0,97	5,4-10”	3,25-10°
то же в конце процесса разогрева К1= Т2м= 333 К; масса мазута в цистерне 56 818,1 кг;
время разогрева мазута т = 28 800 с.
1. Выбираем параметры окружающей среды и определяем вспомогательные расчетные величины.
1.	Задаемся значениями температуры п давления окружающей среды для зимнего периода работы Черепетской ГРЭС (см. табл. 5.5, 5.6): Т{}= 246 К и р{}= 0,1 • 10*’ Па.
2.	Определяем энтальпию пара при 7’0= 246 К и р{}= 0,1 • 10*’ Па по формуле (11.16):
*п0 —^нн;к()	И)) — ^1Л() ~ т(^плО —	—
= 419,1 • 103 - 4,216 • 10:1 (373 - 273) - 335 -10я-
-2,110 s(273-246) = -394,2- 10:t Дж/кг,
где 7]„с()=373 К; TllM- 273 К; г,л= 2,1 • W Дж/(кг  К) (при Тл= 0,5(7;,+ 7'0) = 0,5(273 + 246) = 259,5 К); с = = 4,216 - 10s Дж/(кг - К) (при 7-„= 0,5(Т„.иО + Т11лР) = = 0,5(373 + 273) = 323 К); (,,,,.„= 419,1 • 10’ Дж/кг; ,„„,= = 335 • 10’Дж/кг.
3.	Рассчитываем энтропию пара при Тц= 246 К и />0= 0,1  10*' Па по формуле (11.17):
483
с -с	-г 1п^	г In ^L1<l -
\i() 5в.иас0 c]nt гр гр ‘/»л*п ,р
*n.i() iltO	А»
= 1,303-103-4,216 10’1п—-2,1 lO’ln—=
273	246
= -0,232 10’ Дж/(кгК),
где Vi.ai0= 1.303 • 10’ Дж/(кг • К).
II. Вычисляем сумму эксергий мазута в цистерне в начале разогрева и подводимой к цистерне.
1.	Определяем эксергию, подводимую с паром к цистерне за время т, по формулам (11.20), (11.29):
=<<№.,, -’по -^(’п.и -5„о))=О,О9-288ООх х(2778,5 103 -(-394,2 10’)-246(6,5847-10’ --(-0,232-10’)))=3,877-Ю9 Дж,
где ^,,,= 2778,5 • 10s Дж/кг; 5„„= 6,5847  10’ Дж/(кг  К) (находились по таблицам для воды и водяного пара при ТП |1= 453 К, />„„= 1 • 10° Па и х,= 1).
2.	Рассчитываем эксергию мазута в цистерне в начале процесса его разогрева по формуле (11.33):
F'
~^о) ^>г/,м.тЛп ~IIV
271 7
= 56 818,1(1700,9(271,7-246) -246-17001п
= 0,121-Ю9 Дж,
W	= 1736,4+2,51/м.1ш =1736,4+2,51(-14,15) =
= 1700,9 Дж/(кг-К);
Таблица 11.21. Количество подведенной эксергии и термодинамическая эффективность основных видов оборудования резервного мазутного хозяйства электростанции с трубопроводным снабжением мазутом (Нижнекамская ТЭЦ-1)
Вид оборудования	Эксергетический коэффициент полезного действия Т|^		Количество подводимой эксергии, Вт	
	Зимний период	Летний период	Зимний период	Летний период
Резервуарный парк	0,89	0,91	19,52-10*’	13,7-10°
Подогреватели мазута	0,73	0,75	32,79-10*’	16,5-10°
Система мазутопроводов с паровыми спутниками	0,93	0,97	5,4-10*’	3,25-10°
В целом по мазутному хозяйству	0,85	0,88	57,71-10°	33,45-10*’
'm.„.,=O.5(1m.„i,+1o) = O.5(-1,3-27) = -14,15 "С;
гм.„„= 7м.„„ - 273 = 271,7 - 273 = -1,3 °C; «,,= -27 “С.
3.	К цистерне извне, кроме как с паром, не подводится теплота, поэтому Е^= 0.
4.	Мощность к цистерне также не подводится, поэтому ц-о.
5.	Находим сумму эксергий по формуле (11.44):
Рис. 11.16. Эксергетическая диаграмма контура мазутного хозяйства Нижнекамской ТЭЦ-Г.
1 — резервуары; 2— мазутопроводы с ПС; 3 — подогреватели мазута; 4— мазутопроводы с ПС от мазутонасосной до КТЦ; 5 — мазутопроводы с ПС до мазутонасосной
484
Z£' = E'Knv +	+ £,;t + Ц =0,121 10я + 3,877 • 109 =
=3,988-10” Дж
III. Определяем сумму эксергий мазута в цистерне в конце разогрева и отводимой от цистерны.
1. Рассчитываем количество эксергии, отведенной от цистерны паром за время т, по формулам (11.46), (11.55):
4.К г =Gnf(in.K~’по -7J)k.K -sn(1))=0,09-28800x
x (2 51,1 • 10s - (-394,2  1О3) -246(0,826 • 10s -
-(-0,232-103)))=0,998-103 Дж,
W in.K = гв.|ИсО	-тп.к) = 419,1 • 103 -
-4,2-103(373-333) = 251,1 • Ю3 Дж/кг;
5„ к = *> насО -	1п^^ = 1,303  Ю3 -4,2  Ю3 In— =
П.К BJldCAJ р II г-гл	’	1	000
*П.К
=0,827-103 Дж/(кг-К);
V,uc.o= 419,1 • 103 Дж/кг; 5,.,ис.0= 1,3027 • 103 Дж/(кг • К).
2.	Вычисляем эксергию мазута в цистерне в конце его разогрева по формуле (11.59):
"Г	Т )
F =С г (Т -Т\-Тг	In—м KV =
^M.KV	^pM.KVX1 M.KV 20/ 2()e//M.KVln гр
\ 2° )
(	333 А
= 56818,1-1777,8(333-246)-246 1777,81п— =
= 1,263-10” Дж,
гдес//мк„=1736,4 + 2,51<1Ки=1736,4 + 2,51-16,5 =
= 1777,8 Дж/(кг-К); Гмк„ =0,5(rM.K„ + t(,) = 0,5(60-27) =
= 16,5 "С;
IL.к, - 273 = 333 - 273 = 60 "С; /„= -27 "С.
3.	Так как от цистерны не отводится полезно используемая теплота, то Е"х= 0.
4.	Мощность от цистерны не отводится, поэтому //'« 0.
5.	Определяем сумму эксергий по формуле (11.68):
=	+ <Kt + е" +4 = 1.263-109 +0,998-10” =
=2,261-10я Дж.
I	V. Находим эксергетический КПД системы по формуле (11.6):
_ 2,261-10я
П"_ ££'“ 3,998 -10я
0,57.
V	. Рассчитываем общее количество подведенной к десяти цистернам эксергии в единицу времени:
— У,£' = 10 3,998 10” = 1,39-Ю6 Вт. т 28800
На рис. 11.17 представлена эксергетическая диаграмма для процесса подогрева мазута в цистернах.
Аналогичные расчеты были проведены для летнего периода работы Черепетской ГРЭС, в результате чего для процесса подогрева мазута в цистернах было получено:
Рис. 11.17. Эксергичсская диаграмма процесса подогрева мазута в цистернах при проведении сливных операций на Черепетской ГРЭС
=°,59;
у££' = 0,78-10б Вт.
Термодинамический анализ работы резервуарного парка Черепетской ГРЭС проведем для подземного железобетонного вертикального резервуара со щитовой кровлей объемом V = 1000 м3. Рассмотрим процесс подогрева мазута в резервуаре с помощью статических подогревателей.
Приведем необходимые данные для выполнения термодинамического анализа, использовав результаты теплового анализа:
—	температура пара на входе в резервуар Ти н= 453 К;
—	то же давление pli n~ 1 • 10ь Па;
—	температура пара на выходе из резервуара Т„ = 453 К;
—	то же давление ри к= 1 • 10ьПа;
—	степень сухости пара па входе в резервуар *„= 1;
—	то же на выходе хк= 0;
—	расход пара Gu= 0,19 кг/с;
—	температура мазута в начале процесса разогрева Т=Т = 329 К-
—	температура мазута в конце процесса разогрева мазу-та TM KV= Т2м= 343 К;
—	высота слоя мазута в резервуаре 4В= 4,84 м;
—	масса мазута в резервуаре G = 1 120 067 кг;
—	время разогрева мазута т = 82 257 с;
I. Выбираем параметры окружающей среды и определяем вспомогательные расчетные величины.
1. Задаемся значениями температуры и давления окружающей среды для зимнего периода работы Черепетской ГРЭС (см. табл. 5.5 и 5.6): То= 246 К и р{}= = 0,1 • 106 Па.
2, 3. Значения г,1() и sIl() определялись при анализе системы оборудования для проведения сливных операций мазута из вагонов-цистерн:
г„()=-394,2 • 103 Дж/кг; s,I()= -0,232 • 103 Дж/(кг • К).
II. Определяем сумму эксергий мазута в резервуаре и подводимой к резервуару.
1.	Вычисляем эксергию, подведенную к резервуару с паром за время т, по формулам (11.20), (11.29):
=G„t(injl -in0 -7oUn.„ -5п(|)) = 23,376-109 Дж,
485
где = 2378,5 • 103 Дж/кг; .s1LI = 6,5847 • 103 Дж/(кг • К) (находились по таблицам для воды и водяного пара при T1UI=453 К, fn,= l-10G Па и х, = 1).
2.	Рассчитываем эксергию мазута в резервуаре в начале его разогрева по формуле (11.33):
Е(Л.пи =	M.HV(Ти.ни “Т^)-7^м „Дп —=
= 22,798 109 Дж,
W cM.llv =1736,4 + 2,51FM.IIV = 1772,80 Дж/(кг-К);
^M.HV =0>50м.пи + *о) = 14>5 Q
^=7^-273 = 56^; Аг-27 °C.
3.	К резервуару извне не подводится теплота, кроме как с потоком вещества, поэтому 0.
4.	Мощность к резервуару также не подводиться, поэтому 1^ = 0.
5.	Находим сумму эксергий по формуле (11.44):
^£'=Е;ни + rn.llt +	+ Ц = 46,174 109 Дж.
III. Определяем сумму эксергий мазута в резервуаре в конце разогрева и отводимой от резервуара.
1.	Рассчитываем количество эксергии, отведенной от резервуара с паром за время т, по формулам (11.46) и (11.55):
£п.к Г = сЛ!п.к - W - 7о(\,.к - *„()))=8,978  109 Дж,
где i[l K- 763,3 • 103 Дж/кг; sU K= 2,1382 • 103 Дж/(кг • К) (см. таблицы для воды и водяного пара при Тп к= 453 К, Ai.k= 1 • Ю6 Па и 0.
2.	Вычисляем эксергию мазута в резервуаре в конце его разогрева по формуле (11.59):
EM.KV =G| ^m.ku(7m.kv	Г
= 30,541 Ю9 Дж,
где ^„.^=1736,4 + 2,51^=1790,37 Дж/(кг-К);
*м.ки =0,5(/м.к1, +^о) = 21,5 С;
ZM.KV= Т'м.ки - 273 = 343 - 273 = 70 °C;	-27 °C.
3.	Так как от резервуара не отводится полезно используемая теплота, то Е£= 0.
4.	От резервуара также не отводится мощность, поэтому Ц = 0.
5.	Определяем сумму эксергий по формуле (11.68):
5Z =<„ +£;,, + £; +Z4 =39,519109 Дж.
IV.	Находим эксергетический КПД системы по формуле (11.6):
=^7 = 0,86.
ЪЕ
V.	Рассчитываем общее количество подведенной к одному резервуару эксергии в единицу времени:
-У £' = 0,56 10° Вт. т
На рис. 11.18 представлена эксергетическая диаграмма для процесса подогрева мазута в резервуаре с помощью статических подогревателей.
Аналогичные расчеты были проведены для всех типов используемых па Черепетской ГРЭС резервуаров как для зимнего, так и для летнего периодов работы. Результаты этих расчетов были сведены в табл. 11.22.
Термодинамический анализ парка подогревателей мазута. Рассмотрим подогреватель марки ПМР-13-120. Приведем необходимые данные для проведения термодинамического анализа с использованием результатов теплового анализа:
температура пара па входе в теплообменник = 453 К;
то же давление />и н=1 • 10ь Па;
температура пара на выходе из теплообменника Тп,к= 453 К;
то же давление рпк=1 - 10ь Па;
степень сухости пара на входе в теплообменник *, = 1;
то же на выходе хк= 0;
расход пара Gu= 3,23 кг/с;
температура мазута на входе в теплообменник Тм„= 343 К;
температура мазута на выходе из теплообменника Тмк= 408 К;
расход мазута GM= 33,33 кг/с;
добавочное давление, создаваемое насосами Д/>„= 0,1-10° Па;
КПД насоса Т|п= 0,75.
I. Выбираем параметры окружающей среды и определяем вспомогательные расчетные величины.
1. Задаемся значениями температуры и давления окружающей среды для зимнего периода работы Черепетской ГРЭС (см. табл. 5.5 и 5.6): Т{}= 246 К, р{)= 0,1 • 10ь Па.
2, 3. Значения i110, 51|0 были получены при проведении анализа системы оборудования для сливных операций мазута из вагонов-цистерн на Черепетской ГРЭС:
^,.0= -394,2 • 10 s Дж/кг; 5,|0= -0,232 • 10’ Дж/(кг • К).
II. Находим сумму эксергий на входе в теплообменник.
1.	Рассчитываем количество эксергии, подведенной к теплообменнику с паром в единицу времени, по формуле (11.20):
=Gn(in,,-in0-T„(sn.„ -5п0)) = 4,831-10” Вт,
где 2778,5 • 103 Дж/кг; sH, = 6,5847 • 103 Дж/(кг • К) (находились по таблицам для воды и водяного пара при Тп „= 453 К, |(= 1 • 10G Па и 1).
2.	Определяем количество эксергии, подведенной к теплообменнику с мазутом в единицу времени, по формуле (11.30):
К.,. =СМ| С/,М11	-Ти)-Тпсрмл,\п^- |=0,909-106 Вт,
гдесАм11 = 1736,4+2,514,к =1790,37 Дж/(кг-К);
486
Таблица 11.22. Количество подводимой эксергии и эффективность резервуарного парка Черепетской ГРЭС
Вид резервуара	Эксергетический коэффициент полезного действия Г|гх		Количество подводимой эксергии, Вт	
	Зимний период	Летний период	Зимний период	Летний период
Наземный металлический, V= 10 000 м3 (1 шт.)	0,78	0,83	4,5 • 10"	3,2 • 10"
Наземный металлический V= 2000 м3 (2 шт.)	0,82	0,85	1,1 • 10"	0,8 • 10"
Подземный железобетонный V= 1000 м3 (1 шт.)	0,86	0,9	0,56 • 10"	0,35 • 10"
Подземный железобетонный V~ 500 м3 (2 шт.)	0,9	0,92	0,43  10"	0,36 • 10"
Подземный железобетонный V- 100 м3 (2 шт.)	0,9	0,91	0,12 • 10"	0,08  10"
В целом по резервуарному парку	0,86	0,89	6,91 • 10"	4,69 • 10"
0,5(<м11+<0) = 21,5 "С;
^„=^.„-273 = 70 "С; ^=-27 "С.
3.	К теплообменнику не подводится теплоты извне, кроме как с потоками вещества, поэтому Е' = 0.
4.	Количество подводимой к теплообменнику мощности вычисляем по формуле (11.39):
Г = £; = СмА^" =0,005 10й Вт,
Рм.пПм
гдерМ11 = [0,881 -0,00304 («м„- 68)] • 103 =874,92 кг/м3.
5.	Находим сумму эксергий на входе в теплообменник по формуле (11.43):
+£^ +£' = 5,397 Ю6 Вт.
III. Определяем сумму эксергий на выходе из теплообменника.
1.	Рассчитываем количество эксергии, отводимой от теплообменника, с паром в единицу времени, по формуле (11.46):
Ск =ад,-in(>-Wk -sn0)) = l,856 106 Вт,
где 1„к= 763,3 • 103 Дж/кг; г11К= 2,1382 • 103 Дж/(кг • К) (см. таблицы для воды и водяного пара при Тп к= 453 К, А,.к=1Ю''Паихк=0).
Рис. 11.18. Эксергетическая диаграмма процесса подогрева мазута в подземном железобетонном резервуаре объемом V= 1000 м3 с помощью статических подогревателей (Черепетская ГРЭС)
2.	Вычисляем количество эксергии, отводимой от теплообменника с мазутом в единицу времени, по формуле (11.56):
(	Т У
£м.к=^м ^м.к(Гм.к-'Л))-^.,.к1п^ =2,342 Ю" Вт,
где С/,нк = 1736,4 + 2,51FMK =1871,94 Дж/(кг-К);
Гм.к=0,5(^к+/п) = 54'’С;
*м.к= Л<.к - 273 = 135 °C; t{}= -27 °C.
3.	Так как от теплообменника не отводится полезно используемая теплота, то Е"=0.
4.	От теплообменника также не отводится мощность, поэтому L" = 0.
5.	Определяем сумму эксергий на выходе из теплообменника по формуле (11.67):
£Е = Е~м к + Еп к +Е'+ L = 4,198• 10й Вт.
IV.	Находим эксергетический КПД системы по формуле (11.6):
Уе"
V.	Общее количество эксергии, подведенной к системе, состоящей из двух теплообменников
2£Г = 10,794 106 Вт.
На рис. 11.19 представлена эксергетическая диаграмма для процесса подогрева мазута в подогревателе ПМР-13-120.
Рассмотрим подогреватель марки ПМ-40-30. Приведем необходимые данные для выполнения термодинамического анализа с использованием результатов теплового анализа:
температура пара на входе в теплообменник Ти.,г 453 К;
то же давление пара/?И1 = 1 * 10(> Па;
температура пара на выходе из теплообменника Т11К= 453 К;
то же давление пара рп к= 1  10ь Па;
487
Рис. 11.19. Эксергетическая диаграмма процесса подогрева мазута в подогревателе ПМР-13-120 (Черепетская ГРЭС)
степень сухости пара на входе в теплообменник х, = 1;
то же на выходе хк= 0;
расход пара Q = 3,23 кг/с;
температура мазута на входе в теплообменник TMJ = 343 К;
температура мазута на выходе из теплообменника Ти к= 368 К;
расход мазута GM= 8,33 кг/с;
добавочное давление, создаваемое насосами, Aft = 0,26 • 106 Па;
КПД насоса Г|н= 0,75.
I. Выбираем параметры окружающей среды и определяем вспомогательные расчетные величины.
1. Задаемся значениями температуры и давления окружающей среды для зимнего периода работы Черепет-ской ГРЭС (см. табл. 5.5, 5.6): Т[}= 246 К, ft,= 0,1 • 10е’ Па.
2, 3. Значения г„0, $и0 были получены при проведении анализа резервуара объемом Г= 1000 м3 для Черепет-ской ГРЭС:
г,,()=-394,2 • 103 Дж/кг: 5„()= -0,232 • 10’ Дж/(кг • К).
И. Определяем сумму эксергий на входе в теплообменник.
1.	Находим количество эксергии, подведенной к теплообменнику с паром в единицу времени, по формуле (11.20):
К.. = Gn(in.„-int> -то(5п11 -5п())) = 0,778 10б Вт,
где г,, , = 2778,5 • 103 Дж/кг; sH н= 6,585 • 10* Дж/(кг • К) (см. таблицы для воды и водяного пара при 7JII(= 453 К,
1 • 10е Па и 1.
2.	Рассчитываем количество эксергии, подведенной к теплообменнику с мазутом в единицу времени, но формуле (11.30):
£мв =GmI </,«п(Тм..-то)~т^11М„In— 1=0,227 Ю6 Вт, М.11	Ml и М.11 \ M.II	V '	V Р М-Ц	гр	г
\	7 ° >
где с,МЛ1 =1736,4 + 2,51FMK =1790,37 Дж/(кг-К);
Гмл1=0,5(/МЛ1+/о) = 21,5 °C;
- 273 = 343 " 273 = 70 °C; t„ = -27 °C.
3.	Теплота извне не подводится к теплообменнику, кроме как с потоками вещества, поэтому Е'= 0.
4.	Количество подводимой к теплообменнику' мощности вычисляем по формуле (11.39):
L’ = L’M =РмД^" = 0,003 106 Вт,
Рм.пЛм
где рМ1 =[0,881 - 0,00304(Гм„ - 68)] • 103 = 874,92 кг/м\
5.	Определяем сумму эксергий на входе в теплообменник по формуле (11.43):
= £м.„ + К.„ +^,+L'=1,057  10“ Вт.
Ш. Находим сумму эксергий па выходе из теплообменника.
1.	Рассчитываем количество эксергии, отводимой от теплообменника, с паром в единицу времени, по формуле (11.46):
=Gn«K Ч(Г%к -5по)) = 0,299.106 Вт,
где гп к= 763,3 • 103 Дж/кг; 511К= 2,138 • 103 Дж/(кг • К) определялись по таблицам воды и водяного пара при Ttl к= 453 К, рп к= 1 • 106 Па и хк= 0.
2.	Вычисляем количество эксергии, отводимой от теплообменника с мазутом в единицу времени, по формуле (11.56):
=Gnfc/,Hk(7'M.B-7o)-7;6,M.Kln^l=O,348 1O,i Вт,
I	7° )
где срмк =1736,4 + 2,5ЦГ(. =1821,74 Дж/(кг К);
^мж=О,5(/м к+/о) = 34 °C;
(м.к= Тм.к " 273 = 95 °C; /0= -27 °C.
3.	Так как от теплообменника не отводится теплота, то
о.
4.	Мощность также от теплообменника не отводится, поэтому L" = 0.
5.	Определяем сумму эксергий па выходе из теплообменника по формуле (11.67):
=<к +Ск +< +£" =0,647-10,; Дж.
IV	. Находим эксергетический КПД системы по формуле (11.6):
V	Общее количество эксергии, подведенной к системе, состоящей из четырех теплообменников, равно
4^ £'=41,008 106=4,032-Ю6 Вт.
На рис. 11.20 представлена эксергетическая диаграмма для процесса подогрева мазута в подогревателе ПМ-40-30.
Аналогичные расчеты были проведены для двух марок теплообменников для летнего периода работы. Результаты этих расчетов были сведены в табл. 11.23.
488
Рис. 11,20. Эксергетическая диаграмма процесса подогрева мазута в подогревателе ПМ-40-30 (Черепетская ГРЭС)
Термодинамический анализ работы системы мазутопроводов с паровыми спутниками. Как и при тепловом анализе, рассмотрим конкретный участок № 7 мазутопроводов с паровыми спутниками (см. табл. 11.12).
Приведем необходимые данные для расчета, использовав результаты теплового анализа:
температура пара па входе в паровые спутники Ти>11= 453 К;
то же давление pll u= 1 • 10° Па;
температура пара па выходе из паровых спутников 7;,.к=451К;
то же давление рп к= 0,9 • 10(> Па;
степень сухости пара па входе в паровые спутники х, = 1:
то же па выходе хк= 0,4;
расход пара на один спутник Gn= 0,019 кг/с;
число паровых спутников п}= 1;
температура мазута па входе в мазутопровод 71^=383 К;'
температура мазута на выходе из мазутопровода Т„ = 382,5 К;
расход мазута на один мазутопровод GM= 8,33 кг/с;
число мазутопроводов пм= 1.
I. Выбираем параметры окружающей среды и определяем вспомогательные расчетные величины.
1. Задаемся значениями температуры и давления окружающей среды для зимнего периода работы Черенет-ской ГРЭС (см. табл. 5.5, 5.6): Т1}= 246 К; р{}= 0,1- 10ь Па.
2, 3. Значения удельных энтальпии и энтропии пара при Т{) и р{) были получены при выполнении термодинамического анализа системы оборудования для проведения сливных операции мазута из вагонов-цистерн:
^tl)=-394,2 • 10’Дж/кг; j11(,= -0,232 • 1О’Дж/(кг • К).
II. Определяем сумму эксергий, подводимых к системе мазутопроводов с паровыми спутниками.
1.	Находим количество эксергии, подводимой к системе с паром в единицу времени, по формуле (11.20):
^.„=«nGn(^..i-^i0-7<>(^n-in<>))=0.028 10b Вт,
где !,, , = 2778,5 • 10’ Дж/кг, г„,,= 6,585 • 10’ Дж/(кг • К) (см. таблицы для водяного пара при Т|1П= 453 К и А).,= 110';Па).
2.	Рассчитываем количество эксергии, подводимой к системе с мазутом в единицу времени, по формуле (11.30):
Таблица 11.23. Количество подводимой эксергии и эффективность парка подогревателей мазута Черепетской ГРЭС
Марка подогревателя	Эксергетический коэффициент полезного действия r|w		Количество подводимой эксергии, Вт	
	Зимний период	Летний период	Зимний период	Летний период
ПМР-13-120 (2 шт.)	0,78	0,8	10,810г’	7,9-10°
ПМ-40-30, 4 шт.	0,55	0,56	4,210"	2,510"
В целом ио парку подогревателей	0,75	0,76	23,7-10*'	14,9 Ю';
^111	M.li (^М.П ^())	гр I
\ )
= 0,431 10G Вт,
где с\м „ = 1736,4 + 2,51 „ = 1840,57 Дж/(кг • К);	,,=
= 0,5< Го) = 41,5 °C; /мл = 7; „ - 273 = 110 ‘’С; z0= Г{} -- 273 °C.
3.	К системе извне, кроме как с потоками вещества, теплота не подводится, поэтому Е'
4.	К мазутопроводам не подводится также мощность, поэтому // = 0.
5.	Вычисляем сумму подведенных к системе эксергий по формуле (11.43):
£Е' = К.„+А;„ +Е' + L' = 0,459 106 Вт.
III. Определяем сумму эксергий, отведенных от системы мазутопроводов с паровыми спутниками.
1.	Находим количество эксергии, отводимой от системы в единицу времени с паром по формуле (11.46):
4 = nnG„(in.«-'n<>-7;>(in.K -^о))=0,01710'’ Вт,
где '„.К - ’п.п^.Л + <1.ас.к(1 -х«) = 1556.10’ Дж/кг; \..к= 5и.па<.к + ^K.I.UC х<1 - \) =	• 10’ Дж/(КГ ' К)= 'и.пас.к.
/в 1|ас. к — удельные энтальпии пара и воды па линии насыщения при давлении pix к; sn ltac к, $1М1ае|с — то же удельные энтропии.
2.	Рассчитываем количество эксергии, отводимой от системы с мазутом в единицу времени по формуле (11.56):
Дмк=п„См=0,428 106 Вт, \	7 ° /
где К= 1736,4 + 2,51 к = 1839,9 Дж/(кг-К); к = = 0,5(/м к+ Q = 48,25 °C; /м,= Тм.к - 273 = 109,5 “С;	-
= Ти - 273 = -27 °C.
3.	Так как от системы мазутопроводов с паровыми спутниками не отводится полезно используемая теплота, то
4.	От системы не отводится также мощность, поэтому Л"= 0.
5.	Определяем сумму отводимых от системы эксергий по формуле (11.67):
489
Рис. 11.21. Эксергетическая диаграмма процесса транспортировки мазута по мазутопроводу длиной L = 360 м на Черепетской ГРЭС
£Е = £•" к + Е„ к + Etj + L = 0,445 • 106 Вт.
IV. Находим эксергетический КПД системы по формуле (11.6):
Уе"
=4^7 = 0,97.
VI. На рис. 11.21 представлена эксергетическая диаграмма процесса транспортировки мазута по мазутопроводу с паровыми спутниками.
Аналогичные расчеты были проведены для всех участков мазутопроводов с паровыми спутниками как для зимнего, так и для летнего периодов работы Черепетской ГРЭС. Результаты этих вычислений были сведены в табл. 11.24.
Результаты термодинамического анализа теплотехпо-логической схемы растопочного мазутного хозяйства электростанции Черепетской ГРЭС, работающей на угле но основным группам оборудования и в целом по мазутному хозяйству сведены в табл. 11.25.
Рассмотрим описание эксергетических диаграмм мазутного хозяйства Черепетской ГРЭС, приведенных на рис. 11.22.
а)	Контур подачи мазута от расходного резервуара № 5 до КТЦ
1-й элемент (подогрев мазута в цистернах). Общее количество подведенной эксергии составляет 1,39 МВт и включает в себя эксергию, подведенную с паром (1,35 МВт) и с мазутом (0,04 МВт). Вследствие потерь эксергии (заштрихованная часть элемента) общее количество отведенной эксергии составило 0,79 МВт. КПД первого элемента — 57%.
2-й элемент (расходный резервуар №5). Общее количество подведенной эксергии составляет 6,794 МВт и состоит из эксергии, подведенной с мазутом из первого элемента (0,79 МВт), с мазутом из шестого элемента
Таблица 11.24. Количество подводимой эксергии и эффективность системы мазутопроводов Черепетской ГРЭС
Номер участка	Эксергетический коэффициент полезного действия Г],.*		Количество подводимой эксергии, Вт	
	Зимний период	Летний период	Зимний период	Летний период
1	0,98	0,985	0,3-10“	0,2-10"
2	0,97	0,98	0,51-10®	0,38-10"
3	0,97	0,98	0,45-10®	0,31-10"
4	0,98	0,98	0,38-10®	0,2-10"
5	0,96	0,97	0,5-10®	0,371-10"
6	0,98	0,98	0,5-10®	0,371-10®
7	0,97	0,99	0,459-10®	0,36-10"
8	0,975	0,99	0,4-10®	0,29-10®
9	0,97	0,99	1,110*’	0,7-10"
10	0,97	0,98	1,1-10°	0,7-10"
11	0,97	0,98	0,39-10"	0,4-10"
12	0,96	0,98	1,1-10®	0,37-10®
13	0,99	0,99	0,39-10®	0,21-10®
В целом по системе мазутопроводов с паровыми спутниками	0,97	0,98	7,7-10"	4,9-10®
Таблица 11.25. Количество подведенной эксергии и термодинамическая эффективность основных видов оборудования растопочного мазутного хозяйства электростанции, работающей на угле (Черепетская ГРЭС)
Вид оборудования	Эксергетический коэффициент полезного действия Т]^		Количество подводимой эксергии, Вт	
	Зимний период	Летний период	Зимний период	Летний период
Оборудование для слива мазута	0,57	0,59	1,39-10®	0,78-10"
Резервуарный парк	0,81	0,85	6,95-106	4,89-10"
Подогреватели мазута	0,75	0,76	23,7-10®	14,9-10®
Система мазутопроводов с паровыми спутниками	0,97	0,98	7,7-10"	4,9-10®
В целом по мазутному хозяйству	0,87	0,88	66,64-10"	41,33-10®
490
(5,704 МВт), а также эксергии, подведенной с паром во второй элемент (0,8 МВт), доля пара при этом составляет 0,28 МВт. Вследствие потерь общее количество отведенной эксергии составило 5,96 МВт. КПД второго элемента — 88%.
3-й элемент (мазутопровод с паровыми спутниками №4). Общее количество подведенной эксергии составляет 6,23 МВт и включает в себя эксергию, подведенную с мазутом из второго элемента (3,4 МВт), а также эксергию, подведенную с паром втретий элемент (0,27 МВт). Вследствие потерь общее количество отведенной эксергии составило 6,153 МВт. КПД третьего элемента — 98%.
4-й элемент (подогреватели мазута ПМ-40-30). Общее количество подведенной эксергии составляет 9,268 МВт и включает в себя эксергию, подведенную с мазутом из третьего элемента (6,153 МВт) и эксергию, подведенную с паром в четвертый элемент 3,112 МВт, а доля механической эксергии 0,012 МВт. Вследствие потерь общее количество отведенной эксергии составило 5,0697 МВт. КПД четвертого элемента — 55%.
5-й элемент (мазутопровод с паровыми спутниками №5). Общее количество подведенной эксергии составляет 5,6 МВт и состоит из эксергии, подведенной с мазутом из четвертого элемента (5,0697 МВт), а также эксергии, подведенной с паром в пятый элемент 0,5 МВт. Вследствие потерь общее количество отведенной эксергии составило 5,98 МВт. КПД пятого элемента — 96%.
6-й элемент (мазутопровод с паровыми спутниками №3). Общее количество подведенной эксергии составляет 5,88 МВт и включает в себя эксергию, подведенную с паром 0,5 МВт и мазутом из пятого элемента (5,38 МВт). Вследствие потерь общее количество отведенной эксергии составило 5,704 МВт. КПД шестого элемента — 97%.
б)	Контур подачи мазута от резервуаров хранения №1, №2, №3 и №4 до КТЦ
1-й элемент (подогрев мазута в цистернах). Общее количество подведенной эксергии составляет 1,39 МВт, которое включает в себя
эксергию, подведенную с паром (1,35 МВт) и с мазутом (0,04 МВт). Вследствие потерь эксергии (заштрихованная часть элемента) общее количество отведенной эксергии составило 0,79 МВт. КПД первого элемента — 57%.
2-й элемент (резервуары хранения №1, №2, №3, N_>4). Общее количество подведенной эксергии составляет 6,71 МВт и состоит из эксергии, подведенной с мазутом из первого элемента (0,79 МВт), с мазутом из шестого элемента (5,73 МВт), а также эксерги, подведенной с паром во второй элемент 0,19 МВт. Вследствие потерь общее количество отведенной эксергии составило 6,034 МВт. КПД второго элемента — 90%.
3-й элемент (мазутопровод с паровыми спутниками №1). Общее количество подведенной эксергии составляет 6,234 МВт и включает в себя эксергию, подведенную с мазутом из второго элемента (6,034 МВт), а также эксергию, подведенную с паром в третий элемент 0,2 МВт. Вследствие потерь общее количество отведенной эксергии составило 6,11 МВт. КПД третьего элемента — 98%.
4-й элемент (подогреватели мазута ПМ-40-30). Общее количество подведенной эксергии составляет 9,22 МВт и включает в себя эксергию, подведенную с мазутом из третьего элемента (6,11 МВт) и эксергию, подведенную с паром в четвертый элемент 3,112 МВт, а доля механической эксергии 0,012 МВт. Вследствие потерь общее количество отведенной эксергии составило 5,07 МВт. КПД четвертого элемента — 55%.
5-й элемент (мазутопровод с паровыми спутниками №2). Общее количество подведенной эксергии составляет 5,57 МВт и включает в себя эксергию, подведенную с мазутом из четвертого элемента (5,07 МВт), а также эксергию, подведенную с паром в пятый элемент 0,5 МВт. Вследствие потерь общее количество отведенной эксергии составило 5,04 МВт. КПД пятого элемента — 97%.
6-й элемент (мазутопровод с паровыми спутниками №7). Общее количество подведенной эксергии составляет 5,85 МВт и включает в себя эксергию, подведенную с паром 0,45 МВт с мазутом из пятого элмемента 5,40 МВт. Вслед
491
ствие потерь общее количество отведенной эксергии составило 5,73 МВт. КПД шестого элемента — 98%.
в)	Контур подачи мазута от резервуаров хранения №1, №2, №3 и №4 до КТЦ, включая резервуары хранения №6 и №7
1-й элемент (подогрев мазута в цистернах). Общее количество подведенной эксергии составляет 1,39 МВт и включает в себя эксергию подведенную с паром (1,35 МВт) и с мазутом (0,04 МВт). Вследствие потерь эксергии (заштрихованная часть элемента) общее количество отведенной эксергии составило 0,79 МВт. КПД первого элемента — 57%.
2-й элемент (резервуары хранения №1, №2, №3, №4). Общее количество подведенной эксергии составляет 6,7 МВт и включает в себя эксергию, подведенную с мазутом из первого элемента (0,79 МВт), с мазутом из восьмого элемента (5,72 МВт), а также эксергию, подведенную с паром во второй элемент 0,19 МВт. Вследствие потерь общее количество отведенной эксергии составило 6,03 МВт. КПД второго элемента — 90%.
3-й элемент (мазутопровод с паровыми спутниками №13). Общее количество подведенной эксергии составляет 6,53 МВт и включает в себя эксергию, подведенную с мазутом из второго элемента (6,03 МВт), а также эксергию, подведенную с паром в третий элемент 0,5 МВт. Вследствие потерь общее количество отведенной эксергии составило 6,46 МВт. КПД третьего элемента — 99%.
4-й элемент (резервуар хранения №6 и №7). Общее количество подведенной эксергии составляет 7,02 МВт и включает в себя эксергию, подведенную с мазутом из третьего элемента (6,46 МВт), а также эксергию, подведенную с паром в четвертый элемент 0,76 МВт. Вследствие потерь общее количество отведенной эксергии составило 5,0 МВт. КПД четвертого элемента — 82%.
5-й элемент (мазутопровод с паровыми спутниками №11). Общее количество подведенной эксергии составляет 6,26 МВт и включает в себя эксергию, подведенную с мазутом из четвертого элемента (5,76 МВт), а
также эксергию, подведенную с мазутом и паром в пятый элемент 0,5 МВт. Вследствие потерь общее количество отведенной эксергии составило 6,07 МВт. КПД пятого элемента — 97%.
6-й элемент (подогреватели мазута ПМ-40-30). Общее количество подведенной эксергии составляет 9,19 МВт и включает в себя эксергию, подведенную с мазутом из пятого элемента (6,07 МВт), а также эксергию, подведенную с паром в шестой элемент 3,112 МВт, а доля механической эксергии 0,012 МВт. Вследствие потерь общее количество отведенной эксергии составило 5,05 МВт. КПД шестого элемента — 55%.
7-й элемент (мазутопровод с паровыми спутниками №2). Общее количество подведенной эксергии составляет 5,555 МВт и включает в себя эксергию, подведенную с мазутом из шестого элемента (5,85 МВт), а также эксергию, подведенную с паром в седьмой элемент 0,5 МВт. Вследствие потерь общее количество отведенной эксергии составило 5,39 МВт. КПД седьмого элемента — 97%.
8-й элемент (мазутопровод с паровыми спутниками №7). Общее количество подведенной эксергии составляет 58,4 МВт и включает в себя эксергию, подведенную с паром 0,45 МВт и с мазутом из седьмого элемента 5,39 МВт. Вследствие потерь общее количество отведенной эксергии составило 5,72 МВт. КПД восьмого элемента — 98%.
г)	Контур подачи мазута от резервуара хранения №8 до КТЦ, включая резервуары хранения №6 и №7
1-й элемент (резервуар хранения №8). Общее количество подведенной эксергии составляет 12,2 МВт и включает в себя эксергию, подведенную с паром (2,8 МВт) и подведенную с мазутом из девятого элемента (9,40 МВт). Вследствие потерь эксергии (заштрихованная часть элемента) общее количество отведенной эксергии составило 9,52 МВт. КПД первого элемента — 78%.
2-й элемент (мазутопровод с паровыми спутниками №8). Общее количество подведенной эксергии составляет 9,92 МВт и
492
включает в себя эксергию, подведенную с мазутом из первого элемента (9,52 МВт), а также эксергию, подведенную с паром во второй элемент 0,4 МВт. Вследствие потерь общее количество отведенной эксергии составило 9,67 МВт. КПД второго элемента — 97,5%.
3-й элемент (подогреватели мазута ПМР-13-120). Общее количество подведенной эксергии составляет 19,344 МВт и включает в себя эксергию, подведенную с мазутом из второго элемента (9,67 МВт), а также эксергию, подведенную в третий элемеп 9,662 МВт и механическая эксергия — 0,01 МВт. Вследствие потерь общее количество отведенной эксергии составило 15,30 МВт. КПД третьего элемента — 79%.
4-й элемент (мазутопровод с паровыми спутниками №10). Общее количество подведенной эксергии составляет 15,70 МВт и включает в себя эксергию, подведенную с мазутом из третьего элемента (15,30 МВт), а также эксергию, подведенную с паром в четвертый элемент 0,4 МВт. Вследствие потерь общее количество отведенной эксергии составило 25,23 МВт. КПД четвертого элемента-97%.
5-й элемент (резервуары храпения №6 и №7). Общее количество подведенной эксергии составляет 15,79 МВт и включает в себя эксергию, подведенную с мазутом из четвертого элемента (15,23 МВт), а также эксергию, подведенную с паром в пятый элемент 0,56 МВт. Вследствие потерь общее количество отведенной эксергии составило 12,95 МВт. КПД пятого элемента — 82%.
6-й элемент (мазутопровод с паровыми спутниками №11). Общее количество подведенной эксергии составляет 13,45 МВт, которое включает в себя эксергию, подведенную с мазутом из пятого элемента (12,85 МВт), а также эксергию, подведенную с паром в шестой элемент 0,5 МВт. Вследствие потерь общее количество отведенной эксергии составило 13,05 МВт. КПД шестого элемента — 97%.
7-й элемент (подогреватели мазута ПМ-40-30). Общее количество подведенной эксергии
составляет 16,17 МВт и включает в себя эксергию, подведенную с мазутом из шестого элемента (13,07 МВт), а также эксергию, подведенную с паром в седьмой элемент 3,112 МВт, а доля механической эксергии 0,012 МВт. Вследствие потерь общее количество отведенной эксергии составило 8,9 МВт. КПД седьмого элемента — 55%.
8-й элемент (мазутопровод с паровыми спутниками №2). Общее количество подведенной эксергии составляет 9,40 МВт, которое включает в себя эксергию, подведенную с мазутом из седьмого элемента (8,90 МВт), а также эксергию, подведенную с мазутом и паром в восьмой элемент 0,5 МВт. Вследствие потерь общее количество отведенной эксергии составила 9,12 МВт. КПД восьмого элемента — 97%.
9-й элемент (мазутопровод с паровыми спутниками №7). Общее количество подведенной эксергии составляет 9,57 МВт, которое включает в себя эксергию, подведенную с паром 0,45 МВт и с мазутом из восьмого элемена 9,12 МВт. Вследствие потерь общее количество отведенной эксергии составила 9,40 МВт. КПД девятого элемента — 98%.
д)	Контур подачи мазута от. резервуара хранения №8 до КТЦ, включая расходный резервуар №5
1-й элемент (резервуар хранения №8). Общее количество подведенной эксергии составляет 12,4 МВт и включает в себя эксергию, подведенную с паром (2,8 МВт) и подведенную с мазутом из девятого элемента (9,60 МВт). Вследствие потерь (заштрихованная часть элемента) общее количество отведенной эксергии составила 9,67 МВт. КПД первого элемента — 78%.
2-й элемент (мазутопровод с паровыми спутниками №8). Общее количество подведенной эксергии составляет 10,07 МВт и включает в себя эксергию, подведенную с мазутом из первого элемента (9,67 МВт), а также эксергию, подведенную с паром во второй элемент 0,4 МВт. Вследствие потерь общее количество отведенной эксергии составила 9,82 МВт. КПД второго элемента — 97,5%.
493
а)	Контур подачи мазута от расходного резервуара № 5 до КТЦ:
1—	подогрев мазута в цистернах; 2~ расходный резервуар №5; 3 — мазутопровод с ПС №4; 4 — подогреватели мазута ПМ-40-30; 5 — мазутопровод с ПС № 5; 6 — мазутопровод с ПС № 3
б)	Контур подачи мазута от резервуаров хранения № 1,№2, № 3 и № 4 до КТЦ:
1 — подогрев мазута в цистернах; 2 — резервуары хранения №1,№ 2, № 3, №4; 3 — мазутопроводы с ПС № 1; 4 — подогреватели мазута ПМ-40-30; 5 — мазутопровод с ПС №2; 6— мазутопровод с ПС № 7
в)	Контур подачи мазута от резервуаров хранения № 1, № 2, № 3 и № 4 до КТЦ, включая резервуары хранения Х° 6 и№7:
1 — подогрев мазута в цистернах; 2— резервуары хранения № 1, X? 2, № 3, №4; 3 — мазутопроводы с ПС № 13; 4-резервуары хранения № 6 и № 7; 5— мазутопровод с ПС № 11; 6— мазутопровод мазута ПМ-40-30; 7— мазутопровод с ПС № 2; 8 — мазутопровод с ПС № 7
494
г)	Контур подачи мазута от резервуара храпения № 8 до КТЦ, включая резервуары хранения № 6 и № 7:
1 — резервуар хранения № 8; 2 — мазутопровод с ПС Лг? 8; 3— подогреватели мазута ПМР-13-120; 4 — мазутопровод с ПС № 10; 5 — резервуары хранения К? 6 и № 7; 6 — мазутопровод с ПС № 11; 7 — подогреватели мазута ПМ-40-30; 8 — мазутопровод с ПС № 2; 9 — мазутопровод с ПС К? 7
д)	Контур подачи мазута от резервуара хранения № 8 до КТЦ, включая расходный резервуар № 5:
1 — резервуар хранения № 8; 2— мазутопровод с ПС № 8; 3 — подогреватели мазута ПМР-13-120; 4 — мазутопровод с ПС №9; 5— резервуары хранения №5; 6— мазутопровод с ПС №4; 7— подогреватели мазута ПМ-40-30; 8 — мазутопровод с ПС №5; 9 — мазутопровод с ПС № 7
Рис. 11.22. Эксергетические диаграммы контуров мазутного хозяйства Черепетской ГРЭС
495
3-й элемент (подогреватели мазута ПМР-13-120). Общее количество подведенной эксергии составляет 19,49 МВт, которое включает в себя эксергию, подведенную с мазутом из второго элемента (9,82 МВт), а также эксергию, подведенную с паром в третий элемент 9,662 МВт, а доля механической эксергии — 0,01 МВт.
Вследствие потерь общее количество отведенной эксергии составила 15,40 МВт. КПД третьего элемента — 79%.
4-й элемент (мазутопровод с паровыми спутниками №9). Общее количество подведенной эксергии составляет 15,80 МВт и включает в себя эксергию, подведенную с мазутом из третьего элемента (15,40 МВт), а также эксергию, подведенную с паром в четвертый элемент 0,4 МВт. Вследствие потерь общее количество отведенной эксергии составила 15,32 МВт. КПД четвертого элемента — 97%.
5-й элемент (расходный резервуар №5). Общее количество подведенной эксергии составляет 15,60 МВт и включает в себя эксергию, подведенную с мазутом из четвертого элемента (15,32 МВт), а также эксергию, подведенную с паром в пятый элемент 0,28 МВт. Вследствие потерь общее количество отведенной эксергии составило 13,73 МВт. КПД пятого элемента — 88%.
6-й элемент (мазутопровод с паровыми спутниками №4). Общее количество подведенной эксергии составляет 14,0 МВт и включает в себя эксергию, подведенную с мазутом из пятого элемента (13,73 МВт), а также эксергию, подведенную с паром в шестой элемент 0,27 МВт. Вследствие потерь общее количество отведенной эксергии составило 13,72 МВт. КПД шестого элемента — 98%.
7-й элемент (подогреватели мазута ПМ-40-30). Общее количество подведенной эксергии составляет 16,835 МВт, которое включает в себя эксергию, подведенную с мазутом из шестого элемента (13,72 МВт), а также эксергию, подведенную с паром в седьмой элемент 3,112 МВт, доля механической эксергии — 0,003 МВт. Вследствие потерь общее количество отведенной эксергии составила 9,26 МВт. КПД седьмого элемента — 55%.
8-й элемент (мазутопровод с паровыми спутниками №5). Общее количество подведенной эксергии составляет 9,76 МВт и включает в себя эксергию, подведенную с мазутом из седьмого элемента (9,26 МВт), а также эксергию, подведенную с паром в восьмой элемент 0,5 МВт. Вследствие потерь общее количество отведенной эксергии составила 9,37 МВт. КПД восьмого элемента — 96%.
В период растопки котлов мазутом, неизрасходованная часть мазута поступает в шестой элемент с меньшей эксергией (2,37 МВт).
9-й элемент (мазутопровод с паровыми спутниками №7). Общее количество подведенной эксергии составляет 9,82 МВт и включает в себя эксергию, подведенную с паром 0,45 МВт и с мазутом из восьмого элемента 9,37 МВт. Вследствие потерь общее количество отведенной эксергии составила 9,60 МВт. КПД девятого элемента — 98%.
Резервное мазутное хозяйство районной котельной. В качестве примера, как и при проведении теплового анализа, рассмотрим мазутное хозяйство районной котельной «Савиново» (г. Казань) [250].
TepModuHOMWiccKUU анализ системы оборудования для проведения сливных операций мазута из вагонов-цистерн. Приведем необходимые данные для расчетов <: использованием результатов теплового анализа.
Температура пара в начале процесса разогрева 464 К;
то же давление ри н= 1,3  10’’ Па;
температура конденсата в конце процесса разогрева ^,к=ЗЗЗК;
то же давление рц к= 0,1 • 10*’ Па;
степень сухости пара на входе в цистерну 1;
расход пара па одну цистерну GH= 0,07 кг/с;
температура мазута в начале процесса разогрева Тм , = 288,2 К;
температура мазута в конце процесса разогрева Тм к= 333 К;
масса мазута в цистерне G = 65 262 кг;
время разогрева мазута т = 27 600 с.
I. Выбираем параметры окружающей среды и определяем вспомогательные расчетные величины.
1. Задаемся значениями температуры и давления окружающей среды для зимнего периода работы районной котельной «Савиново» (см. табл. 5.5, 5.6): 7^=241 К, ри= 0.1 • 10п Па.
2, 3. Значения г|[() и 5]|П были получены при анализе работы статических подогревателей резервуаров на НКТЭЦ-1:
г|1() =-404,7 • 10’Дж/кг; з,„>=-1.487 • 103 Дж/(кг  К).
496
II. Находим сумму эксергий мазута в цистерне в начале разогрева и подводимой к цистерне.
1.	Рассчитываем эксергию, подводимую с паром к цистерне за время т, по формулам (11.20), (11.29):
Е'. иг =Сп^п... Чо-Т^п -5п(1)) = 2,449 10’ Дж,
где гН1 = 2786 • 103 Дж/кг, sUII= 6,493 • 103Дж/(кг • К) (см. таблицы для водяного пара).
2.	Вычисляем эксергию мазута в цистерне в начале процесса его разогрева по (11.33):
(	Т \
^м.„У(7мни-^)-^м.ни1п^ =
\	7
= 0,458 109 Дж,
где ^.^= 1736,4 + 2,51^=1715,32 Дж/(кг • К); ^.ш,= = О,5((млп/ + /о) = -8,4 °C; <M IIV= ТМЛ11,-273 = 15,2 °C; =-32 °C.
3.	К цистерне извне не подводится теплота, кроме как с потоком пара, поэтому Е^= 0.
4.	Мощность к цистерне также не подводится, поэтому £4=0.
5.	Определяем сумму эксергий по формуле (11.44):
££' = £'_ + Ккт +£Г/Т + L'MX =2,907.10” Дж.
III. Находим сумму эксергий мазута в цистерне в конце разогрева и отводимой от резервуара.
1.	Вычисляем количество эксергии, отведенное от цистерны за время X, по формулам (11.46), (11.55):
44 = Gnt(in,K -гп0 -T(l(sn„ -5п0))= 0,187 10”Дж,
1ДС Viiac.0“ ^насО — ^п.к) “ 251,1 • 10 Дж/кг,
Vk =5.JBCo-<>,ln^=0,827-10’ Дж/(кг К);
^,at0= 419,1 • 10яДж/кг, Vllac„= 1,303 • 10’ Дж/(кг • К) он-ределялись по таблицам для воды и водяного пара.
2.	Рассчитываем эксергию мазута в цистерне в конце процесса его разогрева по формуле (11.59):
C.k,= g(Дж,
(	А) )
где грм к = 1736,4 + 2,51 ^к„= 1771,54, Дж/(кг • К);
<,.kv = °Жк + z0) = 14 °C;	T„.KV - 273 = -60 "С;
-32 °C.
3.	Так как от цистерны не отводится полезно используемая теплота, то E"t= 0.
4.	От цистерны мощность также не отводится, поэтому L\ - 0.
5.	Определяем сумму эксергий по формуле (11.68):
££" = 44+44 +*£ + 4' = 1,814 109 Дж.
IV.	Находим эксергетический КПД системы по формуле (11.6):
У£" =|^ = 0,62.
V.	Вычисляем общее количество эксергии, подведенной к 12 цистернам, в единицу времени:
у ££' = 1,26 106 Вт.
Эксергетическая диаграмма для процесса слива мазута из вагопов-цисгери практически аналогична диаграмме, приведенной па рис. 11.17.
Тс же расчеты были проведены для летнего режима работы котельной, в результате которых для процесса разогрева мазута в цистернах было получено
Я. =0,65;
у££' = 1,1106 Вт.
Термодинамический анализ работы резервуарного парка районной котельной «Савиново» проведем для наземного металлического вертикального цилиндрического резервуара с коническим покрытием объемом V= 5000 м3. Рассмотрим процесс подогрева мазута в резервуаре с помощью статических подогревателей.
Приведем необходимые данные для выполнения термодинамического анализа, использовав результаты теплового анализа:
температура пара на входе в резервуар Тн „= 464 К;
то же давление />ПЛ1=1,3 • 10ь Па;
температура на выходе из резервуара 7]|жв 453 К;
то же давление ри к=1 • 10h Па;
степень сухости пара па входе в резервуар л^= 1;
то же на выходе х*= 0;
расход пара Gu= 0,156 кг/с;
температура мазута в начале процесса разогрева Тм.„„= Т = 327 К;
температура мазута в конце процесса разогрева Tm.kv= Ъм= 343 К;
высота слоя мазута в резервуаре hx = 10 м;
масса мазута в резервуаре G= 3 953 538,5 кг;
время разогрева мазута т = 482 281 с.
I. Выбираем параметры окружающей среды и определяем вспомогательные расчетные величины.
1. Задаемся значениями температуры и давления окружающей среды для зимнего периода работы котельной «Савиново» табл. 5.5, 5.6: Т(у= 241 К, р{)= 0,1 • 10ь Па.
2, 3. Значения iu0, 5||() при Т{}= 241 К и />о=0,1 • 10(’ Па получены в результате термодинамического анализа НКТЭЦ-1:
^,„=-404,7.10’Дж/кг; ^„ = -1,487 • 10’Дж/(кг • К).
II. Рассчитываем сумму эксергии мазута в резервуаре в начале разогрева и подводимой к резервуару.
1.	Вычисляем количество эксергии, подведенной с паром к системе за время т, по формулам (11.22), (11.29):
К.., =Gnt«„-in0-T0(snM -5n0))=95,363 10” Дж,
497
где г,, н= 2786 • 1()3 Дж/кг, $||Л = 6,493  103 Дж/(кг • К) (см. таблицы для водяного пара при 7"и п= 454 К и />„ ,,= 1,3 • 10® Па и ^,= 1.
2.	Определяем эксергию мазута в резервуаре в начале процесса его разогрева по формуле (11.33):
= 86,867-109 Дж,
гДе ct>»uv= 1736,4 + 2,51<м„„ = 1764,01 Дж/(кг-К);
= 0,5(«;„„+ <>) = 11 °C; ^,„= Тм.„„- 273 = 54 °C; Ц,= 32 "С.
3.	К резервуару извне не подводится теплота, кроме как с потоком вещества, поэтому Et' = 0.
4.	Мощность к резервуару также не подводится, поэтому L\= 0.
5.	Находим сумму эксергий по формуле (11.44):
^E'=Ei,,v +Е'пт + Е'/Х +Ц = 182,23-Ю9 Дж.
III. Рассчитываем сумму эксергии мазута в резервуаре в конце разогрева и отводимой от резервуара.
1.	Определяем количество эксергии, отведенное от резервуара за время т, по формулам (11.46), (11.55):
=<V('>..K -ino-Т0(5п.к -^о))= 2.3,984 109 Дж,
где ^ьк= 814,7 ♦ 103 Дж/кг, sUK= 2,25 • 10s Дж/(кг • К) (см. таблицы для воды и водяного пара при Т11к= 464 К, /)п к= 1,3 • 10° Па и л^= 0).
2.	Вычисляем эксергию мазута в резервуаре в конце процесса его разогрева по формуле (11.59):
^M.KV =^| Ai.kvC6/M.KU ~ 7})) — TqC/jm.kvIh——	| —
\ )
= 119,507 409 Дж,
гДе G>M.KV= 1736,4 + 2,51^, KV = 1784,09 Дж/(кг • К); ^ кт= = 0,5U.Kv+ W = 19 °C; ^к = ТМ.К1, - 273 = 70 °C;	-32 “С.
3.	Так как от резервуара не отводится полезно используемое тепло, то Е"= 0.
4.	Мощность от резервуара также не отводится, поэтому L"= 0.
5.	Определяем сумму эксергий по формуле (11.68), поэтому
^Е =EiKV +	+ Е"Х + Lx =143,491-10* Дж.
IV.	Находим эксергетический КПД резервуара по формуле (11.6):
Уе"
^=Хг=0’78-
V.	Рассчитываем общее количество эксергии, подведенной к трем резервуарам, в единицу времени
=1,133 юь Вт.
На рис. 11.23 представлена эксергетическая диаграмма для процесса подогрева мазута в резервуаре с помощью статических подогревателей.
Таблица 11.26. Количество подводимой эксергии и эффективность резервуарного парка районной котельной «Савиново»
Вид резервуара	Эксергетический коэффициент полезного действия		Количество переданной эксергии, Вт	
	Зимний период	Летний период	Зимний период	Летний период
Наземный металлический 14)000 м3 (Зшт.)	0,85	0,87	1.1310°	1,04-10'“
Рис. 11.23. Эксергетическая диаграмма процесса подогрева мазута в наземном вертикальном металлическом резервуаре объемом V= 5000 м3 (РК «Савиново», г. Казань)
Аналогичные расчеты были проведены для летнего периода работы котельной «Савиново» при Т{}= 293 К и р = 0,1 МПа.
Результаты всех вычислений были сведены в табл. 11.26.
Термодинамический анализ парка подогревателей мазута. Рассмотрим подогреватель мазута ПМ-10-60. Приведем необходимые данные для выполнения термодинамического анализа с использованием результатов теплового анализа:
температура пара на входе в теплообменник Т„ .„= 464 К;
то же давление рп „= 1,3 • 10ь Па;
температура на выходе из теплообменника Тц к= 464 К;
то же давление ри к= 1,3 • 10° Па;
степень сухости пара на входе в теплообменник = 1;
то же на выходе хк= 0;
расход пара Gt = 1,211 кг/с:
температура мазута на входе в теплообменник ТМ.„=343К;
температура мазута на выходе из теплообменника Тм к= 388 К;
расход мазута GM= 33,3 кг/с;
добавочное давление, создаваемое насосами ДД,= = 0,52 - 106 Па;
КПД насоса Г|(1= 0,75.
I. Выбираем параметры окружающей среды и определяем вспомогательные величины.
498
1. Задаемся значениями температуры и давления окружающей среды для зимнего периода работы котельной «Савиново» (см. табл. 5.5, 5.6: Т{)- 241 К, р{)= 0,1 • 101’ Па).
2, 3. Значения ijl0, su() были получены при анализе резервуара объемом V= 10 000 м3 для НКТЭЦ-1.
^10= -404,7 • Ю3 Дж/кг, sn0=-1,487 • 1()3 Дж/кг.
II. Находим сумму эксергий на входе в теплообменник.
1.	Рассчитываем количество эксергии, подведенной к теплообменнику с паром в единицу времени, по формуле (11.22):
= Gn(in.„ -«по ~	-^,)) = 1.535-106 Вт,
где i1Lll= 2786 • 103 Дж/кг, su н= 6,493 • 103 Дж/(кг • К) (см. таблицы для водяного пара при Тп и= 464 К, и ри )(= = 1,3- 106 Па и х,= 1).
2.	Определяем количество эксергии, подводимое к теплообменнику с мазутом в единицу времени, по формуле (11.30)
С.. =GM| с1>н ц(Ти,,-Та)-Тос/1иц 1п^-1= 1,007- 10е Вт, (	А) )
где = 1736,4 + 2,51 Гм„ = 1784,09 Дж/(кг К), ^..г0>5(^ + /«) = 19 °C;	= Тм и - 273 = 70 °C; /,,= 32 X.
3.	К теплообменнику теплота извне не подводится, кроме как с потоками вещества. Поэтому Е'= 0 .
4.	Количество подводимой к теплообменнику мощности находится по формуле (11.39):
L' = Ц. =	= 0,026 1О6 Вт,
ПмРмп
где рм|, =[0,881-0,00304(zMl,-68)] 103 = 874,92 кг/м3;
<М,Г Тмп- 273 = 70 "С.
5.	Вычисляем сумму эксергий на входе в теплообменник по формуле (11.43):
= £м.и + Е'п „ + % + L' = 2,568 • 106 Вт.
III. Определяем сумму эксергий на выходе из теплообменника.
1.	Рассчитываем количество отводимой от теплообменника эксергии с паром в единицу времени по формуле (11.46):
=6П -гп0 -Т0(5п.к -sn0))=0,386 10в Вт,
где г,, к= 814,7 • 103 Дж/кг, sH к= 2,25 • 103 Дж/(кг • К) (см. таблицы для воды и водяного пара при Тп к= 464 К, Д( к= 1,3 • 106 Па, х/= 0).
2.	Находим количество эксергии, отводимой от теплообменника с мазутом в единицу времени, по формуле (11.56):
Ь’м,к= GMI м.к (Т’м.к - То) - Tact, м.к 1п^ |= 1,978  10й Вт,
где ^м= 1736,4 + 2,51^ к = 1840,6 Дж/(кг • К);
к = °Жк + 'о)= 41,5 °C; к= 7; к - 273 = 115 °C;
1{}= -32 °C.
3.	Лак как от теплообменника не отводится полезно используемая теплота, то Е"= 0.
4.	Мощность от теплообменника также не отводится, поэтому 0.
5.	Вычисляем сумму эксергий на выходе из системы по формуле (11.67):
=С« +Е,‘1К +ЕЧ +L = 2,364-Ю6 Вт.
IV.	Определяем эксергетический КПД системы по формуле (11.6):
У Е" 9,.=^—=0,92.
V.	Общее количество эксергии, подведенное к системе, состоящей из трех теплообменников,
з£ £' = 7,704-106 Вт.
Рассмотрим подогреватель мазута ПМ-40-30. Приведем необходимые данные для проведения термодинамического анализа с использованием данных теплового анализа: температура пара на входе в теплообменник
7-,,.,,= 464 К;'
то же давление ри u= 1,3 • 10ь Па;
температура на выходе из теплообменника Ти к~ 464 К;
то же давление рц к= 1,3 • 10ь Па;
степень сухости пара на входе в теплообменник 1;
то же на выходе х*= 0;
расход пара GH= 0,606 кг/с;
температура мазута на входе в теплообменник Тм- 343 К;
температура мазута па выходе из теплообменника 7; к= 398 К;
расход мазута GM= 8,33 кг/с.
добавочное давление, создаваемое насосами Лри= = 0,62- 10° Па;
КПД насоса Т|п= 0,75.
I. Выбираем параметры окружающей среды и определяем вспомогательные расчетные величины.
1. Задаемся значениями температуры и давления окружающей среды для зимнего периода работы котельной «Савиново» (см. табл. 5.5, 5.6): То= 241 К, р{)= 0,1 - 10° Па.
2, 3. Значения г„п, sIl0, были получены при анализе резервуара для НКТЭЦ-1 :
i)l0 =-404,7 • 103 Дж/кг, 5(|0 =-1,487 - 103 Дж/(кг- К).
II. Находим сумму эксергий на входе в теплообменник.
1.	Определяем количество эксергии, подведенной к теплообменнику с паром в единицу времени, по формуле (11.22):
Е'а.и =Gn(«n„-inll-5п0)) = 0,768-Ю6 Вт.
где , = 2786 • 103 Дж/кг. , = 6,493 • 103 Дж/(кг • К) (см. таблицы для водяного пара при 7^ , = 464 К и Ли=1,3.10вПа,х,Л1).
2.	Рассчитываем количество эксергии, подводимой к
499
теплообменнику с мазутом в единицу времени, по формуле (11.30):
£
(Т„.„ -7;))-^/<и..,1п^-|=0,252 106 Вт,
где cfiU = 1736,4 + 2,51ZMII = 1784,09 Дж/(кг  К);
С.= <>№.и+ Q = 19 °C; /м„ = Тм н - 273 = 70 ‘>С; /„ = -32 "С.
3.	К теплообменнику теплота извне не подводится, кроме как с потоками вещества, поэтому Е'= 0.
4.	Количество подводимой к теплообменнику мощности определяется по формуле (11.39):
L’ = Ц, = GmA^m = 0,008 • 106 Вт,
ЛмРм.П
рм11 = [0,881-0,00304(«и11 -68)]-101 =874,92 кг/м3;
„= Ти„ - 273 = 70 °C.
5.	Вычисляем сумму эксергий на входе в теплообменник по формуле (11.43):
££'=£;„ + £;„ + еч+= 1,028 Ю6 Вт.
III. Находим сумму эксергий па выходе из теплообменника.
1.	Определяем количество отводимой от теплообменника эксергии с паром в единицу времени по формуле (11.46):
=£„0™ -’по-7'о(5пк -5„о)) = 0,193-106 Вт,
где к= 814,7 • 103 Дж/кг, зн к= 2,25 • 103 Дж/(кг • К) определяются по таблицам для воды и водяного пара при Ти = 464 К, рп к= 1,3 • 10° Па, 0.
2.	Рассчитываем количество эксергии, отводимой от теплообменника с мазутом в единицу времени, по формуле (11.56):
С. =GM| С/,МК(ТМ.К-Т0)-Тпс11К„\п^-1=0,557 10s Вт,
где сРм= 1736,4 + 2,51^ н = 1853,12 Дж/(кг • К);
^.к=0,5Си.к+г())=46,5 "С;
«м.к= т;.»- 273 = 125 "С; t„= -32 °C.
3.	Так как от теплообменника не отводится полезно используемая теплота, то Е"= 0.
4.	От теплообменника мощность также не отводится, поэтому L" = 0.
5.	Определяем сумму эксергий на выходе из теплообменника по формуле (11.67):
££" = Еик + Е"к + Е~ + L = 0,75 Ю6 Вт.
IV.	Находим эксергетический КПД системы по формуле (11.6):
Уе"
В„=^ = °.78.
Таблица 11.27. Количество подводимой эксергии и эффективность парка подогревателей мазута районной котельной «Савиново»
Вид п одо г р евателя	Эксергетический коэффициент полезного действия Т|т		Количество переданной эксергии, Вт	
	Зимний период	Летний период	Зимний период	Летний период
ПМ-10-60, 3 шт.	0,92	0,95	7,7-10'’	5,02-10'’
ПМ-40-30, 3 шт.	0,73	0,80	3,08-10*’	2,19-10“
В целом по парку подогревателей	0,83	0,88	10,79-10f>	7,21-10“
V.	Общее количество эксергии, подведенной к системе, состоящей из трех теплообменников,
3££' = .3,О84 10в Вт.
Для теплообменников ПМ-10-60 и ПМ-40-30 также были проведены аналогичные расчеты, результаты которых сведены в табл. 11.27.
Термодинамический анализ работы системы мазутопроводов с паровыми спутниками.
Как и при тепловом анализе, рассмотрим конкретный участок № 1 мазутопроводов с паровыми спутниками (см. табл. 11.16). Приведем необходимые данные для расчетов с использованием результатов теплового анализа:
температура пара на входе в паровые спутники 7;м = 464 К;'
то же давление ри и= 1,3 • 10ь Па;
температура пара па выходе из паровых спутников Ти.к= 453 К;'
то же давление ри к= 1 • 1 ()г> Па;
степень сухости пара на входе в паровые спутники »,,= 1;
то же на выходе хк= 0,99;
расход пара на один спутник 0,204 кг/с;
число паровых спутников пи= 1;
температура мазута на входе в мазутопровод Тм.„= 333 К;
температура мазута на выходе из мазутопроводов Тм к= 333 К;
расход мазута на один мазутопровод GM= 12 кг/с;
число мазутопроводов тгм= 1.
I. Выбираем параметры окружающей среды и определяем вспомогательные расчетные величины.
1. Задаемся значениями температуры и давления окружающей среды для зимнего периода работы районной котельной «Савиново» (см. табл. 5.5, 5.6): Тп= 241 К; Д, = 0,1  105Па.
2, 3. Значения удельных энтальпии и энтропии пара при T{i и р{} были получены при проведении термодинамического анализа резервуарного парка НКТЭЦ-1:
?11()=-404,7 • 10я Дж/кг; sn0 =-1,487  103Дж/(кг- К).
II. Находим сумму эксергий, подводимых к системе мазутопроводов с паровыми спутниками.
500
1.	Определяем количество эксергии, подводимой к системе с паром в единицу времени, по формуле (11.22):
К.„=«пСп(^и-^п()-^(Л1.н-^())) = 01259.106 Вт,
где iuЛ1= 2786 • 103 Дж/кг, sUJI= 6,493 • 103 Дж/(кг • К) (см. таблицы для водяного пара при ТП1|= 464 К и и= 1,3 • 10G Па).
2.	Рассчитываем количество эксергии, подводимой к системе с мазутом в единицу времени, по формуле (11.30):
="mG«I	1=0,305 -106 Вт,
M.BI	М Ml рМ.Н' М.11 VI/ V ЛМ.И	rjn I ’	7
где с =1736,4+ 2,51£н = 1806,68 Дж/(кг-К); п = = 0,5^ ,. + 0 = Н °C; 1М11= Т„и - 273 = 60 “С; А) = Т{) - 273 = = -32 °C.
3.	К системе извне, кроме как с потоками вещества, теплота не подводиться, поэтому L'= 0.
4.	К мазутопроводам не подводится мощность, поэтому Е'= 0.
5.	Определяем сумму подведенных к системе эксергий по формуле (11.43):
££' = <„-t-Kn+^+i'=0,564-10“ Вт.
III.	Находим сумму эксергий, отведенных от системы мазутопроводов с паровыми спутниками.
1.	Вычисляем количество эксергии, отводимой от системы в единицу времени с паром, по формуле (11.46):
Ск = nnGn (V, ->„о -Го^п.» --<„<>))= 0.251-106 Вт,
где «..«= '.1.11ас.кхк+	1 - ч) = 2758,3 • 103 Дж/кг;
5„.к— 5п.пас.к+ ^в.пас.к 0— ^тс) ~ 6,54 • 1 0‘ Дж/ (КГ • К), пас к, ^н.пас.к “ удельные энтальпии пара и воды по линии насыщения при давлении pllK; 5„ liac к, Vhuc.k — то жс УДСЛЬ‘ ные энтропии.
2.	Рассчитываем количество эксергии, отводимое от системы с мазутом в единицу времени, по формуле (11.56):
£\1К ="mGJ	= 0,305-10“ Вт,
M.k	М Ml р М.К ' .М.К <1 ' II р М к «*‘>-4 I *	’
I	/
где л м к= 1736,4 + 2,51^ к = 1806,68 Дж/(кг • К); к= = 0,5^.к + А,) = И “С; к= Т„л - 273 = 60 “С; А, = -32 °C.
3.	Так как от системы мазутопроводов с паровыми спутниками не отводиться полезно используемая теплота, то д;=о.
4.	От системы не отводится также мощность, поэтому Л" = 0.
5.	Определяем сумму отводимых от системы эксергий по формуле (11.67):
ХЕ =Е~ +E~+E" + L =0,556 -10“ Вт.
IV.	Находим эксергетический КПД системы по формуле (11.6):
Уе"
^ = Хг=0Ж
Аналогичные расчеты были проведены для всех участков мазутопроводов с паровыми спутниками как для зимнего, так и для летнего периодов работы районной котельной «Савиново*. Результаты этих вычислений были сведены в табл. 11.28.
Результаты термодинамического анализа теплотехнологической схемы резервного мазутного хозяйства районной котельной «Савиново» по основным группам оборудования и в целом по мазутному хозяйству сведены в табл. 11.29.
Рассмотрим (рис. 11.24) эксергетические диаграммы контуров мазутного хозяйства.
Таблица 11.28. Количество подводимой эксергии и эффективность системы мазутопроводов с паровыми спутниками РК «Савиново» (г. Казань)
Номер участка	Эксергетический коэффициент полезного действия цгх		Количество подводимой эксергии, Вт	
	Зимний период	Летний период	Зимний период	Летний период
1	0,98	0,99	0,56-106	0,45-10“
2	0,96	0,98	1,4-10°	1,7-10“
3	0,71	0,83	3,36-10“	2,6-10“
4	0,71	0,83	3,2-10'’	1,9-10°
5	0,97	0,98	1,6-10°	1,0 10°
6	0,96	0,97	2,6-10°	1,8-10°
В целом по системе мазутопроводов с паровыми спутниками	0,83	0,9	12,88-10“	8,75-10“
Таблица 11.29. Количество подводимой эксергии и термодинамическая эффективность основных видов оборудования резервного мазутного хозяйства районной котельной «Савиново»
Вид оборудования	Эксергетический коэффициент полезного действия Т|гх		Количество подводимой эксергии, Вт	
	Зимний период	Летний период	Зимний период	Летний период
Слив мазута	0,62	0,65	1,26-10°	1,1-10°
Резервуарный парк	0,85	0,87	1,13-10°	1,04-10“
Подогреватели мазута	0,75	0,88	10.79-10“	7,21-10“
Система мазутопроводов с паровыми спутниками	0,83	0,9	12,88-10°	8.75-10“
В целом по мазутному хозяйству	0,77	0,83	26,06-10“	18,1-10“
501
a)
Рис. 11.24. Эксергетические диаграммы контуров резервного мазутного хозяйства районной котельной (РК «Савп-ново», г. Казань):
а — основной контур подачи мазута к форсункам котлов; б— контур циркуляции мазута; 7 — подогрев мазута в цистернах; 2 — резервы храпения; В — мазутопроводы с ПС № 1 и №2; 4 — подогреватели мазута; 5 — мазутопроводы с ПС №3 и №4; 6 — мазутопроводы с ПС №5 и №6.
На рис. 11.24,а показан основной контур подачи мазута к форсункам котлов, имеющий следующее распределение потоков эксергии по элементам мазутного хозяйства.
1-й элемент (подогрев мазута в цистернах).
Общее количество подведенной эксергии составляет 1,26 МВт (табл. 11.29), которое включает в себя эксергию, подведенную с паром (1,06 МВт) и подведенную с мазутом (0,2 МВт). Вследствие потерь эксергии (за-
502
шрихованная часть элемента) общее количество отведенной эксергии составляет 0,79 МВт. КПД первого элемента — 62%.
2-й элемент (резервуары храпения). Общее количество подведенной эксергии составляет 1,13 МВт (табл. 11.29), которое включает в себя эксергию, подведенную с паром (0,6 МВт) и подведенную с мазутом (1,17 МВт). Вследствие потерь эксергии (заштихованная часть элемента) общее количество отведенной эксергии составляет 1,5 МВт. КПД второго элемента—85%.
3-й элемент (мазутопроводы с ПС № 1 и №2). Общее количество подведенной эксергии составляет 2,17 МВт (табл. 11.28), которое включает в себя эксергию, подведенную с паром (0,62 МВт) и подведенную с мазутом (1,5 МВт). Вследствие потерь эксергии (заштихованная часть элемента) общее количество отведенной эксергии составляет 2,02 МВт. КПД третьего элемента — 95%.
4-й элемент (подогреватели мазута). Общее количество подведенной эксергии составляет 6,6 МВт (табл. 11.27), которое включает в себя эксергию, подведенную с паром (4,572 МВт), эксергию, подведенную с мазутом (2,02 МВт) и механическую эксергию (0,008 МВт). Вследст
вие потерь эксергии (заштихованная часть элемента) общее количество отведенной эксергии составляет 5,15 МВт. КПД четвертого элемента — 78%.
5-й элемент (мазутопроводы с ПС №3 и №4). Общее количество подведенной эксергии составляет 6,56 МВт (табл. 11.28), которое включает в себя эксергию, подведенную с паром (1,41 МВт) и подведенную с мазутом (5,152 МВт). Вследствие потерь эксергии (заштихованная часть элемента) общее количество отведенной эксергии составляет 4,06 МВт. КПД пятого элемента — 71%.
6-й элемент (мазутопроводы с ПС №5 и №6). Общее количество подведенной эксергии составляет 4,2 МВт (табл. 11.28), которое включает в себя эксергию, подведенную с паром (4,06 МВт) и подведенную с мазутом (5,152 МВт). Вследствие потерь эксергии (заштихованная часть элемента и потерь с конденсатом) общее количество отведенной эксергии составляет 0,37 МВт. КПД шестого элемента — 96,5%.
На рис. 11,24,6'показап контур циркуляции мазута, который имеет следующее распределение потоков эксергии по элементам мазутного хозяйства.
ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ТЕПЛООБМЕНА В СТАЦИОНАРНЫХ ПОДОГРЕВАТЕЛЯХ МАЗУТА
12Л. Значение интенсификации теплообмена
Методы и эффекты интенсификации теплообмена для стационарных подогревателей мазута представляют громадный интерес и большое значение, так как именно эти аппараты обеспечивают весь температурный режим теплотехнологической схемы мазутного хозяйства от резервуаров храпения до форсунок и горелок.
Применение рациональных в энергетическом и технологическом смысле методов интенсификации теплообмена в стационарных мазутоподогревателях позволит повысить эффективность мазутного хозяйства в целом. Таким образом, использование этих методов дает возможность решить как минимум две задачи: модернизовать сами подогреватели, уменьшить их число и достичь значительной экономии энергии на всей технологической цепочке подогрева мазута.
Активное исследование и внедрение в промышленность различных методов интенсификации теплообмена вызвано прежде всего большим практическим эффектом уменьшения массы теплообменной аппаратуры или значительным повышением ее эффективности.
Даже простейший обзор научной литературы и патентных источников показывает, что интенсификаторы конвективного теплообмена отличаются большим разнообразием конструктивных решений. Не вдаваясь в конструктивные подробности и детали, к ним прежде всего следует отнести различное по конструктивному оформлению оребрение поверхности теплообмена, использование
шероховатых поверхностей, криволинейных каналов, закручивание потока теплоносителей и др.
Посредством интенсификации теплообмена можно улучшить режим работы теплообменника, например, снизить температурный напор или температуру стенки при фиксированной температуре теплоносителя.
Повышение технического уровня теплообменного оборудования за счет интенсификации теплообмена улучшает общие характеристики теплоэнергетической установки. На настоящем этапе развития энергетики при использовании современных конструктивных сталей возможности увеличения тепловой экономичности теплоэнергетических установок путем совершенствования тепловой схемы, повышения начальных параметров пара и КПД турбин н котлов практически исчерпаны. Снижение удельного расхода топлива существенно зависит от совершенства вспомогательного (теплообменного оборудования) энергоустановок. Поэтому интенсификация теплообмена служит мощным средством повышения эффективности не только теплообменного оборудования, но и теплоэнергетической установки в целом.
Методы интенсификации, дающие возможность получить положительный эффект, известны уже длительное время, однако зависимости для расчета теплообмена и гидравлического сопротивления во всем широком диапазоне геометрических характеристик интенсификаторов, гидродинамических и тепловых условий, свойств жидкости определены далеко не в полной мере.
В стационарных подогревателях мазута,
504
Рис. 12.1 Зависимости /ц}= Nu Ргч>’43(Рг/Рги.)'0,25 = = /(Re):
1- Kq= O,17Re0,33; 2 -	= 0,021 Re0,H;----простая по-
верхность (эталон); — — сложная поверхность (трубы с различной относительной шероховатостью)
Рис. 12.2. Зависимости £ = /(Re):
1 — £ - 64/Re; 2— £ = 0,316Re~()’25; остальные обозначения тс же, что на рис. 12.1
как было показано в предыдущих главах (см. гл. 9, 10), основным режимом течения является ламинарный. На других участках теплотехнологической схемы мазутного хозяйства (при сливе мазута, хранении и рециркуляции, транспортировке по трубопроводам) в силу обычно более низких температур тем более преобладает ламинарный режим течения. Поэтому эффекты интенсификации теплообмена именно при этом режиме течения представляют наибольший интерес.
Работы видных ученых А. Е. Берглса, Г.А. Дрейцера, В.А. Кирпикова, А.А. Гухмана и других четко указывают на несомненную перспективность применения известных методов интенсификации именно к ламинарному режиму течения капельной жидкости. Интересна в этом плане одна из последних работ В.А. Кирпикова, в которой на основе ранее предложенной методики оценки эффективности определена наиболее предпочтительная область интенсификации конвективного теплообмена по числу Рейнольдса (рис. 12.1 и 12.2).
Автором выделено три области по диапазону чисел Рейнольдса, при этом показано, что в областях I и II интенсифицировать теплообмен затруднительно. В области III, лежащей в диапазоне чисел Re =102-г-104, возможна интенсификация теплообмена, причем с наибольшей эффективностью.
Следует также добавить, что интенсификация теплообмена при ламинарных режимах течения вязких жидкостей до сих пор является достаточно малоизученной по крайней мере по сравнению с турбулентным режимом течения.
12.2.	Физические основы и понятия интенсификации теплообмена
В настоящее время интенсификация конвективного теплообмена считается наиболее перспективной и сложной проблемой теории переноса. Традиционно также считается, что эта задача наиболее актуальна для теплоносителей, которым присущи высокие значения чисел Рейнольдса. Практически все основополагающие монографии на тему интенсификации конвективного теплообмена посвящены этой проблеме применительно именно к большим числам Re [184—189].
Однако появившиеся в печати за последние 10—15 лет публикации, указывают на большую эффективность уже известных и апробированных методов интенсификации теплообмена для рабочих сред с высокими значениями чисел Прандтля (Рг» 1) и эффективной вязкости.
К сожалению, устоялось мп яше, что для рабочих тел с большими значениями чисел Прандтля, т.е. при несовпадении с известной
505
аналогией Рейнольдса, соотношение между интенсивностью теплообмена и затратами мощности значительно ухудшается. В [190] показано, что аналогия Рейнольдса стала своего рода ограничением нижнего возможного предела затрачиваемой мощности при данной интенсивности теплообмена. Но ситуация, как доказали более поздние исследования, не так однозначна.
Экспериментальные исследования (см. §12.4) показали, что для ламинарных режимов течения характерно, когда такая концепция аналогии Рейнольдса не всегда отражает основные стороны процесса. В большинстве случаев наблюдается обратный эффект — значительное увеличение интенсивности теплообмена при сравнительно небольшом возрастании затрат мощности. А в некоторых случаях, например, при ламинарных течениях неныотоновских жидкостей, может наблюдаться многократное увеличение теплоотдачи по сравнению с реперным вариантом — течением в гладкой прямой трубе.
Таким образом, как показано в [190], тот факт, что перенос теплоты и количества движения осуществляется одним и тем же рабочим телом, совсем не определяет вид зависимости между интенсивностью теплообмена и гидродинамическим сопротивлением. Очевидно, что все эффекты интенсификации теплообмена и гидравлических потерь будут зависеть от распределения полей температуры и вектора скорости в пристенной области течения, а также, что в области ламинарного режима течения возникает благоприятная почва для создания таких ситуаций, когда применение того или иного метода интенсификации становится энергетически выгодным. В этих случаях действует совсем иной механизм распределения кинетической энергии и ее диссипации, не связанный столь просто с переносом теплоты в нормальном к поверхности канала направлении.
Элементарные объемы жидкости, перемещаясь по сложным траекториям в пристенной области, будут переносить теплоту более эффективно, чем количество движения из-за различий в распределении температуры и
вектора скорости. Очевидно, что такая ситуация может возникнуть как результат продуманного интенсифицирующего воздействия па процесс теплообмена, как следствие свойств жидкости или как совместный результат того и другого.
К сожалению, несмотря на то, что в научной литературе накоплен экспериментальный и теоретический материал по исследованию методов интенсификации конвективного теплообмена, практически отсутствуют опытные и теоретические разработки для ламинарных режимов течения капельных жидкостей. Имеющиеся опытные данные в основном не систематизированы ввиду их небольшого количества. Отсутствуют теоретические исследования для многих интересных в практическом отношении методов интенсификации, в частности для методов, рассматриваемых в данной монографии.
Следует отметить, что процессы теплообмена, происходящие при ламинарных течениях, достаточно строго описываются системами дифференциальных уравнений переноса. Также строго формулируются и краевые условия. Хорошо разработаны и методы решения и численной реализации систем дифференциальных уравнений в частных производных. Все это позволяет надеяться, что при достаточно строгих допущениях, а также удачно найденной симметрии удастся разработать такие математические модели, которые весьма точно будут описывать, предсказывать и объяснять возникающие эффекты.
К настоящему времени разработаны и исследуются самые различные методы интенсификации теплообмена. Принципиально их классифицируют на две категории [191]:
1)	активные методы интенсификации, к которым можно отнести: механическое воздействие на поверхность теплообмена (вращение или вибрация поверхности, перемешивание жидкости и т. п.); воздействие на поток электрическим, магнитным или акустическим полем, пульсациями давления; вдув или отсос рабочей среды через пористую поверхность и др.;
2)	пассивные методы, в основе которых лежит воздействие на поток формы поверхнос
506
ти теплообмена. К ним можно отнести: применение вставных интенсификаторов (винтовых, локальных и пластинчатых закручи-вателей потока), различное оребрение поверхности теплообмена и др.
Интенсивность процесса теплообмена определяется отношением количества передаваемой теплоты к параметрам, характеризующим движущую силу процесса и его основные или характерные размеры. Под движущей силой процесса теплообмена понимают разность температур. Для теплообменных аппаратов интенсивность теплообмена определяется отношением тепловой нагрузки (или производительности) аппарата к температурному напору и площади поверхности теплообмена.
Количество теплоты, передаваемой в единицу времени от горячей среды к холодной, пропорционально разности температур и площади поверхности теплопередающей стенки:
Q =	(12.1)
Коэффициент пропорциональности k определяет количество теплоты, которое передается через единицу площади поверхности теплообмена от горячей среды к холодной в единицу времени при разности температурного напора, равной одному градусу. Эта величина характеризует общую интенсивность процесса теплопередачи через стенку и называется коэффициентом теплопередачи.
Соотношение (12.1) получено в предположении постоянства температур рабочих сред вдоль всей стенки. Теплопередача является сложным физическим процессом, зависящим от многих факторов, которые определяют значение коэффициента теплопередачи.
Запишем в общем виде уравнение для расчета коэффициента теплопередачи:
1 §1 5СТ 82 1 Y1 (Х| ^*ст ^2 ^2 J
(12.2)
где cq, а2 — коэффициенты теплоотдачи от греющей (охлаждающей) среды к стенке и от стенки к нагреваемой (охлаждаемой) среде,
Вт/(м2 • К); 8], 82, 8СТ—толщины соответственно слоев посторонних отложений на стенках со стороны греющей (охлаждающей), нагревающей (охлаждаемой) сред и стенки, м; А^, Хст — теплопроводности соответственно отложений на стенках со стороны греющей (охлаждающей) и нагреваемой (охлаждаемой) сред и стенки, Вт/(м • К).
Как видно из (12.2), коэффициент теплопередачи или степень интенсивности теплообмена зависит в значительной мере от наибольшего из термических сопротивлений. Следовательно, для интенсификации процесса теплопередачи необходимо прежде всего уменьшить термическое сопротивление с той стороны, с которой оно является наибольшим. Или, другими словами, для интенсификации процесса теплообмена необходимо прежде всего увеличивать наименьший коэффициент теплоотдачи.
Применительно к подогревателям мазута совершенно очевидно (это было показано в гл. 10), что наименьшие коэффициенты теплоотдачи находятся со стороны мазута.
Записав уравнение теплопередачи (12.1) через плотность интенсивности потока теплоты (удельный теплосъем) qF
Q-q.F,	(12.3)
где qE- kAt, становится очевидным, что, чем больше qF, тем больше производительность аппарата при одной и той же площади поверхности или меньшая площадь поверхности требуется для обеспечения одной и той же тентовой нагрузки. Таким образом, задача интенсификации теплообменных аппаратов сводится к увеличению удельного теплосъема.
Из (12.3) видно, что ^южно увеличить путем повышения AZ или k. Увеличение разности температур в аппарате всегда связано с повышением внешней необратимости процессов теплообмена и возрастанием энергетических потерь. Целесообразность такого пути интенсификации аппарата должна решаться в каждом конкретном случае на основе технико-экономического анализа.
Более высокий коэффициент теплопередачи можно получить путем увеличения ко
507
эффициентов теплоотдачи. При этом надо иметь в виду, что значение k определяется значением меньшего коэффициента теплоотдачи. При большом различии между eq и а2 коэффициент теплопередачи всегда несколько ниже меньшего а. Таким образом, увеличение kn интенсификации теплообмена в аппарате достигаются: при оц « а2 или а2 « путем повышения меньшего коэффициента теплоотдачи; при ~ а2 путем увеличения обоих коэффициентов, либо любого из них.
Коэффициент теплопередачи, как уже говорилось, всегда меньше любого из коэффициентов теплоотдачи, кроме того, снижается он с увеличением толщины стенки, с уменьшением ее теплопроводности, а также с ростом толщины слоев отложений на ней.
Рассмотрим наиболее рациональные пути интенсификации теплопередачи. Уменьшение толщины теплопередающей стенки и повышение ее теплопроводности, а также предотвращение отложений загрязнений па стенке являются очевидными способами интенсификации теплообмена.
К сожалению, эксплуатационные характеристики применяемых конструкционных сталей и цветных сплавов для каналов теплообменных аппаратов ограничены, соответственно ограничены и возможности по уменьшению толщины стенок каналов.
Число методов предотвращения отложений на стенках гладкотрубных аппаратов также очевидно ограничено. Плановая очистка от отложений теплообменных поверхностей в лучшем случае может дать только восстановление номинальной теплопроизводи-тельности аппарата. Тогда остается путь увеличения коэффициентов теплоотдачи и в первую очередь наименьшего из них.
Согласно теории гидродинамического пограничного слоя, теплоотдача от жидкости или газа к твердой стенке или наоборот происходит в тонком пристенном слое путем теплопроводности. Интенсивность процесса теплоотдачи определяется коэффициентом теплоотдачи, Вт/(м2 • К):

(12.4)
Коэффициент теплоотдачи является сложной величиной, зависящей от физических свойств рабочей среды, скорости ее движения, геометрических размеров капала и формы теплоотдающей поверхности. Обычно физические свойства рабочих сред и температурный режим бывают известны из исходных данных для расчета теплоотдачи.
Таким образом, влиять на интенсивность теплоотдачи можно изменением геометрических размеров каналов, скорости движения рабочей среды и формы поверхности теплообмена. Способ увеличения скорости течения за счет уменьшения диаметров каналов практически аналогичен способу увеличения числа Re путем применения более мощных насосов. Однако при этом быстро растут гидравлические сопротивления, а следовательно, и затраты энергии на привод насосов, в силу чего дальнейшая интенсификация теплообмена путем увеличения скорости рабочих сред становится экономически невыгодной. Убедиться в этом легко, проанализировав известные уравнения теплоотдачи и гидравлических сопротивлений при турбулентном движении жидкости в трубном теплообменнике [185]:
Nu = O,O21Re<),8Pr0,43;	(12.5)
A/> = (^/J + ^M)pw2/2,	(12.6)
где Nu — число Нуссельта; Re — число Рейнольдса; Рг — число Прандтля; — гидравлическое сопротивление теплообменного аппарата со стороны рабочей среды; w, р — скорость и плотность рабочей среды; /и d —длина и диаметр канала; Е, — коэффициент гидравлического трения; — сумма коэффициентов местных сопротивлений.
Задавая ряд значений скорости потока рабочей среды в каналах при прочих постоянных исходных данных в (12.5) и (12.6), находим
508
а = Л1МА8; Д/> = А2аЛ75,	(12.7)
где Аь Л2 — коэффициенты пропорциональности.
Увеличение скорости потока в 2 раза дает рост теплоотдачи в 1,75 раза, а гидравлического сопротивления в 3,4 раза.
Таким образом, нельзя рассматривать! штен-сификацию теплообмена изолированно от затрат энергии. Определяющим критерием является эффективность процесса теплообмена при заданном (одинаковом для сопоставляемых вариантов) уровне энергозатрат на перекачивание рабочих сред через аппарат. Тогда остается наиболее рациональный путь повышения теплоотдачи — изменение формы поверхности теплообмена. Следует отметить, что, упоминаемые выше пассивные методы интенсификации теплообмена и являются практической реализацией этого пути повышения эффективности теплоотдачи. Совершенно очевидно, что изменение формы поверхности теплообмена, т.е. применение пассивных методов интенсификации, в конечном итоге приведет кувеличепию скорости течения, по на совершенно другой качественной основе.
Рассматриваемые в данной монографии методы интенсификации конвективного теплообмена, относящиеся к пассивным методам, можно условно разделить па две основные группы:
1)	придание потоку жидкости вращательно-поступательного характера движения;
2)	разрушение пристенных слоев жидкости.
Выбор метода интенсификации теплообмена определяется рядом условий. Из них важнейшие: непревышение допустимых гидравлических потерь и энергетических затрат; соответствие критериям безотказной работы (прочность, эрозия, коррозия и др.); обеспечение минимума отложений на поверхности нагрева; технологичность и дешевизна изготовления интенсифицированной теплообменной поверхности.
Таким образом, основной целью интенсификации теплообмена является получение более высокой интенсивности теплообмена
при экономически обоснованном уровне затрат энергии на преодоление гидравлических сопротивлений. Только совместный анализ интенсивности теплообмена и расходуемой мощности дает рациональное основание для оценки полученных результатов.
В настоящее время под интенсификацией теплообмена принято понимать суммарный эффект увеличения интенсивности теплоотдачи (теплопередачи) при заданном уровне энергозатрат и заданных начальных и конечных температурах рабочих сред.
12.3.	Эффективность методов интенсификации теплообмена и способы ее оценки
Конечной целью применения метода интенсификации конвективного теплообмена является построение аппарата с наименьшей площадью поверхности теплопередачи или с минимальным температурным напором при наинизших затратах мощности на прокачку жидкости. Так как использование любого из известных методов интенсификации теплообмена сопровождается помимо роста теплоотдачи и повышением гидравлического сопротивления, увеличивающего затраты мощности на прокачку жидкости, то одним из основных показателей аппарата является эффективность его конвективных поверхностей.
Как показано в [192, 193], при выборе и оценке метода интенсификации теплообмена следует учитывать нс только эффективность самой поверхности, по и ее универсальность для различных теплоносителей и режимов эксплуатации, технологичность изготовления и сборки интенсификаторов, поверхности и самого аппарата, загрязняе-мость поверхностей.
Поскольку в научной литературе известны самые разнообразные методы интенсификации теплообмена, не говоря уже о разнообразии конструкций аппаратов, теплоносителей, температурных условий, то прежде чем говорить о рекомендации того или иного метода интенсификации, следует найти доста-точно простой, надежный и апробированный метод оценки эффективности.
509
К сожалению, большинство методов оценки эффективности, как и сами методы интенсификации, апробированы при турбулентных течениях. Тем не менее, приведем краткий анализ наиболее известных, достоверных и апробированных методов оценки в той примерной хронологической последовательности, в которой они появлялись и использовались на практике.
Часто эффективность различных форм конвективных поверхностей оценивают при помощи энергетической эффективности
а=/(Х0),	(12.8)
где а — коэффициент теплоотдачи при данных условиях омывания поверхности; N() — энергия, затраченная в единицу времени на перемещение омывающей среды, отнесенная к 1 м2 площади поверхности.
Однако энергетическая эффективность поверхности, рассчитанная в виде (12.8), должна определяться для каждой формы поверхности при одинаковых средних температурах потока рабочей среды. Это практически исключает возможность ее применения для сравнительной оценки известных методов интенсификации по данным различных авторов.
Совершенство теплообменного аппарата и реализуемого в нем способа интенсификации конвективного теплообмена при вынужденном движении рабочих сред может характеризоваться энергетическим коэффициентом, представляющим собой отношение теплоты Q, переданной в аппарате, к энергозатратам ЛГ на преодоление гидравлических сопротивлений:
£> Q/N = kF Ы/ZN,	(12.9)
где ЕЛГ= Nj+ ” суммарные затраты мощности на прокачку; F — площадь поверхности теплообмена; AZ — температурный напор; k — коэффициент теплопередачи; Q= kFAt — количество переданной теплоты.
При этом принимается во внимание интенсивность теплообмена с обеих сторон теплопередающей поверхности, а также суммарные затраты мощности на прокачку как нагреваемой, так и греющей среды.
Разделив (12.9) на площадь F, можно получить удельный показатель теплопередачи и энергозатрат на единицу площади поверхности. Принимая температурный напор AZ равным единице, получаем удельный коэффициент энергетической эффективности:
£0= k/ZN{).
Понятие энергетического коэффициента было предложено в 40-х годах акад. М.В. Кир-пичсвым. Коэффициент энергетической эффективности £0 характеризует количество теплоты, переданной при единичном температурном напоре и единичных затратах мощности на прокачку теплоносителей через единицу площади поверхности теплообмена. Когда все термическое сопротивление сосредоточено со стороны одного теплоносителя (в нашем случае мазута), методика сравнительной оценки эффективности значительно упрощается. В этом случае рассматривается одностороннее обтекание. При этом удельный коэффициент энергетической эффективности определяется по формуле
EQ=a/NQl	(12.10)
где ЛГ()= GA/>/(p£); G, р — массовый расход и плотность теплоносителя; а — средний коэффициент теплоотдачи;
L V2 A/> = J;-—р;
L, I) — длина и внутренний диаметр трубы; V — средняя скорость движения теплоносителя.
Поскольку коэффициент Е() пропорционален а, то оценку эффективности конвективной поверхности можно проводить по значению а при равных энергетических затратах. В этом случае сравнение эффективности осуществляется на основе графического построения зависимостей:
для интенсифицированной поверхности а=/(М));
для эталонной (гладкой) поверхности a=/W).
При пересечении кривых а=/(Лт0) и
510
Таблица 12.1. Энергетическое сравнение шероховатых труб (Рг - 0,72)
Автор	Q/Q,	Re	Профиль выступа	Nu = Re'4 при 77J	£ « Re'"-’ ПрИ 77-j	Вид капала
В.М.Бузник	1,4	101		ь	, Крыловой *	 h/R = 0,19 *и_		0,7	0,25	Круглая труба, D = 25 мм
В.Нупиер	1,5 1,43	ю4 105	h/R = 0,16	0,8	0	Круглая труба, D = 50 мм
Р.Кох	1,3 1,17	ю4	| |			
В. М. Антуфьев	1,22 1,37	ю4 105	h/R =0,13	0,92	0	Круглая труба
Э.К.Калинии и др.	1,42 1,36	ю4 105	h/R = 0,043	0,8	0,25	То же D = 10 мм
	1,5 1,36	ю4 105	h/R = 0,105		0,2	
В.К.Мигай	1,51 1,46	ю4 10-’	h/R = 0,12		J-	0,87	0	То же, D = 20 мм (при сравнении данные пересчитаны на D = 10 мм)
Б.М.Теверовский	1,42 1,50	ю4 ю5	h/R = 0,781	1		Круглая труба
Р. Л. Вебб и др.	1,36 1Д7	104 105	h/R = 0,04 —П__П_1 1	0,8		
В.К.Мигай	1,5 1,18	ю4 105	h/R = 0,04			То же, D - 20 мм
В.К.Мигай, П.ГБыстров	1,67	ю4	Полукольцевой			
а = /(<) линией, параллельной оси ординат при определенном значении N{) в точках пересечения находятся а и а0 при идентичных затратах мощности. Отношение а/а0 будет характеризовать эффективность интенсифицированной поверхности. Главным недостатком метода является неоднозначность зависимости коэффициента Ео от скорости течения рабочих сред, соотношений коэффициентов теплоотдачи и температур.
Кроме графического способа реализации зависимости (12.8) существует и аналитический. Более подробно с обоими способами можно ознакомиться в [185].
Коэффициент эффективности £0 характеризует отношение двух видов энергии — тепловой (в виде удельного теплосъема аД/), и механической (в виде удельных энергозатрат
на преодоление гидравлических сопротивлений N(}).
Другими словами, коэффициент энергетической эффективности Ео определяет основное качество поверхности теплообмена — сколько передается теплоты при разности температур, равной 1 °C, затратах энергии па движение рабочей среды 1Вт при обтекании 1 м2 площади поверхности теплообмена. Это обобщенный показатель энергоемкости теплового и гидродинамического процессов для аппарата данной конструкции или теплообменной поверхности.
Сравнение энергетической эффективности различных видов шероховатых труб в виде таблицы выполнено В.К.Мигаем для сред с числом Рг < 1 (табл.12.1). Здесь используются общепринятые обозначения. Подробные
511
Таблица 12.2. Обзор результатов классических исследований по интенсификации теплообмена в трубах
Способ интенсификации теплообмена	Относительная длина канала	Число Re	Среда	Результирующее уравнение		
Проволочный спиральный завихритель (0,35<D/S< 1,76)	35,3D	1,7-103—20 ТО’	Вода	Nu = 0,3ReIMl Pi"-43(<//D)"135		
Ленточный завихритель (0,13 < D/S< 1,31)	35,3D	1,7-103—20-103		Nu = l,84Re0-44 Pr'^'W-S)"-33		
То же (0 < D/S< 0,25)	56,717	104—4 • 104		Nu = 0.21Rell-8Prl,'43(Prcr/l’r)"/-3Ar; k, = 1 + 1,13 • 10’5(D/SRe12)		
Проволочный спиральный завихритель (5= 0,052; 0,063 и 0,072 м)	68D	З-Ю3-З-Ю5	—	Nu « 0,175Re"’7 Prl/3(d/D)-°-35		
Ленточный завихритель (2,5<5/D< 11)	20D	160-5000	Воздух	Nu - 0,3ReIMiPiA43(f//P)0135 (Обработка В.К.Щукина)		
То же (3,16 < 5/Z)< 9,5)	19D	120-5500		To же		
Тоже (1,81 <S/D< 11)'	20D	6-103-1-105	Воздух, вода	—	Rcl’r	[50.9/)/5	D „ _,><>„	0.0219 ]' Nu = ——0,023—Re ~ l‘r -z ’ 1 + ——— E,Rc 5	L		1
Шнековый завихритель (Ч> = 45+75°, 5= 27,6+102 мм)	60£>	103-5-104	Вода	Nu = 0,021Re"-“ Pr(M3x x(PrtT/Pr)0 '-5 (1+0,092(<р*)-’-73); <p*= q>/15		
Ленточный завихритель (0 < S/D< 8,24)	-	5- 103-105	Воздух	Mz = RePr75/24	Г	f30 . 1 ) 	1 + — X 5РГ+41П -(	+rfln(ReV?72 /60) L	( d Pl- J	J	-1
ссылки на литературные источники для табл. 12.1 приведены в [194].
Для сопоставления тепловой эффективности различных по конструкции интенсификаторов на основании экспериментов, проведенных разными авторами при различных средних температурах потока среды и диапазонах чисел Рейнольдса и Прандтля, можно использовать соотношение
Nu/Nu0=/(Re),	(12.11)
где индекс «О» означает гладкую поверхность теплообмена.
Зависимость (12.11) характеризует увеличение коэффициента теплоотдачи в трубе с интенсификатором по сравнению с коэффициентом теплоотдачи в гладкой трубе.
На рис. 12.3. представлены результаты обработки опытных данных различных авторов в виде зависимости Nu/Nu0 от числа Re, при этом значения чисел Нуссельта были
приведены к числам Рейнольдса, соответствующим гладкой трубе [195].
В табл. 12.2 даны результаты ставших уже классическими работ, посвященных основным методам интенсификации теплообмена. При построении графических зависимостей использовались результаты этих работ. Подробные ссылки на эти работы можно найти в [183].
Такая сравнительная оценка опытных данных разных авторов позволяет сделать вывод, что наиболее перспективными с точки зрения тепловых эффектов являются методы интенсификации конвективного теплообмена, воздействующие на пристенную область течения с помощью поперечной и спиральной накаток на внутренней поверхности стенки трубы, проволочных спиральных завихрителей. Кроме того, данная обработка результатов позволила определить оптимальную область применения иптенсифика-
512
Рис. 12.3. Сопоставление опытных данных по теплоотдаче в трубах с интенсификаторами теплообмена:
У, Г — шнековый завихритель, (р = 45 и 75°; 2, 2' -- поперечная накатка, d/D= 0,983 и 0,875; 5, 3' — спиральная накатка, S/D= 3,25; 4, 4' — проволочный спиральный завихритель, S/D= 2,17 и 0, 724; 5, 5' — ленточный завихритель, S/D = 19 и 3,16
торов теплообмена по числу Рейнольдса. Подробные ссылки на литературные источники для рис 12.3 приведены в [183].
Как было сказано, применение любого из известных методов сопровождается также ростом гидродинамического сопротивления, являющегося одним из основных параметров, влияющих на затраты энергии и мощности, необходимые для прокачки рабочей среды. Поэтому для сопоставления теплогидродинамической эффективности различных по конструкции интенсификаторов часто применяют известное соотношение
(Nu/Nu0)/(^/^0 ) =/(Re),	(12.12)
характеризующее относительное увеличение интенсивности теплообмена в трубе с интенсификатором на единицу дополнительно затраченной энергии.
Предполагается, чем больше (12.12), тем эффективнее поверхность теплообмена. Однако выражение (12.12) устанавливает лишь соотношение между ростом интенсивности теплообмена и увеличением коэффициента гидравлического сопротивления. Его не следует считать критерием эффективности, так как Nu и не определяют непосредственно значения основных характеристик поверхности теплообмена — теплового потока и мощности.
Однако применение (12.12) позволяет производить оценочное сравнение разных конструкций интенсификаторов, причем не только для турбулентного, по и для ламинарного течения и слаборазвитой турбулентности. Параллельно выявляется предпочтительная область чисел Рейнольдса. К недостаткам зависимости (12.12) можно отнести также тот факт, что обработка должна производиться при одинаковых определяющих размерах каналов.
На рис. 12.4 приведены зависимости, полученные на основе опытных данных разных авторов по (12.12). К сожалению, отсутствие у ряда авторов опытных данных по гидравлическому сопротивлению не позволило оценить эффективность всех типов интенсификаторов.
Сравнение эффективности различных методов интенсификации теплообмена также выполнено В.К. Мигаем в [187] и приведено на рис. 12.5. Здесь И = (Nu/Nu0)/(£/£0)0,2b7. Автор сделал вывод, что при малых значениях
Рис. 12.4. Сопоставление эффективности интенсификаторов теплообмена:
1, 2 — спиральная накатка, S/D= 3,25 и 1; 3, 4~ спиральный завихритель, S/D= 2,17 и 0,72
513
Рис. 12.5. Сравнительная эффективность интенсификации теплообмена:
1-7 — трубы соответственно с кольцевыми выступами, типа конфузор-диффузор, со спиральными вставками, спирально-профилированные, с волнистой осью, с перфорированными вставками, с обтекаемыми выступами
чисел Рейнольдса трубы с кольцевыми выступами обладают наилучшими показателями.
Сравнительная оценка теплоотдачи для различных типов интенсификаторов приведена на рис. 12.6. Как видно из рисунка, эффективным способом является применение
многозаходных спиральных канавок на внутренней поверхности труб, созданных методом электрохимической обработки.
К сожалению, приведенные выше методы оценки эффективности не учитывают напрямую три важнейших параметра теплообменного аппарата: площадь поверхности теплообмена (или, как показано в [193], объем аппарата), тепловую мощность и затраты энергии на прокачку теплоносителей. Не учитываются также принцип конструкции аппарата, определяющие размеры и геометрические характеристики поверхности теплообмена. Поэтому эти способы могут использоваться в настоящее время только для качественной оценки эффективности метода интенсификации. Тем не менее, они сыграли значительную роль на определенном этапе исследований процессов интенсификации теплообмена.
В работе [196] для оценки теплогидродинамической эффективности теплообменной
поверхности предлагается соотношение
(12.13)
Рис. 12.6. Теплоотдача в трубах с различными типами интенсификаторов:
1 — со спиральными канавками; 2 — с ленточным завихрителем; 3 — с винтовым змеевиком; 4— с лопаточным завихрителем; 5 — гладкая труба
полученное в предположении, что минимуму площади соответствует минимум массы поверхности теплообмена.
В (12.13) Д/ — изменение температуры теплоносителя; AZj — температурный напор стенка — теплоноситель; F — площадь поверхности теплообмена; Q— тепловая мощность аппарата; р — теплоемкость и плотность теплоносителя; St — число Стентона (St = Nu/(Re Рг)).
В работе показано, что минимальная площадь поверхности теплообмена соответствует минимальному значению комплекса (£/St3)1/3, который и предлагается в качестве критерия эффективности.
В [184, 193] приведено, что если в кожухо-трубпом теплообменном аппарате коэффициент теплоотдачи внутри труб значительно меньше, чем в межтрубном пространстве, то для турбулентного режима течения оценку эффективности метода интенсификации можно производить по соотношению
v =	(12.14)
(a/a0)Re
где индекс «Re» означает, что отношения a/a0 и взяты при одинаковых числах Re в сравниваемых трубах; в качестве опрсделя-
514
ющего размера при нахождении числа Re и £ принимается диаметр гладкой трубы.
Этот метод использовался при получении расчетных зависимостей по сопротивлению и теплоотдаче (см. §12.4) в трубах с ленточными и шнековыми вставками при ламинарном с макровихрями и турбулентном режимах течения.
В [192] и других работах Г.А.Дрейцера описан метод сравнения поверхности теплообмена, названный методом эффективных параметров. Метод основан на использовании в качестве условия сравнения равенства эффективных чисел Рейнольдса, которые в свою очередь характеризуют параметры теплообменного аппарата: тепловую мощность, расход и мощность на прокачку теплоносителя, теплофизические свойства и температурный напор. Метод позволяет проводить сравнение геометрически не подобных каналов при произвольной форме представления опытных данных.
К сожалению, и этот метод на сегодняшний день апробирован лишь для случаев переходного и турбулентного режимов течения.
Ранее в работах А.А. Гухмана [190, 197], В.А. Кирпикова [198—201] и других известных ученых был предложен па тех же фундаментальных принципах более полный метод оценки эффективности. Он основан па прямом сравнении величин, которые непосредственно характеризуют поверхность теплообмена в соответствии с ее назначением:
1)	количества теплоты Q передаваемой в единицу времени;
2)	площади поверхности теплообмена F;
3)	мощности N, затрачиваемой на преодоление гидравлического сопротивления.
Касаясь непосредственно трубчатых аппаратов, к которым относятся и подогреватели мазута, можно сформулировать принципы сравнения эффективности, предложенные авторами этих работ.
Если сравниваемые аппараты состоят из груб одного диаметра с равным шагом размещения и имеют одинаковые схемы движения теплоносителей, то сравнение эффективнос
ти проводится по одному из перечисленных выше параметров при равенстве двух других. Под рациональной интенсификацией теплообмена тогда можно понимать такой процесс воздействия на поток теплоносителя, при котором:
1)	при равных площадях поверхности теплообмена и энергетических затратах на прокачку теплоносителя количество переданной теплоты с интенсифицированной поверхности больше, чем с гладкой;
2)	при одинаковых площадях поверхности и интенсивности теплообмена затраты энергии па прокачку теплоносителя для интенсифицированной поверхности теплообмена меньше, чем для гладкой;
3)	при равных значениях тепловой мощности и мощности па прокачку теплоносителя площадь интенсифицированной поверхности теплообмена (или аппарата) меньше площади гладкой поверхности.
Поэтому предлагается использовать три критерия эффективности: по тепловому потоку Кц, по мощности на прокачку KN; по площади теплообмена KF.
Совокупность этих коэффициентов количественно определяет рациональность и эффективность применения метода интенсификации.
Для определения области применения метода интенсификации строятся зависимости:
Qo	М)
XF=-£ = /(Re).	(12.15)
Л)
В общем случае выражения д я тепловэг» потока и мощности на прокачку [199] имеют вид:
Q = aA/F = StReFpc^vA// D\
N = ^f>fV = i,-^Fv3Re3,	’	(12Л6)
8D3	J
где St=a/(c^p V)— число Стентона; /— площадь поперечного сечения канала; V —
515
удельная теплоемкость и кинематическая вязкость теплоносителя.
В относительной форме коэффициенты и Kn в системе уравнений (12-15) принимают вид:
6 ft) &0Re0 77 Fo’
N М) ^o^ReoJ Fo f’
(12.17)
- P^vAZ p pv3p()f где Af =--------------BF=-^—^- — .
P()CftvoA*o D povo D )
При движении среды (в нашем случае мазута) по каналам с одинаковыми диаметрами и температурным напором выражения для Kq и Хдг упрощаются:
Xe=StReA>;
KN=lRe3KF,
где St = St/St0;	Rc = Re/Re0;
При сопоставлении поверхностей теплообмена (интенсифицированной и гладкой) по тепловым потокам при одинаковых NnF (N=N0,F=F0)
Xe=StRe; Kf=F/F0=1-, Kn=N/N0=1.
Сопоставление сравниваемых поверхностей теплообмена происходит по следующему принципу.
Для последовательно выбираемых значений чисел Re для интенсифицированной поверхности из условия KN= 1 находятся значения приведенных чисел Re('):
Reo=Re^T^.
Для ламинарного режима течения вязкой ньютоновской жидкости в гладкой трубе коэффициент гидравлического сопротивления
£0=64/Re,	(12.18)
соответственно число Стентона
St0 = Nu<) = 1,62 Г Re() Pr() -
Re0Pr() L Г x(l + 0,015Gr1/3 XRc() Pr0 )"’,
\0.14
— X
Цст , (12.19)
где Gr — число Грасгофа; ц, цст — динамические вязкости теплоносителя при средней температуре среды и температуре стенки, Па-с.
Далее находятся значения Si и St0 по соответствующим числам Re и Re('b что позволяет определить
r _ St Re e = S^R<
(12.20)
Затем для различных значений Re0 строятся зависимости Kq=/(Re).
При сопоставлении конвективных поверхностей по мощности на прокачку (по коэффициенту KN) при Q = Qj (Xq= 1) и F=F{} 1) имеем:
Xw=^Re3; Хе =
St Re
St0 Re0
F
= 1; KF=— = 1.
Задаваясь различными значениями чисел Re при условии равенства тепловых потоков, находим приведенные числа Re^ из соотношения
Re„=Rc—.
St()
Далее рассчитываем значения £ = /(Re) и ^o=/(Re('}), определяем
 _ 5 fRe
W Reo
(12.21)
и строим зависимость KN~ /(Re) для интенсифицированной поверхности.
При сопоставлении поверхностей теплообмена по площади при условии Q~ Qu (Kq= 1) и N = No (KN= 1) система уравнений имеет вид:
StRcA/ = l;
£Re3A>=.-l.
516
Затем вычисляем значение приведенного числа Rep по соотношению
Re'=Re
St
1Т! м
и значение коэффициента KF по формуле
К = 1| М
F 4Reo,
(12.22)
При сравнении эффективность метода интенсификации тем выше, чем больше Xq (Xq> 1) и меньше Kfh Kn (Kf< 1, KN< 1).
В [201] предложен также графический способ сравнительной оценки поверхностей по данной методике.
Приведенные методы количественной оценки эффективности теплообмена с помощью /?(), Kq, Kn и Kf целесообразно использовать, когда имеет место односторонний теплообмен или термическое сопротивление в основном сосредоточено на стороне одного теплоносителя (как в нашем случае на стороне мазута), т.е. когда один из коэффициентов теплоотдачи значительно меньше другого.
12-4. Основные результаты экспериментальных исследований и эффективность методов интенсификации теплообмена при ламинарном течении вязкой ньютоновской жидкости в каналах и трубах
Экспериментальные стенды и методики. При проведении теплофизических и гидродинамических экспериментальных исследований по интенсификации теплообмена обычно ставят задачи, которые включают в себя: поиск эффектов увеличения коэффициентов теплоотдачи и оценку гидравлических потерь;
получение эмпирических уравнений для описания, оценки или расчета исследуемого процесса, для замыкания теоретических систем уравнений;
получение опытных данных для оценки адекватности теоретических моделей или положений;
исследование структуры потока.
Экспериментальные исследования проводились на установке, схема которой приведена на рис.12.7 и описана в [183].
Рис. 12.7. Схема экспериментальной установки для исследования процессов интенсификации теплообмена при ламинарных течениях капельной жидкости
517
Экспериментальный стенд специально проектировался и изготавливался для проведения теплогидродинамических исследований при ламинарных и переходных режимах течения различных в реологическом отношении жидкостей.
Из сборной емкости 1 жидкость насосом 2 под&валзсъ в теплообменник 4 для охлаждения и термостатирования. Далее она поступала во входную успокоительную камеру 5, оснащенную выравнивающей решеткой в виде перфорированной перегородки па входе в рабочий участок. Затем жидкость попадала в рабочий участок исследуемого геометрического профиля 9, а далее — в выходную камеру 12 и сливалась через расходомер в емкость 1.
Опыты проводились в условиях нагревания жидкости. Для этого был предусмотрен обогрев рабочего участка секционными каскадными нагревателями 10. Каждая секция имела автономный регулируемый источник питания — автотрансформатор 7. Сила тока и напряжение на его зажимах контролировались с помощью щитовых электроприборов (на схеме нс показаны). Регулированием силы тока в каждой секции достигались необходимые граничные условия па стенке. Секции электронагревателей состояли из нихромовых спиралей, изолированных друг от друга и теплоизолированных с наружной поверхности асбестовым шнуром 8.
Контроль и регулирование температуры стенки рабочего участка производились с помощью системы хромель-копелевых термопреобразователей. Их спаи впаивались сплавом Вуда в углубления в стенках рабочих участков. Измерение термо-ЭДС термопреобразователей осуществлялось с помощью электронного цифрового универсального вольтметра. Входное сопротивление прибора составляло 10 МОм, что обеспечивало высокую точность измерения ЭДС на зажимах термопреобразователей. Для термостатирования общего свободного спая термопреобразователей использовался сосуд Дьюара 76, заполненный тающим льдом. Поочередное подключение термопреобразователей 79к изме
рительному прибору 18 осуществлялось с помощью многоточечного переключателя 77.
Для определения гидравлического сопротивления на рабочем участке была предусмотрена специальная установка, измеряющая и автоматически регистрирующая перепад давлений. Установка состояла из малогабаритного измерительного преобразователя давления 21 и цифрового ампервольтметра 22. Погрешность измерения перепада давлений нс превышала 0,25%.
Температура жидкости на входе и выходе из рабочего участка контролировалась лабораторными термометрами би 73, имеющими индивидуальные камеры торможения. Для повышения точности измерения осреднен-ной по сечению потока температуры жидкости после входной и перед выходной успокоительными камерами были установлены измерительные термопреобразовательные блоки. Каждый блок состоял из восьми тер-мопрсобразователен, установленных вертикально и равномерно по диаметру, а также соединенных последовательно.
В межтрубнос пространство теплообменников 4 и 20подавалась охлаждающая вода. В таком режиме установка выдерживалась 20-30 мин до достижения стабилизации работы установки. Для уменьшения погрешности измерения расхода жидкости расходомер 15 с помощью регулятора 74 устанавливался таким образом, чтобы время заполнения его было не менее 20 с. Регулирование расхода производилось задвижками 3 и 23. Значение перепада давлений постоянно высвечивалось на индикаторе ампервольтметра.
Текущие значения температуры стенки во время опытов в разных точках измерялись с точностью до 0,5 °C. Время, необходимое для переключения многоточечного переключателя 77 и определения температуры стенки, составляло не более С -10 с. Погрешность при определении температуры стенки в различных точках по длине при этом не превышала 0,5 °C. Температура жидкости на входе и выходе контролировалась с точностью до 0,1 °C при помощи термопреобразовательных измерительных блоков 7 7. Для увелнче-
518
ния точности результатов опытов проводилось 4-кратное повторение измерений всех параметров на каждом режиме работы установки.
Необходимые для обработки опытных данных и численного расчета теплофизические характеристики используемых в эксперименте сред определялись методами, описанными ниже. Исследовались температурные зависимости теплопроводности, удельной теплоемкости, плотности. При расчетах использовались средние в рассмотренном интервале температур значения теплофизических характеристик.
Определение теплопроводности исследуемой жидкости проводилось с помощью прибора ИТЗ-З, предназначенного для измерения теплопроводности жидких сред. Применение прибора позволяет автоматизировать процесс измерения теплопроводности (изготовитель ИТМО им. А.В. Лыкова, республика Беларусь). В основу работы прибора положен дифференцированный способ определения теплопроводности методом теплового зонда в квазистационарном режиме. Принцип действия его основан па преобразовании напряжения разбаланса мостовых схем в пропорциональный интервал времени с последующим преобразованием этого интервала в дискретную форму и в цифровой код.
Для определения удельной теплоемкости исследуемой среды был использован измеритель ИТ-с-400, предназначенный для исследования температурной зависимости удельной теплоемкости жидкостей (изготовитель завод «Эталон», г. Актюбинск). В основу его работы положен сравнительный метод динамического С-калориметра с тепломером и адиабатической оболочкой.
Измерение вязкости и реологических характеристик жидкостей проводилось на вискозиметре «Rheotest-2».
Методикой опытного исследования предусматривалось определение интегральных характеристик процесса: средних по периметру и длине труб и каналов коэффициентов теплоотдачи и коэффициента гидравлического сопротивления.
Экспериментальные значения средних коэффициентов теплоотдачи определялись через среднелогарифмический температурный напор:
fa^
где Q— количество теплоты; F— площадь теплоотдающей поверхности.
Температура стенки трубы подсчитывалась как средневзвешенная по длине:
1=1	4=1
где j — показания термопреобразователей; Z- — расстояние между точками установки термопреобразователей.
Коэффициент гидравлического сопротивления находился по формуле Дарси с использованием среднерасходной скорости течения.
Обработка результатов опытов позволила получить зависимости вида Nu =/(Re) и ^=/(Re). Очевидно, что методика эксперимента и определения интегральных характеристик (чисел Nu и Re, коэффициента гидравлического сопротивления) построена на принципе косвенного измерения искомых величин с однократным наблюдением показаний средств измерений. При этом абсолютная погрешность прямого измерения температур стенки и жидкости, координат, теплофизических свойств среды, перепадов давления, расхода и других величин поддается точной оценке.
Расчет погрешности результатов опытов проводился в предположении: распределение случайных ошибок подчиняется нормальному закону; число измерений бесконечно велико (допущение справедливо при п> 20). Поскольку результаты измерений не подвергались статистической обработке, при расчете суммарных погрешностей учитывалась систематическая погрешность измерений, которая включает инструментальную и методическую составляющие.
Анализ результатов доводочных испыта
519
ний установок показал, что значением методической погрешности можно пренебречь. Субъективную погрешность можно принять равной 0,5 цены деления шкалы пецифровых измерительных приборов: жидкостных термометров, ротаметров и др. На опытных установках использовались жидкостные термометры с ценой деления 0,1 °C и максимальной допустимой погрешностью Д/ = 0,08 °C.
Универсальный цифровой вольтметр типа В7-21, используемый для регистрации термо-ЭДС термопреобразоватслей (а также для определения тока и напряжения при резисторном подогреве опытной трубы), в интервале измерений 0—10 мВ имеет максимальную паспортную погрешность 5 мкВ.
Для проверки обеспечения воспроизводимости функции преобразования применяемых хромель-копелевых термопреобразователей (а также для получения и проверки аппроксимирующих полиномов) проводилась их градуировка в диапазоне температур 18—100 °C при температуре холодного спая, равной нулю. Результаты градуировки подтвердили практически полную идентичность показаний использованных термопреобразователей. Хромель-копелевые термопреобра-зователп в комплекте с вольтметром В7-21 в соответствии с градуировкой имеют максимальную абсолютную погрешность измерения температуры Д/- 0,11 °C.
Теплофизические свойства жидкости в зависимости от температуры аппроксимировались полиномами, полученными обработкой известных справочных данных по методу наименьших квадратов на ЭВМ. Отклонение расчетных значений свойств от справочных пренебрежимо мало.
С целью получения аппроксимирующих зависимостей и повышения точности измерения объемного расхода жидкости применяемые ротаметры градуировались на опытной установке в условиях проведения основных опытов. В стационарных тепловых и гидродинамических условиях расход при градуировке измерялся мерной градуированной емкостью при строгой фиксации времени ее заполнения с помощью электронного секун
домера. Количество жидкости определялось взвешиванием с точностью до ±2 г. В процессе опытов измерение расхода дублировалось объемным методом.
Для конкретного опыта результаты расчета погрешности оказались следующими.
Граница абсолютной погрешности измерения разности температур Д(Д^) =0,17 °C или в относительной форме 8Л( = Д(Д^) = 0,104.
Граница абсолютной погрешности измерения температурного напора Д(Д^) = 0,195 °C, в относительной форме 8Л/ = 0,0097.
Граница относительной погрешности измерения расхода жидкости ротаметром
5g = (AGm/Gm )(Glip ,/G)= 0,025, или 2,5%.
Граница погрешности определения удельной теплоемкости по аппроксимирующему 8С = 0,005, а граница погрешности измерения площади поверхности трубы 8^ = 0,001.
Погрешность измерения а составляет: 6а = = 0,128 или 12,8%.
Погрешность при определении коэффициентов гидравлического сопротивления равна 10%.
Для проверки возможности получения достоверных опытных данных экспериментальный стенд опробован в процессе доводочных испытаний. На установке были проведены опыты по теплоотдаче масла в гладкой трубе. Экспериментальные результаты для ламинарного течения масла в гладкой трубе удовлетворительно согласуются с результатами опытного уравнения теплоотдачи Юбенка и Проктора [282]:
Nu0=l,65((p10/<p1 )"0,14х
x^/RePr P/Z + 0,51 GrPr D/l,	(12.23)
погрешность при этом не превышает 9%.
Опытное исследование гидросопротивления гладкой трубы при течении модельных жидкостей показало, что в диапазоне чисел Re = 30-J-1200 значения коэффициента сопротивления гладкой трубы совпадают со значениями, полученными по формуле Дарси, с точностью до 6%.
520
Рис. 12.8. Труба со скрученной в спираль лентой
Рис. 12.9. Коаксиальный канале винтовым оребрением
Объекты исследования
Теплообмен при ламинарном течении жидкостей отличается тем, что при выборе объектов исследования (жидкостей) следует, прежде всего, предусмотреть как можно больший диапазон их эффективной вязкости. Еще одно условие для ньютоновских вязких жидкостей — это хорошо изученные и описанные свойства, наличие в литературе опытных данных для традиционных поверхностей теплообмена. И, наконец, для лабораторных исследований весьма важно обеспечить пожаробезопасность проведения эксперимента. К сожалению, проведение экспериментальных исследований непосредственно с мазутами в лабораторных условиях представляют большие трудности. Поэтому опыты непосредственно с мазутом проводились в промышленных условиях.
В качестве модельных вязких ньютоновских жидкостей использовались масло компрессорное марки КП-8, минеральное трансформаторное масло и масло турбинное 30. Эти масла применяются достаточно широко в конкретной аппаратуре, обладают хорошо изученными характеристиками и часто являются объектами исследования.
Выбор приведенных ниже методов и способов интенсификации конвективного теплообмена в качестве объектов экспериментального исследования обусловлен, прежде всего, тем, что эти методы показали значительную эффективность для переходного и турбулентного режимов течения и одновременно являются технологичными и перспективными для ламинарных течений.
Таким образом, исследовались:
—	каналы, образованные внутренней поверхностью трубы и скрученной в спираль лентой (рис. 12.8);
Рис. 12.10. Общий вид трубы с винтовой накаткой
Рис. 12.11. Общий вид трубы со спирально-винтовыми проволочными вставками
Рис. 12.12. Общий вид трубы с поперечной кольцевой накаткой
—	коаксиальные каналы с винтовым оребрением кольцевого зазора (рис. 12.9);
—	трубы с искусственной винтовой дискретной шероховатостью в виде винтовых плавно очерченных выступов (получаемых накаткой) на внутренней поверхности (рис. 12.10);
—	трубы со спирально-винтовыми проволочными вставками (см. рис. 12.11);
—	трубы с искусственной периодической поперечной дискретной шероховатостью в виде поперечных плавно очерченных выступов (получаемых накаткой) на внутренней поверхности (см. рис. 12.12).
521
Таблица 12.3. Геометрические характеристики каналов, образованных поверхностями трубы и скрученной в спираль ленты
Внутренний диаметр трубы D, м	Толщина ленты, м	Ширина ленты В, м	Длина трубы (ленты), м	Шаг закрутки ленты 5 при повороте на 180°, м
0,012	0,001	0,012	1,2(1,2)	0,033 0,050 0,078 0,150 0,225 0,340
Таблица 12.6. Геометрические характеристики труб со спирально-винтовыми проволочными вставками
Номер трубы	Диаметр проволоки, м	Шаг навивки S, м	Относительная высота шероховатости d/D	Относи тельный шаг S/D
1	2,4	0,01	0,65	0,714
2	2,4	0,025	0,65	1,786
3	2,4	0,04	0,65	2,86
4	2,4	0,06	0.65	4,3
5	1,54	0,025	0,78	1,786
6	1,2	0,025	0,83	1,786
7	1,0	0,025	0,86	1,786
Таблица 12.4. Геометрические характеристики каналов, образованных поверхностями двух коаксиальных труб и винтового оребрения в кольцевом зазоре
Внутренний диа-мегр наружной трубы D, м	Наружный диаметр внутренней трубы d, м	Толщина оребрения, м	Длина труб (оребрения), м	Шаг закрутки оребрения S при повороте на 360°, м
0,0365	0,021	0,0012	1,2(1,2)	0,032
				0,050
				0,080
				0,110
				0,220
Таблица 12.7. Геометрические характеристики труб с искусственной поперечной периодической шероховатостью
Внутренний диаметр трубы D, м	Длина трубы, м	Относительный шаг (период) накатки S/D
0,018	1,2	0,33
		0,66
		1,22
		1,66
		1,94
Таблица 12.5. Геометрические характеристики труб с винтовой накаткой
Но-	Внутрен-	Наруж-	Относи-	Относи-	Эквива-
мер	ний диа-	ный диа-	тельный	тельная	лентный
тру-	метр	метр	шаг вин-	высота	диаметр
бы	трубы £>,	трубы D},	товой	винтовой	А-
	м	м	накатки	накатки	мм
			S/D	d/D	
0			—	1	1,4
1			0,72	0,72	6,95
2			1,79	0,72	9,96
3			2,86	0,72	10,85
4	0,014	0,016	4,29	0,72	11,29
5			1,79	0,79	10,97
6			1,79	0,82	11,58
7			1,79	0,86	11,98
Геометрические характеристики исследуемых каналов приведены в табл. 12.3—12.7.
Эффекты интенсификации теплообмена при вращательно- поступательном движении жидкости
Эффективность метода. На рис. 12.13 приведены обработанные с помощью (12.12) результаты опытов с использованием масла марки КП-8 для труб с ленточной вставкой (см. рис. 12.8). При этом значения всех параметров рассчитывали при средних температурах жидкости в канале с учетом площади истинного живого сечения [203, 204].
Как видно из рисунка, применение винтовых вставок для интенсификации теплообмена в вязких ньютоновских средах в рассмот-
522
Рис. 12.13. Теплогидродинамическая эффективность применения ленточных винтовых вставок для интенсификации конвективного теплообмена (масло марки КП-8):
1 - S/D = 4,16; 2 - S/D = 6,5; 5 - S/D = 9,58; 4 - S/D = 12,5; 5-S/D= 18,75
Рис. 12.14. Энергетическая эффективность применения ленточных винтовых вставок (масло марки КП-8):
7 —5/D=4,16; 2—5/£>=6,5; 3 - S/D = 9,58; 4 - S/D =
12,5; 5— S/D- 18,75
ренном диапазоне чисел Рейнольдса дает значение комплекса (Nu/(Nu0)/(£/£0) < 1; причем с ростом числа Re значение теплогидродинамической эффективности возрастает, а при Re » 250 оно близко к единице. Рассматривая влияние шага винтовых вставок, видим, что при его уменьшении теплогидродинамическая эффективность возрастает.
Таким образом, как показали экспериментальные исследования, при ламинарных течениях вязких ньютоновских жидкостей в условиях равномерной закрутки потока применение винтовых интенсификаторов целесообразно в тех случаях, когда возможно пренебрежение возникающими дополнительными гидравлическими потерями или на прокачивающих насосах имеются запасы мощности.
На рис. 12.14 приведены результаты обработки опытов с использованием масла марки КП-8 по (12.8). Оценивая энергетическую эффективность винтовых закручивателей при интенсификации теплообмена в ньютоновских вязких средах при ламинарном течении, можно сказать, что с уменьшением шага закрутки потока затраты энергии па прокачку жидкости возрастают.
Рассмотрим причины, которые приводят как к росту теплоотдачи, так и к увеличению гидравлических сопротивлений в вязких ньютоновских средах. Согласно [189], вращательно-поступательное движение вязкой жидкости обычно сопровождается возникновением вторичных течений первого и отчасти второго рода. Этот режим течения принято называть
ламинарным с макровихрями. В чисто ламинарном режиме эффекты роста теплоотдачи вызваны следующими причинами:
1) наличие в трубе или коаксиальном зазоре винтового оребрения приводит к резкому уменьшению площади истинного живого сечения, а также к появлению окружной составляющей скорости. Все это в совокупности ведет к увеличению скорости течения (при неизменном расходе) и соответственно к росту теплоотдачи;
2) рост теплоотдачи происходит и за счет эффекта оребрения, который можно оценить по рекомендации [189].
Увеличение коэффициентов гидравлического сопротивления происходит по двум причинам: за счет сообщения потоку жидкости вращательного движения (появления окружной составляющей вектора скорости) и увеличения площади поверхности трения жидкости о стенки (эффект оребрения).
Гидравлическое сопротивление. Важным моментом является определение критических чисел Рейнольдса при течении жидкости в винтовых каналах. Согласно [189], визуальные наблюдения потоков ньютоновских жидкостей в винтовых каналах показывают наличие трех гидродинамических режимов: ламинарного, ламинарного с макровихрями и турбулентного. В [189] граница между ними была определена в виде
Г	ft / с
Re'p =11,6ж),5 + —U — I ;
н у	л I« J
523
( D V’16 Re* =38900 -	+2300,
Kp I S J
где d— диаметр кривизны осевой линии канала; Re'p— число Re на границе перехода в ламинарный с макровихрями режим течения; ReKp— число Re на границе перехода в турбулентный режим течения; D — внутренний диаметр трубы; S — шаг скрученной в спираль ленты.
Наличие в трубе ленточной или шнековой вставки придает потоку ярко выраженный характер вращателыю-поступателыюго (винтового) движения, особенно при ламинарном течении. Все это, как будет показано в гл. 13 позволяет воспользоваться имеющейся однопараметрической группой винтовой симметрии и значительно упростить предлагаемые в [189] для расчета зависимости.
Таким образом, наличие в трубе ленточного завихрителя придает потоку вращательно-поступательное движение и приводит к совпадению направления вектора скорости потока в данной точке с направлением спиральных витков завихрителя, а также к уменьшению площади живого сечения канала в зависимости от геометрии завихрителя. В свою очередь уменьшение площади живого сечения ведет к увеличению скорости жидкости по сравнению с осевым движением в гладкой трубе при одинаковых расходах [203].
Если выделить в произвольном сечении, нормальном к оси канала, элемент площадью dF' = rdtydr, то площадь живого сечения потока, проходящего через dF', будет равна:
dF- dF'cos (VAz), где г, ср, z — текущие координаты; (VAz) — угол между осью канала z и вектором скорости V потока в данной точке, направление которого совпадает с направлением винтовой линии завихрителя;
cos (VAz) = sin а. (12.24)
Здесь а — угол наклона винтовой линии завихрителя к плоскости, перпендикулярной оси трубы.
Тогда
dF = rdrdq sina.	(12.25)
Учитывая, что sina-tg a/\1 + tg и подставляя значение tg a = S/(2nr), получаем
5
sina =---.	==.	(12.26)
2ку]г2 + (5/2л)2
После подстановки (12.26) в (12.25) будем иметь
dF = dy-----7,	(12.27)
2л^г2 + (.8’/2л)2
Площадь полного живого сечения канала находится интегрированием выражения (12.27):
2я Л»
= p<pj о о
Srdr 2т^г2 +(5/2л)2
где R — внутренний радиус трубы.
После интегрирования, с учетом толщины, завихрителя получим:
F = /-^Т?2+ (5/2я)2 -— 2л..
(12.28)
-5В,
где 5 — толщина ленты; В — ширина ленты.
Если в (12.28) подставить значение tgaH = = S/(2kR), где aH — угол наклона наружной образующей завихрителя к плоскости, перпендикулярной оси канала, получим
F = 2nR2 (7tg2aH+ l “ tg ан >g ан “	(12-29)
При aH= 0
При aH —> л/2
(12.30)
limF = lim 2rtB2(j/tg2aH+l-tgaH }gaH-8B =
= lim 2nB2 .	—	---SB
VVtg^H + l+l
= лЯ2-ЗВ.
(12.31)
Таким образом, при изменении aH от 0 до 90° или шага ленты от 0 до 50 площадь живого сечения канала меняется от 0 до к/?2.
524
Рис. 12.15. Зависимость площади живого сечения канала For шага ленточной вставки
Аналогичные выкладки можно проделать для коаксиального канала с винтовым оребрением кольцевого зазора (см. рис. 12.9). В этом случае интегрирование выражения (12.25) следует производить от Дд до R, где
— наружный радиус внутренней трубы.
На рис. 12.15 приведен график изменения площади живого сечения канала F для трубы с ленточным интенсификатором (Fo — площадь поперечного сечения гладкой трубы) в зависимости от шага ленточной вставки.
Определение значений коэффициента гидравлического сопротивления и чисел Рейнольдса через истинную среднерасходную скорость течения, т.е. при помощи площади живого сечения, позволяет уточнить значения критических чисел Рейнольдса, соответствующих возникновению ламинарного с макровихрями и турбулентного режимов течения — Re'p и ReKp; причем с уменьшением шага ленточной вставки происходит уменьшение гидравлического сопротивления и смещение чисел Рейнольдса в сторону увеличения. Динамика изменения гидравлического сопротивления и этих чисел пропорциональна изменению площади живого сечения, оценить ее для конкретного шага завихрителя можно по рис. 12.15.
Обработка результатов опытов при помощи зависимости (12.26) позволила уточнить значения критических чисел Re'p и ReKf (пунктирные линии) и получить графическую зависимость их от относительного шага завихрителя.
На рис. 12.16 представлены зависимости
Рис. 12.16. Зависимость критических чисел Рейнольдса от шага ленточной вставки
Re'^ и Re*p от S/D (пунктирные линии), полученные в [203] через среднерасходную скорость течения, и уточненные зависимости, полученные через истинную среднерас-ходпую скорость течения.
Для определения критических значений чисел Рейнольдса можно рекомендовать выражения:
для начала ламинарного с макровихрями режима течения
Rc^S/D^ + SS;	(12.32)
для начала турбулентного режима
.	V-25
Re*p = 52 000 —	+ 2300.	(12.33)
С целью получения зависимости для расчета коэффициентов гидравлического сопротивления при ламинарном режиме течения, т.е. в той области по числу Рейнольдса, где применение ленточных интенсификаторов наиболее перспективно, опытные данные Р.Коха [183] были представлены в виде зависимости £ = /(Re) (рис.12.17). Кроме данных Р.Коха на рис.12.17 приведены в тех же координатах опытные данные автора, полученные при исследовании турбинного масла-30. Эксперименты проводились в трубе длиной 1,2 м с внутренним диаметром 12 мм.
Как показало обобщение опытных данных, при ламинарном режиме течения вяз-
525
Рис. 12.17. Зависимость = /(Re):
1-3 — опытные данные Р.Коха; 7-S/D^ll; 2 ~ S/D = 4,25; 3 — S/D = 2,5; 4-# — опытные данные автора; 4 - S/D = 4,16; 5-S/D = 6.5; 6-S/D = 9,58; 7-S/D = 12,5; 8-S/D =1^75
Рис. 12.19. Обобщение опытных данных по теплоотдаче [204] в трубах с ленточными завихрителями с помощью (12.36) (К = NuPr ° ” (Ргж/Ргст)'|,,2'г>):
1 — данные Р. Коха; 2 — то же Е. Смитберга и Ф. Лэндиса; 3 — то же Е.В. Скаймора; 4 — то же А. Клачака
Рис. 12.18. Обобщение опытных данных по теплоотдаче [204] в трубах с ленточными завихрителями с помощью (12.35):
1 — данные Е.К. Ермолина; 2 — то же Р. Коха; 3 — то же А. Клачака
кой жидкости в трубах с ленточными завихрителями зависимость для расчета коэффициентов гидравлического сопротивления имеет форму закона Пуазейля для гладкой прямой трубы:
£ = 64/Re,	(12.34)
где £ и Re рассчитываются через истинную среднерасходную скорость течения с помощью (12.28),
Теплообмен. Обобщение опытных данных по теплообмену в трубах с ленточными завихрителями с использованием числа Рейнольдса, подсчитанного с учетом реальной гидродинамической обстановки, показало, что все результаты исследований с достаточной степенью точности независимо от геометрических характеристик завихрителя обобщаются уравнениями для ламинарного и турбулентного осевых течений потока в цилиндрическом канале (рис.12.18 и 12.19) [204]:
/ п \<м
Nu = l,4 Rey Рг^3(Р1ж/Ргст)°-25, (12.35)
Nu = O,O21Re0,8 Pr£4S (Ргж/Ргст )0,25. (12.36)
Такая обработка приводит также к совпадению режимов течения как в трубах с ленточным завихрителем, так и в гладких трубах.
Таким образом, использование значения истинной скорости течения жидкости в трубе с ленточным завихрителем позволяет отказаться от многообразия предложенных ранее уравнений и использовать для расчетов теплоотдачи известные апробированные уравнения М.А. Михеева (12.35) и (12.36).
526
Эффекты интенсификации теплообмена при ламинарном течении вязкой ньютоновской жидкости в каналах с винтовой накаткой
Рассмотрим результаты экспериментов по интенсификации теплообмена в вязких ньютоновских жидкостях с помощью винтовой накатки [205]. В процессе исследований значения чисел Рейнольдса изменялись от 30 до 2000. Рабочей средой являлось трансформаторное масло. Использованные характерные геометрические размеры труб приведены в табл. 12.5.
Гидравлическое сопротивление. В исследуемой области значений числа Re гидравлическое сопротивление при ламинарном течении трансформаторного масла в гладкой трубе описывалось известным соотношением £ = 64/Re; погрешности составляли 5—8%. Экспериментальные данные, полученные для исследуемых труб с винтовой накаткой при изотермическом режиме течения, показали заметное повышение гидравлического сопротивления.
На рис. 12.20 представлены зависимости £ = /(Re) для всех испытываемых труб с винтовой накаткой и гладкой трубы. Как видно из рисунка, рост гидравлического сопротивления непосредственно зависит от геометрических характеристик канала. Так, максимальное увеличение гидравлического сопротивления достигается при установке трубы, имеющей минимальный шаг винтовой накатки S/D = = 0,72 и максимальную высоту выступа d/D = = 0,72. Из рис.12.20 также видно, что для всех испытываемых труб с винтовой накаткой можно выделить два режима течения, различающихся характером зависимости £ = y(Re).
При первом режиме до некоторого значения числа Re линия £ = /(Re) параллельна линии £ = 64/Re, что позволяет сделать вывод: в этой области повышение гидравлического сопротивления вызвано наличием небольших завихрений непосредственно за выступом винтовой накатки; причем значение критического числа Re непосредственно зависит от геометрических характеристик вин-
Рис. 12.20. Экспериментальная зависимость = 64/Re для трансформаторного масла в трубах с винтовой накаткой: 0-7— номера труб в соответствии с табл. 12.5
товой накатки. По достижении значения Re осуществляется переход ко второй области, характеризуемой значительным повышением коэффициента гидравлического сопротивления. Аналогичные эффекты наблюдались при исследовании интенсификации теплообмена с помощью проволочных спиральных вставок [206], а также скрученных спиральных лент [203]. Для этого режима отмечалось расширение зоны вихревых возмущений [206], т.е. некоторая турбулизация течения, сопровождающаяся резким повышением гидравлического сопротивления. Для первого режима характерно повышение гидравлического сопротивления на 30—200% по отношению к £(). Для области, соответствующей второму режиму, этот показатель составлял 350-600%.
По аналогии с [206] проводилась корреляция по Re3=pVD3/|l значения гидравлического сопротивления (рис. 12.21). Число Re3 вычислялось по эквивалентному диаметру Z>3, определяемому как отношение учетверенного объема свободного пространства течения к полной площади смоченной поверхности. При этом отмечается приближение значений гидравлического сопротивления к линии £ = 64/Re. Критическое значение Re3 для труб с винтовой накаткой смещается вдоль этой линии с уменьшением высоты накатки и увеличением ее шага в сторону больших значений чисел Рейнольдса. Так, для трубы с наименьшим шагом накатки S/D~ 0,72 и наибольшей высотой d/D = 0,72 Re* = 148,9, а для трубы с наибольшим шагом накатки
527
Рис. 12.22 Экспериментальная зависимость Nu = /(Re) для труб с S/D = 0,72; 1,79; 2,86 и 4,29 для трансформаторного масла d/D =0,72: обозначения те же, что на рис. 12.20
Рис. 12.21. Экспериментальная зависимость ^=/(Re.J для трансформаторного масла в трубах с винтовой накаткой: обозначения те же, что на рис. 12.20
5/£) = 4,29 и наименьшей высотой d/D = = 0,86Re* = 564,8.
Теплообмен, На рис.12.22 и 12.23 показаны экспериментальные зависимости Nu=/(Re) для труб с различными геометрическими характеристиками винтовой накатки. На рис. 12.22 представлены зависимости среднего по экспериментальному участку числа Nu = /(Re) для накатанных труб с варьирующимся шагом S/D= 0,72; 1,79; 2,86 и 4,29. Для всех четырех труб d/D = 0,72. На рис. 12.23 представлены зависимости Nu = /(Re) для труб с фиксированным значением шага винтовой накатки S/D=l,79 и варьирующимися высотами d/D = 0,72; 0,79; 0,82 и 0,86.
Здесь, как и при рассмотрении характера зависимости ^=/(Re) можно отметить два режима, различающихся характером и интенсивностью теплообменных процессов. Как видно из рис.12.20—12.23, критические значения Re* перехода от одного режима к другому на графиках практически совпадают.
Из рис. 12.22 и 12.23 видим, что применение интенсификатора в форме винтовой накатки даёт значительный эффект повышения интенсивности теплообмена по сравнению с гладкой трубой. Максимальный эффект достигается для трубы с минимальным шагом винтовой накатки 5/0= 0,72 (рис. 12.22). С ростом шага отмечается сближение графиков Nu=/(Re) и Nu0 = /(Re) для гладкой трубы, а также смещение точки критического значения Re в сторону больших чисел Re. Это позволяет сделать вывод о значительном влиянии шага винтовой
Рис. 12.23. Экспериментальная зависимость Nu = /(Re) для труб с d/D = 0,72; 0,79; 0,82 и 0,86 для трансформаторного .масла (S/D= 1,79): обозначения те же, что на рис. 12.20
накатки на интенсивность теплообменных процессов. С ростом высоты винтовой накатки также проявляется тенденция к росту интенсивности теплообмена (рис. 12.23).
Для режима течения в области Re<Re* график зависимости Nu=/(Re) параллелен графику зависимости Nu0=/(Re) для гладкой трубы, что позволяет сделать вывод: в этой области характер теплообмена чисто ламинарный и зависимости пропорциональны известным эмпирическим соотношениям, полученным для гладкой трубы. При этом отмечается эффект интенсификации, составляющий 40—250% в зависимости от геометрических характеристик винтовой накатки.
По достижении критического значения числа Re происходит резкое увеличение интенсивности теплообмена. При этом эффект интенсификации достигает 150—700%. Это указывает на переход к ламинарному режиму с макровихрями [207].
528
Определение влияния изменения физических свойств трансформаторного масла на процесс теплообмена осуществлялось с помощью соотношения
Е = (Ц/Нст)0,14-
Однако проведенный анализ показал, что значения е в ходе процесса при различных числах Re для различных рабочих элементов практически не менялись и находились в пределах 1,1—1,18. Поэтому введение поправки нс оказывало существенного влияния на определение числа Nu.
Для отыскания критического числа Re перехода от первого режима ко второму в зависимости от конструктивных характеристик тепловых элементов получено соотношение Rc* = /(S/D, d/D). Установлено, что для всех испытываемых труб это соотношение имеет вид
Re*= 1070(5/£>)°'157(<Z/Z))3’65.	(12.37)
Эффективность. Для определения теплогидродинамической эффективности данного метода интенсификации получены экспериментальные зависимости (Nu/Nu0)/(^/^0). Как видно из рис. 12.24, тсплогидродинамиче-ская эффективность непосредственно зависит от геометрических характеристик S/D и d/D исследуемого канала. Установлено, что наиболее рационально использовать трубы с относительными шагами S/D= 1,79 и 0,72 и относительной высотой d/D = 0,72. При этом темп роста эффективности теплоотдачи превышает темп роста гидравлического сопротивле-
(nL/nU0)/(^0)
102	4-102	103 Re
Рис. 12.24. Теплогидродинамическая эффективность труб с винтовой накаткой: обозначения те же, что на рис. 12.20
пия для первого режима (Re < Re*) на 10—15%, а для второго на 25%.
Эффекты интенсификации теплообмена при ламинарном течении вязкой ньютоновской жидкости в каналах со спирально-винтовыми проволочными вставками
К сожалению, и способ интенсификации с помощью спирально-винтовых проволочных вставок применительно к ламинарному режиму течения вязкой ньютоновской жидкости практически не исследован. Известны работы [206] и [208], которые посвящены конкретно ламинарному течению. Поэтому настоящее исследование имело две цели [209]:
1) получить данные по теплоотдаче и гидравлическому сопротивлению при ламинарном течении в трубах со спиральными проволочными вставками;
2) провести оценку эффективности этого метода интенсификации теплообмена по сравнению с гладкой трубой.
В качестве рабочей среды использовалось трансформаторное масло. В опытах число Рейнольдса изменялось от 40 до 2000.
Гидравлическое сопротивление. Для оценки изменения гидравлического сопротивления проводились отдельно исследования при изотермическом течении вязкой жидкости. В исследованном диапазоне 40 < Re < 2000 опытные значения коэффициентов гидравлического сопротивления ^() при ламинарном течении в гладкой трубе с погрешностью до 6% описывались известным соотношением
^0 = 64/Re.
При использовании труб со вставками из проволочных спиралей значения коэффициентов гидравлического сопротивления заметно увеличились. На рис. 12.25 показано изменение в зависимости от Re для всех исследованных труб. Было установлено, что при низких значениях Re увеличение коэффициента сопротивления по сравнению с гладкой трубой составляло 100—300%. При более высоких числах Re оно было весьма значительно и достигало 1000% и более в за-
529
Рис. 12.25. Влияние числа Рейнольдса на гидравлическое сопротивление в трубах с проволочными вставками:
1 - d/D = 0,171, 5/0 = 0,714; 2 - d/D- 0,171, S/D = 1,786; 5- d/D- 0,171; 5/7) = 2,86; 4 - <Z/7)= 0,171, 5/7)= 4,3; 5 — d/D= 0,107, 5/7)= 1,786; 6 - d/D = 0,0857, S/D- 1,786; 7— d/D- 0,0714, S/D= 1,786; 8 — гладкая труба
висимости от геометрических размеров спиралей. Это можно объяснить тем, что при низких значениях чисел Re, соответствующих малым расходам, жидкость обтекает проволочную спираль и увеличение коэффициентов сопротивления в этом случае обусловлено наличием малых вихрей за проволокой. При увеличении расходов, следовательно, и чисел Re в движущейся жидкости вследствие наличия проволочной спирали возникают вторичные течения.
Происходит некоторая турбулизация течения, приводящая к более сильному рост}7 значений коэффициентов гидравлического сопротивления [206]. Подобные эффекты наблюдались при использовании труб с вставками из скрученных лент [203]. Границей между двумя режимами течений вязкой жидкости в винтовом канале является критическое число Re*. Его значение зависит от геометрических характеристик проволочной спирали и менялось от 94 до 325. В [206] получено, что его значение равно 200 независимо от геометрических размеров вставки, это не соответствует полученным результатам.
Значение критического числа Re* может быть рассчитано с точностью до 12% по предлагаемому уравнению
Re* = 415(5/Z))0,73exp (-7,8d/D).	(12.38)
Обобщение опытных данных позволило получить уравнения для расчета значений коэффициента гидравлического сопротивления для обеих зон:
при Re<Re ;
£ = 64 /Reexp
(12.39)
при Re>Re .
530 (
Re0'3'// еХр
(12.40)
Расхождение опытных и расчетных данных, полученных по предлагаемым уравнениям, нс превышает 14%. Область применения зависимостей следующая: S/D= 0,71-И,3; d/D= 0,071-0,17.
Теплообмен. Проведенные исследования по теплоотдаче в гладкой трубе показали, что опытные значения чисел Nu0 для ламинарного течения трансформаторного масла хорошо совпадали со значениями Nu0, полученными с помощью уравнения Юбенка—Проктора [202].
Из анализа результатов опытов можно сделать вывод, что вклад свободной конвекции в теплообмен мал вследствие высокой вязкости масла и малого диаметра трубы. На рис. 12.26 показано изменение коэффициента теплоотдачи , представленное в виде зависимости Nu=/(Re). Из рисунка видно, что увеличение числа Nu при течении масла в трубах с вставками из проволочных спиралей по сравнению с гладкой трубой достигало 200—450% в зависимости от геометрических характеристик спиралей.
Повышение коэффициента теплоотдачи в трубах с вставками в 2-4,5 раза в зависимости от геометрических характеристик нельзя объяснить увеличением площади теплообменной поверхности, которое не превышало 10—60% по сравнению с гладкой трубой.
Было установлено, что для всех исследованных труб с проволочными вставками Nu-~Re0,/, т.е. влияние числа Nu на теплообмен оказывается близким турбулентному режиму
530
Рис. 12.26. Влияние числа Рейнольдса на теплообмен в трубах с проволочными вставками:
обозначения те же, что на рис. 12.25
делить наиболее предпочтительную область применения проволочных спиралей по числу Рейнольдса, найти оптимальные геометрические характеристики и оценить их эффективность.
Было установлено, что для всех исследованных труб темп роста гидравлического сопротивления превалировал над темпом роста интенсивности теплообмена. Этот вывод подтверждается и авторами [206, 207]. В результате, при увеличении числа Re коэффициент гидравлического сопротивления возрастает быстрее, чем теплоотдача (рис. 12.27 и 12.28).
Таким образом, на основании проведенных исследований можно рекомендовать для интенсификации конвективного теплообмена при ламинарном течении вязкой жидкос-
и практически совпадает с его влиянием па теплообмен для труб с поперечной накаткой. С уменьшением чисел Re (Rc<100) интенсивность теплообмена постепенно приближалась к теплоотдаче в гладкой трубе. Например, для трубы с вставкой №7 при Re = 100 теплоотдача в ней одинакова с интенсивностью теплообмена в гладкой трубе.
Заметное влияние на теплообмен оказывал относительный диаметр проволоки спирали. Было получено, что Nu~(d/D)0,72. С ростом значений d/D интенсивность теплообмена увеличивалась. На теплообмен существенное влияние оказывал и относительный шаг проволочной спирали S/D. Анализ полученных результатов показал, что увеличение S/D приводило к ухудшению теплообмена. Было установлено, что Nu~(9 - S/D)0’3.
Для применения в расчетной практике было получено обобщающее уравнение
Nu = O,23Re0,7 Pr0’35(rf/Z))07(9-5/Z))0-5. (12.41)
Расхождение опытных и расчетных данных не превышало 12%. Область применения зависимостей следующая: Re = 80-5-1200; S/D = 0,71ч-4,3; d/D = 0,171-ь0,714.
Эффективность. Для оценки общей теплогидродинамической эффективности проволочных спиральных вставок результаты исследований были обработаны в виде (12.12). Зависимость (12.12) позволяет опре-
Nu/Nu0
б)
Рис. 12.27. Зависимости относительного увеличения теплоотдачи и роста гидравлического сопротивления в трубах с проволочными вставками от числа Re:
а — интенсификация теплообмена; б— изменение гидравлического сопротивления; остальные обозначения те же, что на рис. 12.25
531
(Nu/Nu0)/(^0)
Рис. 12.28. Теплогидродинамическая эффективность интенсификации теплообмена при течении жидкости в трубах с проволочными вставками: обозначения те же, что на рис.12.25
ти проволочные спиральные вставки, если имеется запас мощности нагнетателей. Целесообразнее использовать их для значений чисел Re < Re , так как в этом случае теплогидродинамическая эффективность близка к единице.
Проволочные спиральные вставки сравнительно несложно установить в существующие на ТЭЦ маслоохладители и мазутоподо-греватели, тем более, что гидравлическое сопротивление теплообменников составляет небольшую долю от общего сопротивления системы.
Эффекты интенсификации теплообмена при ламинарном течении вязкой ньютоновской жидкости в каналах с поперечной дискретной шероховатостью
Из рассматриваемых способов интенсификации теплообмена при ламинарном течении вязких ньютоновских жидкостей использование поперечных кольцеообразных выступов наиболее исследовано, хотя под этим не следует понимать полное физическое представление происходящих процессов, наличие достаточно большого накопленного набора экспериментальных данных и т.п. Традиционно методы интенсификации посредством поперечной шероховатости
применялись для турбулентного режима течения и реже для переходного.
В связи с этим выполнены экспериментальные исследования теплообмена и гидродинамики при неизотермическом течении капельной жидкости (трансформаторного масла) в трубах с поперечными кольцевыми выступами в интервале изменения чисел Re = 10-3000 [210-212].
Опытные данные были обобщены в виде зависимостей: Nu/Pr0,43 =/(Re); Nu/Nu0 = = f(S/D)\ ^=/(Re). Полученные данные достаточно хорошо согласуются с данными [184], что говорит о надежной работе установки, правильности выбранной методики и достоверности результатов.
Теплоотдача. На рис. 12.29 приведены результаты исследований по осредненной по длине трубы теплоотдаче для накатанной и гладкой труб в зависимости от числа Re = = 1О-5-ЗООО; число Рг менялось в интервале 190—310. Для всех труб с различным относительным шагом накатки можно выделить три зоны теплообмена, в которых меняются закономерности процесса теплоотдачи. Зона ламинарного режима ограничена сверху значением Re - 100; в этой зоне интенсивность теплоотдачи практически совпадает с ее интенсивностью в гладкой трубе. При Re>100 существует зона неустойчивого теплообмена, в которой его интенсивность сильно зависит от начальных условий: температуры жидкости на входе в трубу, начальных случайных возмущений и др. Это особенно характерно для трубы с S/D= 1,22, где при одном и том же значении числа Re = 300 колебания отношения достигают 1,7—5,5. Эта зона требует дальнейшего тщательного изучения. При 400 > Re > 1000 в зависимости от отношения S/D появляется зона резкого увеличения интенсивности теплоотдачи, в которой зависимость Nu/Pr0,43 =/(Re) имеет более крутой характер, чем для гладкой трубы в областях перехода и турбулентной.
На рис. 12.30 показана зависимость эффекта интенсификации от отношения S/D при различных значениях числа Re. Можно отметить, что для d/D= 0,92 наибольший эффект дости-
532
Рис. 12.29. Теплоотдача и гидравлическое сопротивление при течении трансформаторного масла в трубах с кольцевыми выступами:
О - S/D = 0,33; х - S/D = 0,66; ▲ - S/D = 1,22; ▼ - S/D = = 1,66;+ -£/£> = 1,94
Рис. 12.30. Влияние шага накатки выступов на интенсивность теплоотдачи:
1 - Re = 10; 2 —Re = 100; 3-Re = 250; 4 - Re = 500; 5-Re = 1000; 6- Re = 1200; 7- Re = 1500
гается при S/D= 0,66 для всех значений числа Re. По сравнению с ламинарным режимом в гладкой трубе при Re = 1500 степень интенсификации в трубе с накаткой возрастает примерно в 20 раз. Следует отметить, что, чем ближе Re к значению Re для гладкой трубы, тем больше степень интенсификации в трубе с накаткой (S/D=0,66): Nu/Nu0=24,8 при Re = 2000;	Nu/Nu0=5,2 при Re = 500;
Nu/Nu0 = 3,13 при Re = 100. С ростом шага накатки S/D > 0,66 степень интенсификации падает, а при S/D= 1,22-^1,94 мало зависит от значения S/D. Это подтверждается авторами [184].
Сравнение гидродинамических сопротивлений в гладкой и накатанной трубах показывает, что темп роста коэффициента гидравлического сопротивления в трубе с накаткой увеличивается с уменьшением числа Re при ламинарном режиме; при Re = 1600-5-1800 картина меняется: коэффициент сопротивления начинает несколько возрастать с повышением Re, что соответствует переходному режим}7. Следовательно, можно считать, что произошел сдвиг Re в меньшую сторону с 2300 до 1600 в зависимости от S/D.
Рис. 12.31. Зависимости значений Nu и £ от числа Re в трубах с различным шагом накатки:
a-S/^==0,33; 6~S/D = 0,66; e-S/D = 1,22; z-S/D= 1,66;
1 — опытные значения £ = /(Re); 2 — то же Nu = /(Re); 3 — расчетные значения = /(Re) для гладких труб; 4 — то же Nu0=/(Re)
533
Рис. 12.32. Зависимость числа Nu от числа Re при течении трансформаторного масла в трубах с кольцевыми выступами при d/D~ 0,92:
1 - S/D ~ 0,66; 2 ~ S/D = 0,33; 3 - S/D = 1,22; 4 - S/D = = 1,66; 5— S/D= 1,94; 6— гладкая труба
Рис. 12.33. Влияние относительного шага накатки на интенсивность теплообмена:
1 - Re = 1000; 2 - Re = 700; 3-Re = 500; 4 - Re = 200; 5 -Re =100
На рис.12.31 представлены сравнительные результаты опытов для труб с накаткой и расчетов для гладких труб по теплообмену и гидравлическому сопротивлению в зависимости от Re. Видно, что с ростом числа Re в трубах с накаткой интенсивность теплообмена падает и для некоторых труб при Re = (4^-5) -105 практически сравнивается с эффективностью теплообмена в гладкой трубе. Это характерно для всех труб с кольцевыми выступами. Из рис. 12.32 следует, что наибольшая интенсификация процесса теплообмена по сравнению с гладкой трубой достигается в ламинарной области: Nu увеличивается в 3,5 раза и выше. Поэтому ламинарная область наиболее перспективна с точки зрения интенсификации теплообмена с помощью искусственной шероховатости.
Как следует из результатов опытов, степень интенсификации зависит от относительного шага накатки кольцевых выступов (рис.12.33). Наибольшая степень интенсификации отмечена при 5/0=0,66 (5 = = 12 мм). С уменьшением относительного шага накатки или с его ростом степень интенсификации снижается, а при S/D= 1,22 наблюдается резкое снижение Nu/Nu0 для всех чисел Рейнольдса. Например, при Re = 2400 степень интенсификации для 5/D = 0,33; 0,66; 1,22; 1,66; 1,94, менялась соответствен
но следующим образом: Nu = 60; 141; 58; 79; 72 и Nu/Nu{)= 2,69; 6,7; 2,7; 3,87; 3,5.
Анализ результатов опытов показал, что закономерность влияния режима течения на коэффициент гидравлического сопротивления для интенсифицированных труб такая же, как для гладких. В переходной области при Re < 104 коэффициент сопротивления снижается с уменьшением Re, а при Re > 104 изменение числа Рейнольдса мало влияет на
Степень изменения гидравлического сопротивления в турбулентной области практически мало меняется, в переходной области при Re < 104 наблюдается ее значительный рост с уменьшением Re особенно для труб с относительным шагом накатки S/D> 1,22. Установлено, что шаг накатки кольцевых выступов оказывает значительное влияние на степень повышения гидравлического сопротивления (рис. 12.34): чем меньше S/D, тем выше при одном и том же значении числа Рейнольдса. В трубах с S/D= 1,66 при всех значениях Re отмечено минимальное значение для всех исследуемых труб. В трубе с S/D= 1,94 отношение £/£(), вновь начинает расти.
Было установлено, что для всех исследованных труб с накаткой число Nu ~ Re0,72, т.е. влияние Re на теплообмен оказалось таким же, как при турбулентном режиме [212].
534
Рис. 12.34. Зависимости от S/D при различных числах Re:
7 - Re = 3 10s; 2 - Re = 5 103; 3- Re = IO4; 4 - Re = = (3-M). 104
Следует отметить, что с уменьшением чисел Re интенсификация теплообмена снижалась и наступал такой момент, когда Nu/Nu0= 1 или интенсивность теплообмена в накатанных трубах становилась меньше, чем в гладкой трубе. Образующаяся при этом режиме малоподвижная прослойка жидкости между выступами увеличивала термическое сопротивление и, следовательно, снижала по сравнению с гладкой трубой интенсивность теплоотдачи. Это явление совпадает с данными других авторов [184].
Существенное влияние на теплообмен оказывает относительная высота выступов d/D. Было установлено, что Nu~(d/Z))"1,93. Окончательно получено расчетное обобщающее уравнение для определения коэффициента теплоотдачи:
Nu = 0,145 Re”'72 Pr”'M (5/ D)0'6 ехр(1-S/ D)(d/	.
(12.42)
Сопоставление опытных и расчетных данных показало, что они совпадают с точностью до ±15%.
Таким образом, предложенная зависимость в диапазонах изменения параметров: Re = 50-1200; S/D = 0,33-1,94; Рг = 170+-320 и d/D = 0,8-0,82 позволяет с достаточной степенью точности определять коэффициент теплоотдачи при стационарном неизотерми
ческом течении вязких жидкостей в трубах с дискретной шероховатостью.
Гидравлическое сопротивление. Исследование гидравлического сопротивления в гладкой и накатанных трубах проводилось при изотермическом и неизотермическом течениях жидкости. Было установлено, что при течении в трубах с накаткой коэффициент гидравлического сопротивления практически не зависит от шага накатки S/D, относительная глубина накатки d/Dзаметно влияет па гидравлическое сопротивление {d/D}-1,45. Влияние числа Re на гидравлическое сопротивление в накатанных трубах идентично его влиянию в гладких трубах. Подобная картина наблюдалась другими авторами [184] при турбулентном режиме течения жидкости.
Для исследованных геометрических параметров накатанных труб было получено уравнение
81Г£ Re( D
(12.43)
Анализ полученных результатов показал, что теплогидродинамическвя эффективность в значительной степени зависит от геометрических параметров накатки. Установлено, что наиболее рационально использовать накатанные трубы с относительным шагом S/D= 0,66. В таком случае, если имеется запас мощности насосов, можно рекомендовать относительную высоту накатки d/D =0,8. При этом рост эффективности теплоотдачи превышает рост гидравлического сопротивления в зависимости от числа Re в 1,25—3 раза.
12.5. Интенсификация теплообмена при переходном и турбулентном течениях в каналах и трубах
Для систем мазутоподготовки переходные и турбулентные режимы течения не являются характерными и могут проявляться только при достаточно высоких значениях температур в последних ходах подогревателей мазута. В связи с этим нецелесообразно при
535
водить полный обзор работ в этой области, а достаточно ограничиться только результатами тех работ, которые вошли в практику проектирования, являются достоверными и апробированными. В этой области интенсификации конвективного теплообмена основополагающими являются работы видных ученых Г.А. Дрейцера, Э.К. Калинина [184], В.К. Мигая [186, 187], материалы которых используются в данном параграфе.
Несмотря на большое число публикаций в этой области исследований, считается, что проблема интенсификации теплообмена при переходном и турбулентном режимах течения в каналах изучена недостаточно.
В [193] предложены следующие зависимости для расчета гидравлического сопротивления в трубах с ленточными вставками:
для ламинарного течения с макровихрями ПРИ ReDKp< Reo < Re/)Kp
20,04(П/<)’'474
Reoii474(D*/D)<’‘263(w,^)fl'474 +
80,9(D/<J2	3,16
+ Rew(w’/w)0'65 +l/D^'
(12.44)
для турбулентного режима течения при ReDkp< ReD < 105 для S/D = 26+5,3
циент гидравлического сопротивления для трубы без вставки £()= 0,3164Re5°’2э; /—длина трубы со вставкой; Re^ — число Рейнольдса определенное по внутреннему диаметру трубы D\ w ~ скорость потока в трубе без вставки; d.3 — эквивалентный диаметр трубы; dd= = (л£>- 45)/(л + 2); w/w = 1,025; Re'^, Re^ — критические числа Рейнольдса; Dk — диаметр кривизны осевой линии канала.
Для труб со шнековыми вставками (аналог коаксиальных каналов с винтовым оребрением кольцевого зазора) в [193] рекомендуется формула
(А)
7 k	0,3164Re?;n
В [193] также предложены зависимости для расчета теплоотдачи в трубах с ленточными вставками в виде:
для Reo4><Ren<ReDK|>
г_а_) _ 14,3(w7w)0i6(D/<)0'4 .
<аок~ Re%(D*/Z))0”5
для Re^ < ReD< 105
'jxA _ 3,76(w7w)074(D/<)(1'26
.«<> V Re^CA/^)01’
(12.49)
fAl	0.2.4	2,228(£>M,)1'28
t	, Kefl t> 0,28	/п\0.09/ */ \0.28
IJo JRe	LReO (A/n)
Для шнековых вставок при отсутствии за
зора
0,0284(£>/d)2 3,16 .
+ WD/
(12.45)
а ) _30,95(ш7и.)и'5(Ж)°-7^/А)','4Чад ,12,т
для S/D = 5^3,58
(А) = (£Тв,»= f	14.92(О/<)‘”
3,16
I / Vм
(12.46)
Здесь суммарный коэффициент местных
к2 / £) \2 сопротивлений =— — +0,02, а коэффи-2 I 5 )
где у = 1 + 0,4 - ; d —диаметр центрально-
[ D + d )
го стержня шнека; /— индекс температуры стенки.
Зависимости (12.44)~( 12.50) получены на основе соотношения (12.14).
Для интенсификации теплообмена в каналах и трубах при турбулентных течениях наиболее эффективны методы с применением дискретной шероховатости. Самым исследованным и технологичным из них является
536
метод, основанный на использовании поперечных накатанных выступов (диафрагм) на внутренней поверхности труб и каналов. Остановимся на нем более подробно.
В [184] показано, что область переходного режима течения в каналах для интенсификации теплообмена является более перспективной, чем область турбулентного течения. Были получены эффекты увеличения коэффициентов теплоотдачи в 3,5 раза при помощи поперечной накатки (см. рис.12.12) достаточно большой высоты (d/D = 0,91) с относительными шагами S/D= 0,5-s-l. Одновременно авторы показали, что при развитом турбулентном течении капельной жидкости целесообразно применять турбулизаторы, имеющие небольшую высоту и малые шаги. Для практических расчетов теплообмена при переходном режиме течения в каналах с поперечными накатанными турбулизаторами рекомендуется [184] пользоваться табл. 12.8, в которой даны соотношения Nu/Nu() и Для различных условий течения. При этом значения числа Нуссельта для случая теплообмена в гладкой трубе рекомендуется рассчитывать при средней для трубы температуре жидкости по выражению
Nu0 = O,ll(Re2/3-125)Pr0,445.
Значения коэффициентов гидравлического сопротивления для переходной области течения также рекомендуется вычислять с помощью данных в виде соотношений £/£0, приведенных в табл. 12.8. При этом приведенные там соотношения по увеличению гидравлических потерь получены для изотермических течений. Неизотермичность течения следует учитывать традиционным образом — введением температурного фактора (р/цст)”; причем значения п принимаются по опытным данным для турбулентного течения. Естественно, что показатель степени п является функцией геометрических характеристик канала с турбулизаторами.
Как видно из табл. 12.8, переходная область течения дает достаточно хорошее соотношение между приростом теплоотдачи
(Nu/Nu0) и увеличением гидравлических потерь (^/^0), причем для большинства случаев Nu/Nu0>£/£0.
Еще большее число публикаций посвящено исследованию и интенсификации теплообмена при турбулентных течениях в трубах и каналах. Одновременно теоретические исследования в этой области проработаны недостаточно и носят полуэмпирический характер. Приведем рекомендации [167, 184] для практических расчетов теплоотдачи и гидравлических сопротивлений при турбулентных течениях газов и капельных жидкостей в трубах с поперечными накатанными выступами — интенсификаторами теплообмена.
Для расчета теплоотдачи при охлаждении и нагревании газов рекомендуются формулы (числа Re = 104-4 • 10э):
при d/D = 0,88-0,98 и S/D = 0,25-0,8
Nu Г । Ig Re-4,6
Ж? Ч 35
3-2ехр
-18,2(1-d/Z>)1,13 (S/D)0’326
(12.51)
при б//£) = 0,88-0,98 и S/D = 0,8-2,5
| 8,33—-16,33 р +17,33-3,33—
I D JD	D
(12,52)
при d/D = 0,9+0,7 и 5/D = 0,5+ 10
Nu
Nu0
xexp
9(1-<///)) (5/Z))0’58
(12.53)
В (12.51), (12.52) число Re берется при среднемассовой температуре, в (12.53) — при средней температуре стенки. При этом число Нуссельта вычисляется по следующим формулам:
при нагревании газов
Nu0 = 0,0207 • Re0’8 Рг<мз;	(12.54)
при охлаждении газов
537
538
Таблица 12.8. Интенсификация теплообмена (Nu/Nuo)/(^/^o) в трубах при течении капельных жидкостей (Рг - 2+50)
Размеры накатки d/D- S/D	Re																
	1580	2000	2510	3160	3980	5000	6300	7950	10 000	12 600	15 800	20 000	25 100	31 600	39 800	50 000	63000
0,983; 0,496	0,96 1,07	1,00 1,05	1,34 1,08	1,19 91,1	1,11 1,12	1,1 1,12	1,1 1,14	1,1 1,15	1,11 1,17	1,19 1,18	1,25 1.19	1,26 1,19	1,29 1,2	1,31 1,216	1,35 1,23	1,36 1,23	1,37 1,24
0,966; 0,498	0,94 1,0	1,00 1,0	1,34 1,23	1,19 1,22	1,1 1,27	1,13 1,32	1,1 1,37	1,2 1,41	1,28 1,48	1,35 1,53	1,43 1,59	1,52 1,65	1,61 1,73	1,63 1.77	1,64 1,81	1,65 1,84	1,65 1,88
0,94,3; 0,497	1,00 1,05	1,07 1,07	1,4 1,44	1,34 1,41	1,34 1,53	1,43 1,72	1,55 1,83	1,65 1,97	1,87 2,1	1,98 2,21	2,1 2,32	2,17 2,38	2,17 2,42	2,17 2,51	2,17 2,58	2,17 2,63	2,17 2,7
0,922; 0,523	1,03 1,12	1,00 1.15	1,5 1,83	1,88 2,14	2,00 2,42	2,08 2,75	2,12 3,0	2,17 3,26	2,2 3,48	2,26 3,65	2,27 3,82	2,27 4,0	2,27 4,18	2,27 4,4	2,27 4,62	2,27 4,82	2,27 5,55
0,875; 0,496	1,0 1,62	2,88 2,85	3,52 4,55	2,93 4,5	2,60 4,95	2,43 5,43	2,33 5.78	2,27 6,11	2,27 6,52	2,28 6,94	2,29 7,34	2,3 7,8	2,3 8,26	2.3 8,78	2,3 9,32	2,3 9,84	2,3 10,45
0,912; 0,992	0,94 1,26	1,41 1,48	2,06 2,01	2,05 1,95	1,99 2,09	1,93 2,28	1,9 2,42	1,85 2,55	1,85 2,7	1,83 2,82	1,8 2,96	1,75 3,07	1,7 3.16	1,65 3,24	1,59 3,32	1,53 3,39	1,4 3,46
0,946; 0,998	0,96 1,0	0,84 1,05	1,47 1,24	1,47 1,17	1,43 1,24	1,46 1,32	1,5 1,4	1,5 1,48	1,6 1,58	1,62 1,7	1,63 1,74	1,63 1,78	1,63 1,79	1,58 1,81	1,55 1,83	1,39 1,85	1,42 1,87
0,944; 1,987	0,73 1,05	0,81 1,07	1,03 1,25	1,14 1,16	1,13 1,17	1,14 1,23	1,15 1,27	1,19 1,32	1,22 1,38	1,26 1,45	1,29 1,5	1,32 1,51	1,33 1,52	1,34 1,54	1,33 1,56	1,31 1,57	1,29 1,58
0,942; 3,989	1,05	0,91 1,05	1,12 1,12	1,00 1,07	1,00 1,08	1,00 1,13	1,0 1,18	1,04 1,21	1,08 1,25	1,15 1,27	1,17 1,28	1,2 1,3	1,18 1,31	1,16 1,32	1,15 1,33	1,12 1,34	1,1 1,36
0,967; 0,944	1,0 1,0	1,00 1,0	0,93 1,16	1,00 1,07	1,01 1,12	1,02 1,16	1,02 1,18	1,06 1,19	1,07 1,22	1,14 1,24	1,19 1,26	1,23 1,28	1,27 1,3	1,26 1,33	1,23 1,35	1,19 1,37	1,14 1,4
Гладкая труба	0,04	0,032	0,034	0,039	0,038	0,036	0,034	0,033	0,030	0,029	0,027	0,026	0,024	0,023	0,022	0,021	0,019
Примечание. Для гладкой трубы даны значения
Nu0 =0,0192-Re0,8 Рг0,43,	(12.55)
где определяющей температурой является средняя температура стенки.
При среднемассовой температуре среды
Nu0 =0,018-Re°'8.	(12.56)
Для расчета теплообмена капельных жидкостей при S/D= 0,5 и d/D> 0,94 используется формула
Nu/Nu0 =[100(l-<//Z>)]°>445,	(12.57)
где число Нуссельта для гладкой трубы
Nu0 = 0,0216- Re0,8 Рг0'445,	(12.58)
а определяющей температурой является среднемассовая температура жидкости.
В аналогичном виде представлены в [184] и расчетные зависимости для гидравлических сопротивлений.
Для интенсификации теплообмена в трубах и каналах при турбулентных течениях применяются и исследованы самые различные конструкции интенсификаторов. Многие работы стали уже классическими и начали использоваться в практических расчетах.
12.6. Интенсификация теплообмена при конденсации пара на наружных поверхностях труб
Как видно из результатов расчетов, приведенных выше (см. гл. 11), коэффициенты теплоотдачи со стороны конденсирующегося пара в подогревателях мазута во много раз больше коэффициентов теплоотдачи со стороны мазута. И совершенно очевидно, что повысить эффективность мазутоподогрева-телей, а вместе с ними и всей тсплотехноло-гической схемы мазутного хозяйства можно только лишь увеличивая (интенсифицируя) теплоотдачу со стороны мазута.
Тем не менее, общий обзор методов и расчетных рекомендаций по способам интенсификации теплообмена при конденсации пара целесообразно, на наш взгляд, привести. Здесь, как и в предыдущем параграфе, используются результаты наиболее апробиро-
Рис. 12.35, Волнистая труба, применяемая при конденсации теплоносителя на наружной поверхности
ванных работ и в первую очередь по методам, нашедшим одновременно применение при интенсификации со стороны мазута.
Горизонтальные трубы. Как показано в [184], применение дискретно-шероховатых поверхностей теплообмена весьма эффективно и при конденсации пара на наружных поверхностях труб. При этом достигается двойной эффект: не требуется дополнительное оребрение наружных поверхностей и одновременно происходит интенсификация на внутренних поверхностях труб. Конкретно такими свойствами и характеристиками обладают трубы с различного рода накатками и волнистые (рис. 12.35).
Применение подобного типа труб основано на использовании эффекта поверхностного натяжения пленки конденсата, образующейся на наружной поверхности трубы. Известно, что при конденсации пара па наружной поверхности трубы образуется пленка конденсата. Чем больше толщина пленки и чем опа равномернее, тем больше ее термическое сопротивление и меньше коэффициент теплопередачи. Поэтому, чтобы интенсифицировать процессы теплообмена при пленочной конденсации, необходимо обеспечить срыв пленки с поверхности труб, уменьшение ее толщины и соответствующее стекание конденсата. Одним из достаточно легких технологических приемов, позволяющих осуществить такой режим конденсации, и является использование дискретно-шероховатых поверхностей теплообмена.
Применение накаток на трубах (см. рис. 12.10, 12.12, 12.36, 12.37) обеспечиваете той или иной степенью эффективности срыв
539
Рис. 12.36. Общий вид спирально-профилированной трубы
Рис. 12.37. Труба со спиральной треугольной накаткой
пленки конденсата и ее стекание в канавки, при этом ее толщина на всей остальной поверхности трубы (при постоянных режимах) уменьшается.
Как показано в [184, 187], наиболее эффективны для реализации такого режима конденсации волнистые трубы (рис. 12.35), поскольку при стекании пленки конденсата срыв ее происходит в нижней части трубы. Переменное сечение таких труб в случае их горизонтального расположения приводит к более эффективному стеканию конденсата во впадины наружной поверхности.
Авторы [184] показывают, что интенсификация теплообмена повышается в 1,8—2,65 раза, причем это повышение не зависит от температурного напора и компоновки труб по рядам. Интенсификация растет с увеличением глубины канавок, с уменьшением шага их расположения и радиуса закругления. Для практических расчетов рекомендуется [184] зависимость
^=2,49б( 1- — Y1- 0,379— 1ехр 3,6б( 1-	]
«о	Ч д Д. J _ Д.)_
(12.59)
где 5, R, dH, DH — геометрические характеристики труб (рис.12. 35);
а0 = 0,728$* р2 g2/^ Сн	(12.60)
здесь g— ускорение свободного падения; Хж, рж, Цж — теплопроводность, плотность и динамическая вязкость конденсата при tH; ^ — температура стенки.
Формулы справедливы при dti/DH = = 0,89-5-0,95; S/D = 0,283-5-0,37; /£/£>= 0,5-e-l.
Авторы [184] подтвердили результаты на сетевых подогревателях.
Коэффициент теплоотдачи внутри труб увеличился в 2,55—2,7 раза, снаружи труб — в 2,5 раза. В [187] отмечено, что трубы с накаткой (см. рис. 12.12) при их использовании в конденсаторах улучшают теплообмен со стороны пара в 1,5 раза. Винтовая накатка (см. рис. 12.10) в конденсаторах показала увеличение коэффициентов теплоотдачи на 25% [184].
Вертикальные трубы. В.К. Мигай в своей работе [186] указывает на целесообразность применения при конденсации пара специальных гидрофобных покрытий для труб, обеспечивающих перевод процесса конденсации из пленочного в капельный режим. Использование таких покрытий основано на том доказанном факте, что теплоотдача при капельной конденсации эффективнее, чем при пленочной. Как показано в [186, 187] подобные кремнийорганические покрытия дают прирост коэффициента теплоотдачи до 10%. Испытания покрытий были проведены на серийных конденсаторах.
Известен также другой прием использования эффекта поверхностного натяжения для интенсификации теплообмена в процессах конденсации. Как показано в [186], для реализации этого эффекта применяются мелкоребристые и волнистые трубы, а также трубы с накаткой. Все эти интенсифицированные поверхности теплообмена, как уже говорилось, относятся к дискретно-шероховатым поверхностям. Действие сил поверхностного натяжения приводит к увеличению давления в пленке на выступе шероховатости и к его уменьшению во впадине между элементами шероховатости.
Происходит перетекание от выступа к впадине, толщина пленки на выступе уменьшается и, как следствие, возрастает коэффициент теплоотдачи. Эффективность теплообмена
540
для вертикальных мелкоребристых труб может увеличиваться при этом в 10 раз, коэффициент теплоотдачи приближается к значениям, близким значениям при капельной конденсации. Весьма эффективны волнистые трубы, результаты исследований которых приведены в [187], при этом исследовались трубы с синусоидальной и несинусоидальной поверхностями (рис. 12.35). Как показано в [184], эффекты интенсификации теплообмена на вертикальных волнистых трубах ниже, чем на горизонтальных, но в то же время они возрастают с увеличением числа Рейнольдса, глубины выступов и уменьшением их шага.
Авторами [184] для практических расчетов эффектов интенсификации теплообмена при использовании этих труб рекомендуется зависимость
Nu
Nu0
r 5,9 IO3
Re exp(l,4S/A)J ПЛ
,(12.61)
где Ren< (Суд/цж); здесь 6уд - удельный расход конденсата;
( 2 V/3
Nu() = тН —	= 0,925Re^3 Г1 + 0,04Re™+
g J	L
+2,23 IO’3Re*8Рг™]
(12.62)

Здесь Рг|1л — число Прандтля для конденсата; индекс «w» указывает на значение при температуре стенки; Уж, цж — кинематическая и динамическая вязкости конденсата.
МОДЕЛИРОВАНИЕ, АНАЛИЗ И ОБОСНОВАНИЕ ЭФФЕКТОВ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ТЕПЛООБМЕНА ПРИ ЛАМИНАРНОМ ТЕЧЕНИИ ВЯЗКОЙ ЖИДКОСТИ
13.1. Общие положения
Фактором, лимитирующим теплопередачу в подогревателях мазута, как показали расчеты, приведенные в гл. 10, является теплоотдача со стороны мазута, а это, прежде всего, теплоотдача при ламинарном течении вязкой ньютоновской жидкости. Именно поэтому данная глава посвящена вопросам теоретического описания, анализа и обоснования возникающих при ламинарных течениях эффектов интенсификации теплообмена.
В гл. 12 приведены классификация и результаты экспериментальных исследований основных методов интенсификации теплообмена при ламинарных течениях капельных жидкостей.
Поскольку описанные методы показали заметные эффекты интенсификации теплообмена, в том числе эффекты превышения роста теплоотдачи над гидравлическими потерями, то вопросы математического описания, теоретического анализа и объяснения возникающих эффектов приобретают абсолютную важность.
К методам интенсификации теплообмена, основанным на придании потоку жидкости характера вращательно-поступатслыюго движения можно отнести методы, в которых используются различного рода винтовые оребрения каналов:
трубы и каналы с винтовыми ленточными вставками (рис.12.8);
коаксиальные каналы с винтовым оребрением кольцевого зазора (рис. 12.9);
винтовые накатки на внутренней поверхности трубы (рис. 12.10);
труоы со спирально-винтовыми проволочными вставками (рис. 12.11);
трубы с одно- или многозаходным винтовым оребрением (рис. 13.1 и 13.2);
трубы со спиральной треугольной накаткой (рис. 12.37);
спирально-профилированные трубы (в том числе различного поперечного сечения) (рис. 12.36);
трубы с одно- или многозаходными прямоугольными или квадратными канавками (рис.13.3).
Общим для всех перечисленных каналов и труб является наличие в них винтового оребрения, обычно с равномерным по длине шагом. Эта общая и чрезвычайно важная характеристика позволяет объединить их в один
класс каналов, а затем и в один класс математических задач с получением обобщенной математической модели. К свойствам, дающим возможность объединить в рамках од-
ной математической модели целый класс задач, относится наличие од-нопараметричес-кой группы винтовой симметрии.
Рис. 13.1. Труба с пластинчатой винтовой вставкой
Рис. 13.2. Труба с внутренним одно- или многозаходным винтовым оребрением
542
Рис. 13.3. Канал с винтовыми прямоугольными (квадратными) канавками
Рис. 13.4. Канал с поперечными прямоугольными (квадратными) канавками
К методам интенсификации теплообмена, использующим механизм разрушения пристенных слоев жидкости, можно отнести: поперечные, периодически расположенные, плавно очерченные выступы (рис. 12.12) па внутренней поверхности труб и каналов, которые получают с помощью накатки;
трубы с поперечными прямоугольными или квадратными канавками на внутренней поверхности (рис. 13.4) и др.
Объединяющей все эти типы интенсификаторов характеристикой является равномерное, с постоянным шагом по длине и симметричное относительно оси расположение выступов (канавок) на поверхности канала или трубы. Это их качество также дает возможность объединить в рамках одной математической модели целый класс задач.
Ламинарное течение жидкости в трубе или канале с периодической поперечной шероховатостью можно считать также периодическим с периодом по направлению основного движения, равным шагу шероховатости.
Теоретическому исследованию процессов интенсификации теплообмена при ламинарных течениях указанными методами посвящены специальные монографии [182, 183]. Тем не менее, для четкого понимания и строгого объяснения возникающих в подогревателях мазута эффектов целесообразно приве
сти здесь формулировки и основные результаты теоретических исследований.
13.2. Гидродинамика и теплообмен при ламинарном течении жидкости в каналах с винтовыми интенсификаторами теплообмена
Система координат. Для разработки математических моделей сложных пространственных течений важным является выбор системы координат. Удачное ее определение позволяет как следствие найденной при этом симметрии значительно упростить систему дифференциальных уравнений и каждое из них.
Каналы и трубы с винтовыми интенсификаторами теплообмена относятся к областям трехмерного пространства с цилиндрическими и геликоидальными поверхностями. Очевидно, что все границы этих каналов можно представить в виде семейства винтовых линий. Все это позволяет воспользоваться особенностью их геометрической характеристики — винтовым характером граничных поверхностей — и описать процессы, происходящие в них, в рамках одной математической модели.
Для реализации однопараметрической группы винтовой симметрии введены новые 1	2	3
независимые переменные q , q , q', связанные с переменными цилиндрической системы координат следующим образом:
= 72=ф-^“2; <73 = z-	(13Д)
где 5— шаг винтового интенсификатора.
Введенная в рассмотрение система координат (13.1), обладающая винтовой симметрией, является пеортогональной.
В [182, 217] с помощью системы координат, представленной в виде (13.1), доказана автомодельность изотермических гидродинамических задач относительно третьей, продольной винтовой координаты. Автомодельность заключается в условии Э/Э^Ч=О. Это позволяет в задачах изотермического течения жидкости в канале с винтовой симметрией считать составляющие вектора скоро
543
сти функцией только переменных г/1 и q2. Что касается задач неизотермического течения, то автомодельными относительно координаты q3 будут составляющие вектора скорости v в пределах каждого численного слоя по длине канала. В [182, 218] доказана невозможность введения ортогональных координат (в том числе и на базе биполярных), в которых винтовой сдвиг превращался бы в сдвиг одной координаты.
Рассмотрим введенную винтовую систему координат. Прежде всего еще раз отметим некоторые, необходимые в дальнейшем правила преобразования координат, вытекающие из (13.1) и приведенные в [182, 183]:
Э<?	да'	да'
=0;
дг	Эф	dz
дг	Эф	’	dz	S’
Эй3	Э<73	Э<73
дг	Эф	dz
i о 2я а я г = ? ,ф = ? +—<i ,z = q ;
(13.2)
(13.3)
(13.4)
Д.=оД=о,А
dq dq" dq
Отсюда
_э___э_э£	а	э?2	Э	V	=	д
dr dq1 dr	dq2	dr	dq3	dr	dqX
д ~ д дд^ д	dq2 । д	дд*	_	д	.
Эф Э^1 Эф	dq2	Эф	dq3	Эф	dq2	’
д_ д dq1 Э Э^2 Э Э?3_ 2л Э_________L
dz Э^1 dz dq2 dz dq$ dz S dq2 dq3
С помощью векторов естественного и дуального к нему базиса в [182, 183] получены (с учетом (13.1)) компоненты метрического
тензора g1 и gy, символы Кристофеля первого и второго рода и выражения для основных операторов (div, grad, rot и др.) для системы координат (13.1).
Основные допущения, реологическая модель состояния жидкости и краевые условия. Сформулируем основные необходимые для построения математической модели допущения. Будем считать, что:
1)	течение жидкости ламинарное, установившееся, со сформировавшимся профилем скорости на входе в канал;
2)	реологическое состояние среды характеризуется как вязкая ньютоновская жидкость (см. гл.1);
3)	перенос теплоты вдоль основного направления движения среды за счет теплопроводности мал по сравнению с вынужденным переносом в этом же направлении;
4)	плотность, удельная теплоемкость и теплопроводность среды в ходе процесса меняются незначительно;
5)	силы тяжести входят в уравнение через избыточное давление;
6)	в связи с тем, что для рассматриваемых сред числа Рг»1, время гидродинамической релаксации много меньше тепловой и процесс можно считать квазистационарным. Соответственно профиль вектора скорости почти мгновенно подстраивается под изменение температурного поля.
Относительно последнего допущения следует отметить, что оно позволяет в пределах достаточно короткого отрезка по длине канала рассматривать данную задачу как изотермическую с известным не меняющимся в границах этого участка профилем температуры. Это в свою очередь приводит к возможности использования автомодельности зада-з
чи по координате q в границах того же участка (численного слоя) по длине канала.
Существование и единственность таких автомодельных решений на основании анализа свойств основных операторов, соответствующих описанию гидродинамической части задачи, доказаны в [182, 183].
Для описания реологического поведения жидкости используется уравнение
544
Т° = ЦВ,	(13.6)
где Т° — девиатор тензора напряжений; |1 — динамическая вязкость жидкости, зависящая только от температуры, для изотермических течений
ц = const;	(13.7)
В = 2D — первый кинематический тензор Уайта-Метцнера; D — тензор скоростей деформации
D =—(grad у 4-(grad v/ );	(13.8)
здесь v — вектор скорости течения; индекс «Т» — символ транспонирования.
Как уже говорилось, искомое поле вектора скорости автомодельно по координате направленной вдоль основного течения. Тогда изотермическое течение жидкости в рассматриваемых каналах можно интерпретировать как квазивискозиметрическое подкласса винтовых [219].
Для описания поведения вязкости жидкости в зависимости от температуры часто используется экспоненциальная аррениусов-ская зависимость:
ц = Лехр-|-,	(13.9)
Kt
где А — предэкспонента аррениусовской зависимости; В— энергия активации вязкого течения; R — универсальная газовая постоянная.
Таким образом, для описания реологических характеристик жидкости и соответственно для построения математических моделей будет использоваться уравнение (13.6) с температурной зависимостью вязкости (13.9).
Как уже говорилось выше (см. гл.1), мазут при температуре более 60 °C ведет себя практически как вязкая ньютоновская жидкость. Материал, изложенный в гл. 12 и в настоящей главе, посвящен процессам интенсификации теплообмена в подогревателях мазута как наиболее энергоемких элементах всей технологической схемы мазутного хозяйства. Мазут поступает в подогреватель при тем
пературе около 60-75 °C и нагревается там до температуры 95-125 °C, что и является диапазоном устойчивого поведения его как вязкой ньютоновской жидкости.
Таким образом, на основании принятых допущений в общей тензорной формулировке математическая модель имеет вид:
Ф
v • grad t = aAt 4- ;	(13.10)
р (grad v • v) = -grad p 4- div T°;	(13.11)
divv-0.	(13.12)
При этом поведение жидкости подчиняется реологическому уравнению состояния (13.6). Для отыскания конкретных частных решений этой системы к ней необходимо добавить следующие краевые условия:
1)	гидродинамическое граничное условие. При течении в каналах жидкостей возможны два варианта постановки гидродинамических граничных условий для вектора v. Это случаи нулевых граничных условий («прилипания» жидкости) и скольжения жидкости на стенках канала. Следует отметить, что для вязкой ньютоновской жидкости наиболее естественны и традиционны нулевые граничные условия.
Поскольку, как показано в гл.1, мазуты при температуре около 60-125 °C ведут себя как вязкие ньютоновские среды, то ограничимся задачами с нулевыми гидродинамическими граничными условиями.
Таким образом, традиционный случай нулевых гидродинамических граничных условий (условие «прилипания») на стенке канала, рассматриваемый в данной главе, имеет общепринятую запись
v|aK=0;	(13.13)
2)	условие постоянства расхода жидкости Q через поперечное сечение канала Q:
Q = || v • n dQ. = const,	(13.14)
я
где и — нормальный вектор к поперечному сечению канала Q;
545
3)	начальное условие для температуры:
t(q\ q\ 0) = = const; (13.15)
4)	одно из следующих граничных условий для температуры:
(13.16) on
где коэффициенты сх-с3 принимают значения:
q= 0, с2= 1, с3= /г для тепловых граничных условий первого рода;
q= -1, с2= 0, Ц=/(^3) для тепловых граничных условий второго рода;
q=-l, С2= а, с3= для тепловых граничных условий третьего рода (/ж= const);
Здесь и выше £, Zq, /г — соответственно текущая, начальная и граничная температуры; р, а. Ср. X — плотность, температуропроводность, удельная теплоемкость и теплопроводность жидкости; Ф — диссипативная функция; р — давление; ЭК — боковая поверхность канала К; а — коэффициент теплоотдачи на стенке канала.
Постановка гидродинамической задачи в форме вихрь-функция тока. Исходная система уравнений имеет вид (13.10)—(13.12), при этом реологическое поведение жидкости подчиняется уравнению состояния (13.6), а краевые условия представляются как (13.13)—(13.16). Будем также считать, что выполняются основные допущения 1)—6).
Преобразование уравнения энергии (13.10), связанное с введением вихря и функции тока, рассмотрим ниже, здесь же более подробно остановимся на гидродинамической части задачи, при этом для упрощения записи зависимость вязкости от температуры в реологической модели (13.6) будем опускать.
Одной из наиболее удобных форм уравнений, описывающих течение несжимаемых сред при отсутствии заданных граничных условий для давления, является форма уравнений, полученная введением функции тока и одной из компонент вихря. Другим преимуществом такого представления системы гид
родинамических уравнений является автоматическое удовлетворение уравнению неразрывности и возможность исключения его из основной системы.
Рассмотрим уравнение неразрывности для несжимаемой жидкости (13.12). Запишем это уравнение в контравариантных компонентах вектора скорости с учетом допущения 6) [220]:
1 d(vV) 1 Э(у2^') =
V1 я'
(13.17)
При этом отметим, что контравариантные винтовые компоненты вектора скорости связаны с цилиндрическими компонентами соотношениями
(13.18)
где К= 2л/5.
Из удовлетворения двух функций v1 и v2 уравнению (13.17) следует существование такой потенциальной функции 4х, что
i 1 4х 2	1 4х
v =—i—т;	v =—г—г-
я1	я'
(13.19)
Таким образом, введение функции тока 4х позволяет тождественно удовлетворить уравнению неразрывности.
Из допущения 6) и рассуждений, приведенных выше, следует, что компоненты вектора скорости являются функциями qx и поэтому компоненты Bj и В2, являются тоже функциями этих переменных. Очевидно также, что составляющие Т() зависят лишь от qx и q\ а значит и составляющие grad р зависят лишь от qx и q2. Тогда можно доказать [183], что
Эр
= С — const.
(13.20)
В задачах рассматриваемого класса нет необходимости определять поле давления, а достаточно определить лишь константу С, связанную, как будет показано ниже, с интег
546
ральной характеристикой — расходом жидкости Q Кроме того, в подобных задачах обычно не заданы граничные условия по давлению. Следовательно, естественным будет использование в качестве одного из основных уравнений (13.11) в проекции на ось q\
Дальнейшие преобразования требуют привлечения аппарата тензорного и векторного исчисления.
С помощью соотношений, связывающих ковариантные и контравариантные компоненты вектора скорости в виде ц = giy'; ' =	>
запишем выражения для ковариантных и контравариантных компонент вектора скорости v в системе координат (13.1):
= K(qi )2 v2 + Av3;
г? ~ Vj;
2	ЕЛ
v3 = —Kv2 + ,
где А = 1 + К2^1)2.
Выразим теперь ковариантные и контра
вариантные компоненты вектора скорости v с помощью (13.21) через z? и v2. Их выбор
в качестве основных компонент вектора скорости основан на том, что, например, v^/^A является проекцией вектора v па винтовое
з
направление q и характеризует составляющую этого вектора в направлении основного движения, a v1 и i?q{/у[~А -— проекции вектора
1	2
v на направления е и е , лежащие в плоскости, перпендикулярной к винтовой линии в рассматриваемой точке, и характеризуют движения в поперечных направлениях. Таким образом,
инерционной части уравнений движения и компоненты дивергенции девиатора тензора напряжений (divT°).
После записи уравнения движения в проекции на ось е3 введем функцию тока с помощью соотношения (13.19) и получим первое уравнение из системы уравнений движения и неразрывности при постановке задачи в форме вихрь-функция тока:
р Г ЭН* dv3 ЭТ dv3 _ др qX dq2 dq* dq[ dq2 dq3
j__a_ v1
1 л
А д [ л d ---7--7 M---9 — +
► (13.21)
2КГ д [УцдТ
. (13.23)

Для анализа процессов, происходящих при течении жидкости в исследуемом канале требуется ввести еще одну характеристику — вектор вихря и = rot v. Компоненты этого вектора определяются из соотношения
где Е1^ — коэффициенты Леви—Чивита, принимающие следующие значения:
О, если г, J, k не образуют перестановки;
1, если г, j, k образуют четную перестановку;
-1, если г, j, k образуют нечетную перестановку.
После соответствующих преобразований можно получить компоненты тензоров grad v и В, а также компоненты grad vv для
Очевидно, что в винтовой системе координат (13.1) детерминант ассоциированного метрического тензора
g= (у1)2-
Тогда контравариантные компоненты вектора вихря, выраженные через vl, v2 и с учетом того, что d/dq3= 0, определяются соотношениями:
А
547
w3 =
i 1 bv, ? d?
?‘9?‘
1 f 3v2 3v, q1 dqX dq2
2 2 , KqX Эу5 2
(13.24)
1 bvX ?d^ +
a1 Sv2 2 2 Ко’Эо, 2K -----r + —^-V +— ---T- + —„V,. ла?‘ A2 A bqx A2
Так как для производной функции U rot grad U = 0 то из (13.27) получим
р rot (grad v v)= rot div T°.	(13.28)
Для правой части (13.28) имеем
rot div T° = rot div (pB).	(13.29)
Для правой части (13.29) с учетом div(pB) = p div В + grad р-В
Рассмотрим в качестве новой переменной компоненту cos = (rot v)3. Найдем связь между различными компонентами ы и подставим полученные выражения в (13.24):
1	2 s 1	1 8v*>
“1 = gii® + gi2® +gi3®’ =“ =— ? a?
ta2=g2i w1+g22 w2+ ^23<°3= (?’ )2 <*?+ K(ti' )2 “3 =
i a fvH	,av' K(?')2 a f(9‘)2
* а?ЧЛ J	^q A a? \ a	J
®3 =g31“’ +g32“2 + gn3<i>3 = K(q})2<i>2 + Aw3 =
(	1 2	>1
A a? A a (?) 2 2K
=---Г----T + —Г---Г ----v +-----T
q' dq1 ql dq* A	A
(13.25)
Заменим в третьем соотношении (13.25) компоненты v1 и v2 на функцию тока Т из (13.19) и получим второе уравнение системы уравнений движения и неразрывности при постановке в форме вихрь-функция тока:
=а_	_а_____а Г?1 эт ]
103 qX bqX ^А bqX >	* bq2 [ A bq2 }
9К
+±^vs.	(13.26)
А
Для вывода третьего уравнения возьмем ротор от обеих частей системы (13.11), при этом получается уравнение переноса вихря С03, а неизвестные функции dp/dq1 и Ър/bq2 исключаются из основной системы уравнений:
находим
rot div (pB) = rot (р div В) + rot (grad pB). (13.30)
Так как div (gradv)r=0 для любого соле-ноидального поля v g то получаем
divB = div (grad v+(gradv)7)=grad div v-rot rot v.
Преобразуем (13.30):
rot div (pB) = rot (grad pB)-rot(p rotuj). (13.31)
Отсюда (13.29) примет вид
rot div T° = rot (grad pB) - rot (p rot id). (13.32)
Рассмотрим левую часть (13.28). Используем известную формулу тензорного исчисления
(grad v • v) = — grad (v)2 + rot v v.
(13.33)
Возьмем rot от обеих частей (13.33), так как rot grad U = 0 для произвольной функции U и rot V = и, то получим
rot (grad v • v) = — rot gradv2+ rot (coxv) = rot (ujXv).
Для rot (lj x v) также воспользуемся известной формулой
rot(wXv) = grad и-v-grad vи + id div v-
—v div id,
далее, учитывая, что div v = 0, div rot v = = div id = 0, получаем
p rot(grad v v)+ rot gradp-rot div T°. (13.27)
rot (cdX v) = grad w • v - grad v • w.
548
Тогда с помощью преобразований находим: p(rot (w x v))3 = p ((grad u> • v)3 - (grad v  w)3 )=
. i . эт a
L?‘
-2-^-
Aqx dq1 dq~ dq~ dq}
. л	'i 1 ат Эо>3 к2 эр3
= р -гА——г — __— —± +----------±-
J dq2 dq\ A J q> dq' dq2 A dq2
ЭТ 3v3 ЭТ dv3
(13.34)
Таким образом, третье уравнение системы уравнений движения и неразрывности в постановке в форме вихрь-функция тока можно получить, записывая (13.28) в проекции на ось е3:
p(rot (gradv v))3 =(rot divT°)5, а в развернутом виде с учетом (13.29) и (13.34):
1 . ЭТ Э f 1 ЭТ ЭсОч К2 Э^ К о —А—-——г—4-+--------------гх
/ А Э/ Aql
( 1 3^4 1
Т ? J+ ЛТ-Ук Эг/Ча Л
P q'Adq2dq'{ A ? Г ЭТ 9v3 ЭТ Эг»3
Э/?1 dq2 dq2 dq1
Э(Оз	К
Ну! +Р2-г a? I	<
а а

i a2v3 a ------~+K-------г
Эн a
X -ГГ --r ~T—9
a?1 э^Ч? э?
a
+a9’
A
а (i эт
i ат i. ap
a?2[(7')2(d72|y dq2
(q')2 у атЕЛ' х2ЭЧЛ A V3 Adq' j 2 Aq Гз Adq'
2*^T
dq\A J
A dq' j '
(13.35)
Необходимый в дальнейшем для анализа возникающих эффектов второй инвариант тензора скоростей деформации определяется из соотношения
I2 = tr(B2) = (B2)* =g*VWB)™-
И окончательно, в развернутом виде
\2
q' dq' dq2
= —Л q' dq'
Э ] a
/[a^r a-1'
/2=4
Э
1 ЭТ
A
Э
i эт
f'a^2)2	э?‘ Э(<72>
а2т । a (ql ат ---F + ? Tj r
л a?1 J
-К,'Л д
dq dq
л2_[^+2*эт
а?Ч А ) A dq'
Эр э92
X
A
(71)ЧЭ^
э-и3 _ ат")
э92
~2К^
1 ЭТ
д У
A 3 3|i 3
Э?2 q1 dq1 dq1 dq2 ^q' dq2
2(k. ).2 ?* ar — —(tf ) Vv------г
q A	A dq
fк. 1.2	ql ат
AVV 3 A dq'
Эи а92
2-44-
Э W)'
,2
A
q' ЭТ
а а тх
ЭТ
а?2
?У2 dT dq2 dq2]j q'dq
эф* [
1 ат f _а____
а92 q' dq2
1
(-М?1 э72
i эт
а_________
dq' q' dq'
2(9')4W a72
1 эт
2 ат а
i ат
A(q')2 dq2 dq2 { q' dq'
i 2 / A<a) f a
l2 * эт a у Cq'ydq2dq2(Aj 2
a
i ат
|W э/ JJ
i этУ|2
дДЛд1 dq'
Л2 9 / Л2
.K2|dT^
+2— —г +
A I dq' I
2	1 2
к <я > ат a f i ат
+2 A
Э^1 Э</1 AqX dq'
A [ Э f v3 v|j7l7
\2
A2
2(?1)1Л
А dq' а?1 (Л
Э f ~А
(13.36)
Таким образом, система уравнений движения и неразрывности (13.10)—(13.12) в постановке в форме вихрь-функция тока имеет вид (13.23), (13.26) и (13.35).
Для получения конкретных решений системы уравнений гидродинамики приняты граничные условия:
549
1)	Чч|эк~О;
2)	Ч>|ак = 0;
о. _эт.
3)	эГэк "э^|эк “°’
(13.37)
при этом пиТ направлены соответственно по нормали и по касательной к боковой поверхности дК канала К.
Поскольку задать граничные условия по давлению в поставленной задаче не представляется возможным, нахождение 'dp/dq3 осуществляется исходя из условия, что расход в каждом сечении исследуемого канала постоянен Q= const. Кроме того, учитывая, что при послойном решении задачи по длине трубы с винтовым интенсификатором в пределах каждого слоя j составляющую градиента давления dp/bq3 можно считать постоянной, т.е. dp/dq* = const = С;, получаем ~T = ^-JJ[divTn -p(grad v-v)l wn</Q, (13.38)
6qL	3
где vn= vn; n — нормальный вектор к поперечному сечению канала.
При этом используется соотношение
Q = JJvnrfQ.	(13.39)
Я
Постановка гидродинамической задачи в приближении Гал ер кина. Другим эффективным методом решения гидродинамической задачи является метод Галеркина, который построен на замене точных решений приближенными с помощью рядов:
vn=XC***>	<13-40>
где vn — n-е приближенное решение; Т* — полная и липейио-пезависимая система базисных функций, принадлежащих пространству U соленоидальных векто|ьфункций, определенных в канале К, обладающих винтовой симметрией и имеющих на боковой границе дК канала К нулевые граничные условия
4%k=0.	(13.41)
Для получения системы Галеркина умножим уравнение движения (13.11) скалярно на производный вектор h е U и проинтегрируем по части К винтового канала К, заключенной между двумя перпендикулярными оси канала поверхностями, отстоящими друг от друга на расстоянии S.
Тогда
jjj{-<iiv Т°- h+grad р- h+p((grad v • v) • h)J X k
xdK=0.	(13.42)
Преобразуем (13.42) с учетом того, что div h = 0:
(/>-h + T° h) + T°:grad h +
k
-I- p(grad v- v)-hj</K-(),	(13.43)
где «:» — знак двойного скалярного произведения.
Применим к (13.43) теорему Стокса:
Д(-/лЬ + Т°-Ь)-п^ =
5’
= JJJ|T°:grad h+p((grad v v) h)}d/f, (13.44) k
где 5* — поверхность, ограничивающая К и состоящая из боковой поверхности ЭК и торцевых поверхностей Q2’* n ” вектор внешней нормали к поверхности 5 .
Тогда
j](-/>h + Т° • h) • nds = JJ(-ph+T° • h) • nds+ .$•'	di<
+JJ(-ph +T °- h) • nds + JJ(-ph+T °- h)  nds. (13.45)
Поскольку he £/, то на боковой поверхности дК h = 0 и интеграл по боковой поверхности равен нулю. Так как распределение давления р на торцевых поверхностях связано соотношением
p(q\q\C^S) = p(q\q2,C^ + ^S, ^q-
вектора п направлены в противоположные
550
стороны, а распределения h и Т° совпадают в силу винтовой симметрии задачи, то
JJ(-ph +Т°- h) • nds +JJ (-/>h +Т°- h) • nds =
П,	112
= JJ-p(h • n) ds+ JJ- p(h -n)ds = Д-/Х71 ,?2 ,C0) x п,	я.;	я,
x(hn)ds+	+S)(hn)<-Zs =
Яг
Так как двойное скалярное произведение симметричного Т° и кососимметричного W(h) равно нулю, то из (13.49) получим
2-^-JJh3«/Q +JJ{T,’(v):B(h)+2p(grad v v) • h}x
3Ч я я
x</Q=0.	(13.50)
После подстановки в (13.50) реологического уравнения (13.6) получим
1I ——^-S(hn) Л.
Нг д<Г
(13.46)
Г Г 2 —h3+цВ(v): B(h) + 2p(grad v • v) • h я1
rZQ = 0.
Найдем п на поверхности Q2. Очевидно, что п = е2, с использованием известных формул тензорного исчисления, получим
Э72	Э<?3	з
п = е = —— е, н——е9 + —— еч = -ле9 + еч - е , dz dz ~ dz
тогда (13.45) запишется как
[[(-/*+Т° h) • nds = - f[-^-S(h • e3) ds. (13.47) s'	я A
После подстановки в (13.44) имеем
S jj —^A3d5+JJJ{T°:grad h+p(grad v • v) • hjdj = 0. n2	к
(13.48)
Используя инвариантность подынтегрального выражения во втором интеграле (13.48) и разделив на 5, получим
I*J	h3 ds +• Г Г {Т° rgrad h + р( (grad v • v) • h)| (Is - 0.
(13.49)
Очевидно, что теперь Q2 можно заменить на Q, ds — на d£l = qxdq}dq\ Введем также в (13.49) вместо тензора grad h тензоры B(h) и W(h) с помощью формулы
grad h = |в(Ь) +1W(h) = |(grad h + (grad h)7) + +|(grad h-(grad h)'),
(13.51)
Если рассматривать уравнение движения (13.11) в виде
p(grad vv) + grad/>-divT° =0,
как результат воздействия некоторого функционального оператора на элемент пространства U, то (13.51) может быть представлено в виде
(/4)v,h) = 0.	(13.52)
Это функциональное соотношение (13.52) ложится в основу построения системы Галер-кипа, которая фактически является условием ортогональности между невязкой Црп и системой функций
(£ov",Ta) = 0, k = hn.	(13.53)
Оператор Ц} может быть разбит на два независимых оператора Lx и для которых
(L1V,h) = 0,
(L2v,h) = 0.	(13.54)
Разложение v77 (см. (13.40)) можно представить в виде
Vn =vn +vwt, где
где В, W — симметричная и кососимметричная части grad h.
551
где Ф2^— скалярные функции, которые для обеспечения соленоидальности базисных функций Т* должны удовлетворять соотношениям
</ а/ ’ ф2г=__12^_.
дя1 .
(13.56)
Если подставить (13.55) и (13.56) в систему Галеркина (13.53) и разделить ее на две части (аналогично делению на и Ь2), то получим следующую систему уравнений относительно коэффициентов разложения ааи ct:
т т	п т	п п
X X V+XX	+
g=i/=i	i=i g=i	i=it>=i
п	т	___
+£сА + Хаг£^ + Л =°. *=1-п:
,=1	*=1	1(13.57)
m m	~	n m ~ n n ~
£=1/=1	'=1 ff=l	'=1 ?=1
n ~ m ~	~	___
+Xc a+XAA* + ь= °- k=1’ot-
Z=1	K=l
Нелинейная система уравнений (13.57) является основной для определения коэффициентов разложения и cz. Для ее решения используются различные приближенные итерационные методы. Практическая реализация требует также сделать выбор базисных функций, например в виде сплайн-функций.
При замене компонент скорости г?и v2 функциональными зависимостями их от Т (см. (13.18)) (13.58) преобразуется к следующему виду:
i эу э<	1 ат dt (щ кд1 ат а<
</ Эд2 Э^1 qi dq1 dq2 A	A dq1 dq3
i э Г , dt 1 a d2t
<? 3,'f' а,' р9')2Э(,7
ф
+----.(13.59)
Условия однозначности для решения уравнения энергии принимались в виде (13.15), (13.16).
Основной характеристикой, определяющей интенсивность теплообменных процессов, является коэффициент теплоотдачи а. Полученное в результате решения уравнения энергии распределение температур позволяет определить локальный и средний по длине трубы коэффициенты теплоотдачи.
Коэффициент теплоотдачи в каждом сечении канала вычисляется по соотношению
а
м
(13.60)
где t— средняя по сечению температура:
(13.61)
Уравнение переноса энергии в форме вихрь-функция тока. Учитывая принятые в ходе постановки задачи допущения, а также раскрывая скалярное произведение v grad t и оператор AZ в (13.10), записываем уравнение энергии в винтовой системе координат:
1 Э( 2	(v, K(q')2 3z
Э^1 dq2 [a A Jdq3
1 Э ( ! dt \ A d2t
Э?7(,')гЭ(,2)2
Ф
+----, (13.58)
pcp
где Ф = T°:D — диссипативная функция.
tr— температура на границе ЭК; F— площадь Q.
Поскольку сечение трубы с винтовыми интенсификаторами не обладает симметрией относительно центра, локальный коэффициент теплоотдачи определяется как среднеинтегральный параметр по ее периметру:
ал=| / audl,	(13.62)
где Р— периметр границы поперечной области Q.
Средний по длине трубы коэффициент теплоотдачи
552
-	1 г ,3
а=7]“л^ -
z о
где I — длина трубы.
(13.63)
у dg„(q3)А . , /, ---Ank+gn\4 )апк
n=ll dq
(13.66)
где
Уравнение переноса энергии в приближении Фаэдо—Галеркина. Представим уравнение переноса энергии (15.58) или (15.59) в следующем виде:
A,^=JJo3rnyVW;
Э/	Э/	Э/
П1 +П2 3“2 + VT “ dq	oq	dq
1 Э ( ! ЭУп 1 А д2Уп a,1 И, 7 э(,7
где
1 Э ( i dt А Э2/ j Ф yVc ¥ J+toWjT₽7
(13.64)
ЭГ" дУп °* Э?1 °2 dq2
^q'dq^q2;

! 1 ЭТ 2	1 эт
O[-V —у: v2-v -	j-—р
Я dq	Я dq
Ч ^')\2_Чз , A A A A dq1'
Разложим / в ряд по базисным функциям:
i=Y^q3>y\q\q2\	(13.65)
77 = 1
где Yn — полная и линейно независимая система функций в пространстве /^(Q).
Систему Галеркина получим из условия ортогональности невязки (13.64) базисным функциям Yn в пространстве /^(Q):
1 Э
<7* dq1
,ЭУ"
Г
tt^Y^dq'dq2,
или в общем виде
Таким образом, решение уравнения переноса энергии сводится к поиску решения системы дифференциальных уравнений относительно неизвестных функций gn(q3), которые совместно с начальными условиями образуют задачу Коши. При этом необходимо учесть граничные условия для L Для решения такой системы уравнений необходимо осуществить выбор базисных функций с учетом требуемой точности расчетов и особенностей геометрических характеристик капала, а также определить методы решения.
В последнее время получил широкое распространение метод конечных элементов, позволяющий быстро и достаточно легко производить нужные вычисления.
Следует отметить, что метод Фаэдо—Галеркина применяется, в отличие от метода Галеркина, для решения параболических уравнений. При этом искомая функция разлагается в ряд (как в методе Галеркина) по базисным функциям. В рассматриваемой задаче коэффициенты разложения являются функциями третьей переменной q\
Если метод Галеркина сводит решение уравнения в частных производных к системе линейных (или нелинейных) алгебраических уравнений относительно коэффициентов разложения, то метод Фаэдо—Галеркина сводит решение к системе обыкновенных
553
дифференциальных уравнений, а с учетом начальных условий к задаче Коши для такой системы.
13.3. Результаты численных исследований и анализ возникающих
эффектов в каналах с винтовыми интенсификаторами теплообмена
При численном исследовании процессов теплообмена при течении ньютоновских вязких сред в винтовых каналах ставились следующие задачи:
показать физическую картину распределения и деформации температурного и скоростного полей в движущемся винтовом потоке ньютоновской жидкости;
провести численные исследования для конкретных форм поперечных сечений винтовых каналов, находящих применение в качестве способов интенсификации конвективного теплообмена;
оценить интегральные тепловые и гидродинамические характеристики потоков.
мена для высоковязких сред, — коаксиального канала с винтовым оребрением кольцевого зазора и трубы с ленточной винтовой вставкой.
При расчетах процессов теплообмена в коаксиальном канале с винтовым оребрением его размеры принимались идентичными тем, которые использовались при экспериментальном исследовании (см. гл. 12). Рассмотрим результаты расчетов теплообмена в коаксиальном канале с винтовым оребрением кольцевого зазора для случая тепловых граничных условий первого рода.
На рис. 13.5—13.7 представлены расчетные безразмерные профили составляющих вектора скорости в кольцевом при = = (/?]+Л2)/2 и радиальном сечениях. На рис. 13.5 приведен также поперечный разрез рассматриваемого канала со всеми употребляемыми обозначениями. Здесь v — среднерасходная скорость течения. Кривые на рисунках даны для различных значений z = q3/1, где I— конечная длина канала.
Для рассмотренного на рисунках случая
течения закрутка потока производится от ре-
Трубы и каналы с винтовым оребрением.
Расчеты проводились для двух форм винтовых
бра АВ в направлении ребра CD. В результате, у ребра АВ происходит более интенсив-
Рис. 13.5. Расчетные профили осевой составляющей вектора скорости течения вязкой жидкости в винтовом коаксиальном канале:
а — кольцевое сечение при (Rx+ Rp/2\ б— радиальное сечение А-А; 1 — z = 0; 2— z = 0,5; 5 — z= 1,0
554
а)	б)
Рис. 13.6. Расчетные профили окружной составляются! вектора скорости течения вязкой жидкости в винтовом коаксиальном канале: обозначения те же, что на рис. 13.5
вектора скорости на выходе из канала (рис. 13.5,а и 13.6,С кривые 3). По мере продвижения потока вдоль канала максимум отношений ^/^уменьшается. На рис. 13.6 эпюра окружной составляющей вектора скорости имеет несимметричность со смещением в сторону направления крутки потока. Особенно ярко это выражено на рис. 13.6, б', где показано распределение в радиальном сечении.
При оценке радиальной составляющей вектора скорости течения (рис. 13.7) можно сделать вывод, что она на несколько порядков меньше осевой и окружной. Особо интересны зоны действия составляющих vr. Как видно из рис. 13.7, составляющая vr возникает у поверхности винтового оребрения (поверхностей АВ и CD па рис. 13.5), а также у внутренней и наружной цилиндрических поверхностей (рис. 13.7,6); причем значение vr с разных сторон ребра различно. Со стороны поверхности CD составляющая vr больше. Совсем незначительна радиальная составляющая вектора скорости у цилиндрических поверхностей. С обогревом жидкости vr (как и другие составляющие) растет.
На рис. 13.8 приведено распределение безразмерной температуры <t> = (t- t{})/(lr- t{)) в тех же сечениях канала. Под действием крутки потока в зонах (у поверхности АВ), где вектор скорости меньше, жидкость про
гревается быстрее и соответственно профиль температур асимметричен.
Рассмотрим результаты расчетов для случая тепловых граничных условий второго рода, в частности, для широко применяемого па практике варианта — постоянства по длине и по периметру канала значения теплового потока. На рис. 13.9 представлено расчетное распределение безразмерной температуры стенки винтового коаксиального капала <l> = по его периметру.
Из рисунка видно, что по периметру винтового капала tr распределяется неравномерно. По мере приближения к лопасти оребрения температура стенки возрастает. Так как закрутка потока осуществляется от ребра АВ к ребру CD, то значение вектора скорости в зоне АВ меньше, чем в зоне CD. Соответственно /г на ребре АВ больше, чем на ребре CD. В результате у ребра АВ происходит более интенсивный прогрев жидкости, отражаемый резкой деформацией эпюр составляющих вектора скорости (рис. 13.10, кривые 3). При рассмотрении изменения 1Г по периметру наружной (BD) и внутренней (АС) поверхностей труб можно сделать вывод, что более резко температура меняется по периметру наружной поверхности трубы.
Распределение окружных и осевых составляющих в радиальном сечении А-А (рис. 13.5) па рис. 13.10 не показано в связи с малым от-
555
Рис. 13.8. Расчетное распределение температуры <t> =(t-1^) при течении вязкой жидкости в винтовом коаксиальном канале: обозначения те же, что на рис. 13.5
Рис. 13.9. Расчетное распределение температуры </> = tf/tf) по периметру винтового коаксиального канала (тепловые граничные условия второго рода):
обозначения те же, что на рис. 13.5
личием от случая граничных условий первого рода (рис.13.7).
Перейдем к рассмотрению результатов численных исследований для второй из основных форм винтовых каналов, применяемых в качестве интенсификаторов теплообмена в трубчатых элементах аппаратуры, -трубы с винтовой вставкой из скрученной ленты. Расчеты проводились для трубы диаметром 0,012 м, длиной 1,2 м и с шагом закрутки 0,033—0,34 м.
На рис. 13.11 приведено распределение безразмерных осевых и окружных составляющих вектора скорости течения для различных сечений трубы с ленточной вставкой -
556
Рис. 13.10. Расчетные профили осевой (а) и окружной (о) составляющих вектора скорости течения вязкой жидкости в винтовом коаксиальном канале (тепловые граничные условия второго рода, q = const): обозначения те же, что на рис. 13.5
а)
Рис. 13.11 Расчетные профили осевой (сплошные линии) и окружной (пунктирные линии) составляющих вектора скорости течения вязких жидкостей в трубе с ленточной вставкой:
а — радиальное сечение А-А; б~ сечение Б-Б, — безразмерная координата; обозначения те же, что на рис. 13.5
радиального сечения АА и сечения Б Б, проходящего через точку с координатой q[= R/3, т.е. через центр тяжести поперечного сечения винтового канала.
На рис. 13.12 представлено распределение радиальной составляющей вектора скорости в тех же, что и на рис. 13.11, сечениях канала с ленточной винтовой вставкой. Радиальные составляющие также малы, как и составляющие для коаксиального винтового канала. Направление их действия тоже зависит от направления закрутки ленты. Все эпюры на
рис. 13.11 и 13.12 приведены для случая тепловых граничных условий первого рода. Для тех же условий на рис. 13.13 дано распределение температурного поля. Все расчеты для трубы с ленточной вставкой проведены в предположении, что на обеих поверхностях ленты существуют тепловые граничные условия первого рода. На распределение температурного поля в сечениях канала (рис. 13.13) заметное влияние оказывает окружная составляющая вектора скорости. Зоны, прилегающие к поверхности ленты
557
Рис. 13.12. Расчетные профили радиальной составляющей вектора скорости течения вязкой жидкости в трубе с ленточной винтовой вставкой:
обозначения те же, что на рис. 13.11
Рис. 13.13. Расчетное распределение температуры <l> = (t- Q/(lr - Q при течении вязкой жидкости в трубе с ленточной вставкой:
обозначения те же, что на рис. 13.5
(рис. 13.13,а), прогреваются быстрее, что также обусловлено действием окружной составляющей.
Результаты расчетов для полностью идентичных условий течения при тепловых граничных условиях второго рода показали, что на распределение температур стенки трубы и оребрения также влияет окружная составляющая вектора скорости. Одновременно в угловых зонах канала возникают зоны более медленного течения.
На рис. 13.14 представлено распределение безразмерной температуры стенки <(> = tv/tQ по периметру и длине трубы с ленточной винтовой вставкой. Эпюры на рис. 13.14 приведены для разверток дуги АВС периметра и
поверхности АС ленты. Расчеты проведены для случаев постоянства теплового потока по длине трубы q= const и направления закрутки от точки А к точке С.
Распределение составляющих вектора скорости течения для рассмотренного варианта тепловых граничных условий второго рода также будет характеризоваться более интенсивным (по сравнению с тепловыми граничными условиями первого рода) прогревом слоев жидкости, прилегающих к плоскости ребра (рис. 13.II,а, кривая 3). Соответственно более резкой будет деформация окружной и радиальной составляющих вектора скорости течения.
Для оценки интегральных характеристик процесса теплообмена были выполнены рас-
558
Рис. 13.14. Расчетное распределение температуры <(> = tv/t^ в трубе с ленточной вставкой (тепловые граничные условия второго рода, г/= const):
обозначения те же, что па рис. 13.5
четы, оценивающие изменение локальных коэффициентов теплоотдачи по длине капала. В связи с отсутствием симметрии в поперечных сечениях рассматриваемых форм каналов и соответственно в распределении локальных коэффициентов теплоотдачи проводилось их усреднение по периметру капала (что и позволило отнести их к интегральным характеристикам).
На рис. 13.15 приведены графики изменения усредненных по периметру локальных коэффициентов теплоотдачи по длине коаксиального винтового канала. Условия расче-
Рис. 13.15. Динамика изменения усредненных по периметру локальных коэффициентов теплоотдачи:
1- Q = 10’7м’/с; 2 — Q= 10-'’м7с; 3-Q=2  10 "м’/с
та идентичны условиям, в которых получены графики, представленные па рис. 13.5—13.8. Кривые на рис. 13.15 соответствуют различным значениям расхода.
Для удобства анализа полученных решений на всех рисунках, отражающих гидродинамические характеристики потока, представлены эпюры радиальной vf, окружной v и осевой vz составляющих вектора скорости вместо используемых в постановке задачи функций 0)3, % v3 или и1, 1Г, гА
Каналы с винтовой накаткой. Результаты расчетов векторных величин для удобства представления преобразованы к физическим компонентам цилиндрической системы координат и приведены к безразмерному виду
Рис. 13.16. Распределение осевой составляющей вектора скорости в канале с винтовой накаткой:
а—радиальное сечение; б'—кольцевое сечение; 7-5/74=2,86. d/D = 0,72; 2 -S/D = 1,79, d/D = 0.72; 3 -S/D =0,72, d/D =0,72
559
Рис. 13.17. Распределение радиальной составляющей вектора скорости в канале с винтовой накаткой: обозначения те же, что на рис. 13.16
При этом использовались следующие соотношения:
v=v
1 ЭТ K(q')2 J?1)2 2 q' dq2 v A 3 A
A 3 A dq'’
у =v3 К(д'}2^ щ}Кд'^_
1 A A A A dq'’
эт к э2т
A2)2’
д' ЭЧ>
_K±_
co. =(o4+#9l-^f—Yi-KV-^j--r
*	\A )	4 dqA dq'
.K2
3(?V 
На рис. 13.16—13.18 показаны расчетные эпюры компонент вектора скорости для радиального и кольцевого сечений канала с винтовой накаткой.
Как видно из рис. 13.16, эпюра осевой составляющей вектора скорости vz имеет несимметричную форму, причем в области расположения выступа накатки она приобретает более выпуклый характер. Отношение vjv достигает максимального значения в
точке, соответствующей центру трубы с винтовой накаткой. В кольцевом сечении эпюра также несимметрична.
На рис. 13.17,6 эпюра распределения vjv в кольцевом сечении канала имеет изгибы в областях, непосредственно примыкающих к выступу. Кроме того, здесь также существует уклон к оси ординат на отрезке ф/(2тс) = 0,5-ь1.
В радиальном сечении канала это выражается несимметричностью распределения vr относительно центра канала. Как видно из рис. 13.17, а, ^достигает максимальных значений на некотором расстоянии от стенок канала, а затем, по мере продвижения к центру уменьшается до отрицательного значения. В части канала, где расположен выступ накатки, изменение происходит более резко. В этой области (vr/v)niax имеет меньшие значения, чем в области гладкой стенки (на 10—40%).
Как видно из рис. 13.18,а, в радиальном сечении эпюра распределения имеет аналогичный характер. При этом ^достигаетмаксимальных значений на некотором расстоянии от стенок канала, затем уменьшается. В области расположения выступа накатки, как и для эпюры vr, (v /v )П1ах имеет меньшие значения, чем в области гладкой стенки. В кольцевом сечении (рис. 13.18,6) эпюра распределения Vy отклоняется от горизонтальной оси и имеет изгибы в областях, непосредственно примыкающих к выступу. Эта область достаточно узкая, соизмеримая с размерами выступа винтовой накатки.
560
Рис. 13.18. Распределение окружной составляющей вектора скорости в канале, с винтовой накаткой: обозначения те же, что на рис. 13.16
б)
а)
б)
Рис.13.19. Распределение температуры 9 в поперечном сечении трубы с винтовой накаткой для тепловых граничных условий первого рода 0,25): обозначения те же, что на рис. 13.16
Наименьшее значение (^z)max имеет эпюра 3, соответствующая трубе с наименьшим шагом S/Z)=0,72 и наибольшей высотой d/D= 0,72 накатки. Эпюры распределения vr и в этом случае имеют наибольшие значения (<Уг)тах и (Vq)nrdK и наибольшее смещение к центру канала (рис. 13.17,а и 13.18,а, пунктирные линии).
На рис. 13.19 показано распределение температуры 0 в исследуемом канале для тепловых граничных условий первого рода. При этом можно отметить асимметричность распределения температуры в радиальном сечении канала. В области расположения выступа накатки изменение температуры в радиальных направлениях носит более резкий харак
тер. Вследствие этого возрастает перепад температур непосредственно у стенок канала, что способствует отводу теплоты от этих стенок из-за роста температурного напора в пристенной области. Как видно из рис. 13.19, распределение температуры в канале зависит от его геометрических характеристик. Так, с ростом высоты накатки hs и уменьшением ее шага S эпюра 0 приобретает более пологий вид по всей длине трубы (рис. 13.20). Аналогичную форму имеет эпюра распределения температуры в сечении исследуемого канала при тепловых граничных условиях второго рода (рис. 13.21).
Однако более высокие значения компоненты vz в области расположения выступа на-
561
a)
Рис. 13.20. Распределение температуры 0 по длине трубы с винтовой накаткой (S/D= 1,79; d/D = 0,72) для тепловых граничных условий первого рода:
1 — д/1=0; 2— q/1 = 0,25; 3 — q/1 = 0.5; 4 — q/1; остальные обозначения те же, что па рис. 13.16
Рис. 13.21. Распределение температуры по длине трубы с винтовой накаткой (S/D = 1,79, d/D = 0,72) для тепловых граничных условий второго рода (кольцевое сечение): обозначения те же, что на рис. 13.20
катки вызывают снижение температуры стенки. Это также способствует росту' температурного напора в направлениях, поперечных основному течению, и увеличивает интенсивность теплоотдачи в пристенной области (рис.13.21, 13.22).
Теплогидродипамическую эффективность метода интенсификации можно оценить сравнением значений коэффициента теплоотдачи и гидравлических потерь др/dq/ соответствующих течениям вязких сред в трубе с винтовой накаткой и в гладкой трубе.
На рис. 13.23,а показано изменение ло-
Рис. 13.22. Распределение температуры по периметру трубы с винтовой накаткой для тепловых граничных условий второго рода:
обозначения те же, что на рис. 13.20
кального коэффициента теплоотдачи подлине канала для труб с винтовой накаткой, имеющих различные геометрические характеристики и для гладкой трубы.
Как видно из рисунка, в трубах с накаткой значительно выше, чем в гладкой трубе, причем с увеличением высоты накатки и уменьшением шага ал приобретает более высокие значения. Так, ал достигает максимального значения при течении жидкости в трубе с минимальным шагом S/D = 0,72 и с наибольшей высотой d/D = 0,72 винтовой накатки.
На рис. 13.23,б' показано распределение dp/dq?* по длине исследуемых каналов. Из ри-
562
ал>Вт/(м2-К)
Рис. 13.23. Распределение локального коэффициента теплоотдачи и гидравлических потерь подлине трубы с винтовой накаткой с различными геометрическими характеристиками:
а— распределение а;); б— распределение др/дер-, 1 — S/D= 0,72, d/D- 0,72; 2— S/D^ 1,79, d/D-- 0,72; 3— S/D= 0,72, d/D = 1,44; 4 — гладкая труба
dp/dq3-]O~3
Рис. 13.24. Распределение модуля вектора вихря в продольном сечении трубы с винтовой накаткой
сунка видно, что с ростом hs.уменьшением 5 значение Ър/dq^ повышается, а трубе, которой соответствуют максимальные значения а р в то же время соответствуют и максимальные гидравлические потери.
Для анализа механизма возникновения эффекта интенсификации теплообмена представляет особый интерес область, заключенная между выступами винтовой накатки. На рис. 13.24 приведено распределение модуля вектора вихря в продольном сечении канала, заключенном между двумя выступами. При этом результаты расчета даны в виде кривых, отображающих отношения модуля текущего ш к среднему по сечению значений |.
Как видно из рисунка, непосредственно у выступов накатки отношение |ш|/|С5| резко возрастает. Это подтверждают данные расчета распределения вектора скорости v, свидетельствующие о резком росте напряжений сдвига в этой области. Сравнение абсолютных значений компонент вектора вихря со,, соф, ^показывает, что значения 0)^ и со2 в пристенной области значительно превышают значения со,, за исключением слоев, прилегающих непосредственно к выступам (рис. 13.25—13.27). С уменьшением шага винтовой накатки и увеличением ее высоты зона интенсивных сдвиговых напряжений расширяется в направлениях, поперечных направлению основного течения. Соответственно растет и гидравлическое сопротивление. Таким образом, максимальный эффект интенсификации теплообмена достигается для трубы с максимальной высотой d/D = 0,72 и минимальным шагом S/D = 0,72 накатки. Однако гидравлические потери в этом случае имеют наивысшие значения.
Анализ влияния высоты выступа на тепловые и гидродинамические характеристики показал, что в системах с ограничениями по гидравлическому напору наиболее выгодно применять накатку с низкими выступами:
563
Рис. 13.25. Распределение осевой компоненты вектора вихря в продольном сечении трубы с винтовой накаткой: обозначения те же, что на рис.13.16
Рис. 13.26. Распределение радиальной компоненты вектора вихря в трубе с винтовой накаткой: обозначения те же, что на рис. 13.16
S/D= 1,78, d/D= 0,85. В этом случае достигается существенный рост интенсивности теплообмена при сравнительно небольшом увеличении гидравлического сопротивления по сравнению с гладкой трубой.
Увеличение шага винтовой накатки также дает некоторое снижение значений гидравлического сопротивления, но в значительно меньшей степени, чем при уменьшении ее высоты. Поэтому в системах, где требуется достичь больших эффектов интенсификации с некоторым запасом по гидравлическому напору, выгоднее применять трубы со следующими геометрическими характеристиками при прочих равных условиях: S/D= 4,28, d/D= 0,72.
Каналы со спирально-винтовой проволочной вставкой. Численные исследования
гидродинамических и тепловых процессов в каналах со спирально-винтовыми проволочными вставками также проводились при условиях, идентичных экспериментальным.
В целом результаты этих исследований ка-чественно совпадают с результатами, приведенными выше, для каналов с винтовой накаткой. Интерес представляет только более подробное рассмотрение результатов численных исследований в зоне расположения витка проволочной вставки.
На рис. 13.28 показано расчетное распределение линий равных значений модуля вектора вихря в поперечном сечении трубы со спирально-винтовой проволочной вставкой. При этом результаты расчетов даны в безразмерном виде как отношение модулей текуще-
564
Рис. 13.27. Распределение окружной компоненты вектора вихря в трубе с винтовой накаткой: обозначения те же, что на рис.13.16
Рис. 13.28. Распределение модуля вектора вихря в поперечном сечении трубы со спирально-винтовой проволочной вставкой (Re = 7,2; d/D = 0,8; S/D = 0,33):
а — общий вид распределения линий равных значений модуля вектора вихря; б— то же укрупненный вид в зоне расположения вставки
го ш к среднему по сечению канала значений |СЗ|. Как видно из рисунка, непосредственно у витка спирали отношение |ш|/|ш| (как и в предыдущем случае) резко возрастает. Следует отметить (рис. 13.28,6) наличие застойных зон под витками спирали.
На рис. 13.28 точки граничных поверхностей, используемые в дальнейшем для наглядного понимания происходящих процессов обозначены А—Н, Так, например, сечения A-S и В-P расположены на расстоянии двух узлов численной сетки от точек L и К, линии, соединяющие центр витка и точки С, D, Е и G, делят границу поверхности спирали под углом 120° к вертикальной оси MF.
На рис. 13.29 представлено аналогичное распределение модуля вектора вихря для более высоких значений числа Re (Re = 314). Из рисунка видно, что с увеличением числа Re изменения | и | / |С51 над витком спирали и продвижение вихря в центр потока происходят менее интенсивно, в то же время застойные зоны под витком остаются практически без изменений.
На рис. 13.30, 13.31 приведены расчетные распределения осевой, окружной и радиальной составляющих вектора скорости. Как видно из рис. 13.30, изменение vz в горизонтальном сечении Т-Нсоответствует пуазейлевско-му. В сечениях A-S'и В-P, примыкающих к вит-
565
а)	б)
Рис. 13.30. Распределения осевой (а) и окружной (б) составляющих вектора скорости в радиальных сечениях трубы со спирально-винтовой проволочной вставкой:
1 — радиальное сечение A-F; 2 — радиальное горизонтальное сечение Т—II; 3— радиальные сечения А-S и В-Р
Рис. 13.31. Распределение радиальной составляющей вектора скорости в кольцевых (а) и радиальных (б) сечениях трубы со спирально-винтовой проволочной вставкой:
1 — кольцевое сечение, соответствующее г = R/?>; 2 — кольцевое сечение F-F; 3 — радиальное сечение В-Р; 4 — радиальное сечение Л/-Г; 5 — радиальное сечение Л-5
566
ку спирали, происходит уменьшение значения и2, в радиальном сечении над витком спирали N-Fраспределение vz несимметрично.
Аналогичная картина наблюдается и при распределении окружной составляющей вектора скорости. Следует отметить некоторое уменьшение значений в радиальном сечении N-F, расположенном над витком спирали. Распределения vz и в кольцевых поперечных сечениях на рис. 13.30 не приведены в связи с их полной симметрией.
Анализ результатов расчетов радиальной составляющей вектора скорости vr (рис. 13.31) показывает, что vr равно не более 20% среднерасходной скорости v, при этом наибольшие значения наблюдаются в зоне витка спирали. Отрицательные и положительные значения vr расположены симметрично.
В радиальном сечении N-F, находящемся над витком спирали, составляющая иг только положительна (рис. 13.31,кривая 4), не превышает 5% среднерасходной скорости v и существует практически до 1/3 радиуса трубы. В радиальных сечениях А-S и В-Р (рис. 13.31,б кривые 3 и 5) дважды происходит смена знаков при этом наибольшие значения наблюдаются у центра витка спирали. Под выступом витка происходит резкое уменьшение vr. Смена знаков значений vr в радиальных сечениях зависит от направления закрутки потока. По всей основной площади поперечного сечения капала радиальная составляющая вектора скорости vr близка к пулю.
13.4. Гидродинамика и теплообмен при ламинарном течении жидкости в дискретно-шероховатых каналах
Основные допущения и краевые условия. Рассмотрим задачи теплообмена при ламинарном течении в трубах с периодической поперечной дискретной шероховатостью па внутренней их поверхности для граничных условий «прилипания» жидкости па стенке.
Каналы и трубы с поперечной дискретной шероховатостью имеют накатки любой произвольной формы поперечного сечения па внутренней поверхности трубы, вставки пря-
моуголыюго, треугольного каплеобразного и другого сечения. К ним также можно отнести каналы конфузорно-дифузорного типа или с другими периодическими сужениями (расширениями) по длине канала, например, трубы аппаратов, описанных в [166, 169].
Объединяющим моментом при этом будем считать, что накатка, вставки или выступы расположены поперечно с определенным шагом по длине трубы или канала. Как и для случая винтовой дискретной шероховатости, математическую модель построим для шероховатости произвольной формы поперечного сечения, что будем производить при следующих допущениях:
1)	течение жидкости ламинарное, установившееся: со сформировавшимся профилем скорости на входе в канал;
2)	реологическое поведение жидкости подчиняется реологическому уравнению состояния (13.6);
3)	перенос теплоты вдоль направления основного движения за счет теплопроводности мал по сравнению с вынужденным переносом в этом же направлении;
4)	плотность, удельная теплоемкость и теплопроводность жидкости в ходе процесса меняются незначительно;
5)	силы тяжести входят в уравнения движения не явно, а через избыточное давление;
6)	в связи с тем, что для рассматриваемых жидкостей число Рг » 1, гидродинамическая релаксация много меньше тепловой, и процесс можно считать квазистационарпым. Соответственно профиль вектора скорости почти мгновенно подстраивается под изменение температурного поля;
7)	па поверхности контакта жидкости со стенкой трубы действует нулевое граничное условие для вектора скорости (условие «прилипания»).
Введем цилиндрическую систему координат, ось Oz которой направлена вдоль оси трубы. При этом геометрическое описание поперечной накатки дискретной шероховатости можно представить в виде поверхности вращения вокруг оси Oz некоторой функции /(2) (рис.13.32).
567
Рис. 13.32. К описанию границ канала с поперечной дискретной шероховатостью в виде плавно очерченных накатанных выступов
Математическая модель, как обычно будет базироваться на фундаментальной системе уравнений механики сплошных сред: уравнений сохранения массы, переноса количества движения и переноса теплоты. Как и геометрические характеристики труб и каналов, эта система уравнений совместно с граничными и начальными условиями инвариантна относительно произвольных поворотов вокруг оси Oz. Это позволяет постулировать еще одно допущение:
8)	распределение вектора скорости симметрично относительно произвольных поворотов вокруг оси Oz или
^ = 0,	(13.67)
Эф
где г=г, ф, z; vz— физические компоненты вектора скорости.
Для отыскания конкретных решений необходимо добавить условия однозначности:
1)	начальное условие для температуры, характеризующее распределение температуры жидкости на входе в канал: dz = o = /i(r> ф), а с учетом симметрии по направлению ф имеем dz = o = ^(r)- В подавляющем большинстве случаев, встречающихся на практике, в качестве принимается значение
11 2=q = t(} = const;	(13.68)
2)	граничное условие для температуры (одно из трех):
/| эк = = c°nst;	(13.69)
= y(z);
эк
(13.70)
(13.71)
где q(z) — заданный тепловой поток на боковой поверхности ЭК; а(Иэк ~ заданный на поверхности ЪКзакон теплообмена.
Граничные условия (13.69)—(13.71) можно также записать в общем виде (13.16);
3)	условие симметрии поля температуры:
Э/ дг
(13.72)
4)	граничное условие прилипания жидкости на боковой поверхности ЭК [см. (13.13)];
5)	заданное значение расхода жидкости через поперечное сечение [см. (13.14)].
Тогда на основании принятых допущений, имеем следующую систему уравнений:
2 \
г J dr г dr
(13.73)
(	dv vrv^
Р +	2 +----
I or dz г
+±А(г2Т0 ) + ^Х.
г2 dr Tv) dz ’
\=--^+
Г Эф
(13.74)
(13.75)
-^-(н/г)+^ = 0;	(13.76)
г dr dz
dt dt
Vrdr+Vzdz~a
гЭг( dr J dz2
Ф
+-----, (13.77)
pep
где Ф = 0,5T°:B — диссипативная функция; p, c?, а— соответственно плотность, удельная теплоемкость и температуропроводность
568
жидкости; 7^- - компоненты девиатора тензора напряжений; здесь г, j = г, ф, z .
Рассмотрим уравнение (13.74). Так как все его слагаемые, за исключением ЭД/Эф, являются функциями только г и z, то составляющая dp/d<p должна иметь постоянное значение, а в силу периодичности задачи по направлению ф будем иметь
Э/>/Эф = 0.
Основные данные задачи не содержат каких-либо сведений, указывающих на наличие окружной составляющей вектора скорости г>ф. Следовательно, в системе уравнений (13.73)—(13.77) можно положить г>ф = 0.
После определения тензора В (для модели (13.6)), основных операторов (grad, rot, div), ковариантных и контравариантных компонент, символов Кристофеля для цилиндрической системы координат и перехода к физическим компонентам имеем следующую систему уравнений:
( dvr	dvr
dr	dz
'фф.
г
(13.78)
4"' £+°-	}+^; (1з'79)
dr dz J dz r dr dz
(13.68)—(13.72) и зависимость (13.82) представляет собой замкнутую систему из четырех уравнений для четырех неизвестных функций vv ри t.
Постановка в форме вихрь-функция тока. Наиболее удобной формой записи уравнений при отсутствии заданных граничных условий для р является форма, получаемая введением функции тока и вихря щью соотношений
1 ЭТ 1 ЭТ
4 " г dz 1 Vz ” г dr ;
с помо-
(13.83)
(13.84)
При этом тождественно выполняется уравнение неразрывности (13.80). В дальнейшем, в целях упрощения записи, индекс у соф будем опускать и ввиду равенства нулю других компонент вектора вихря будем называть эту компоненту функцией вихря.
Для получения уравнения переноса вихря выполним перекрестное дифференцирование (13.78) и (13.79) и найдем из разность.
Введем в полученное соотношение функции тока Т и вихря со с помощью (13.83) и (13.84). В итоге получим следующее уравнение:
1 d	dv
_4_(wr)+3_ = 0;
r dr	dz
(13.80)
ЭТ Э Гео dz Эг1 г
1ЭТЭсо _ Э цЭ(сог)^ г dr dz J dr r dr
Э/ dt 1 Э ( ЭМ d2t 1 Ф vr~r + v*T = a “3" rT +4~2 +~^-dr dz |_rdr( dr) dz J pC^
(13.81)
d ( Эсо^ dzI dz }
d Г Эц Э Г1ЭТ
+ — 2——----
3z|_ dr drlr dz
Выражение I2 для имеет вид
132tP
r dz2
Эг1 r dr
эГэцрэ2^
dr dr r dz2
Л vr	Y
4=4 —+ 4^ + 2 —^ + —+
I or J r I dz dr J
(13.82)
Таким образом, система (13.78)—(13.81) совместно с условиями (13.13), (13.14),
d r i э*р Y] „dnia2*? dr r dr J) dz r drdz
(13.85)
В качестве второго основного уравнения будем использовать (13.84), где вместо компонент vr и vz введем их выражения через функцию Т:
569
эрэчо эрэт
Эх I г dz I dr I г дг
(13.86)
Преобразуем также уравнение энергии (13.81) путем введения в него функции тока Т:
1 ЭТ 1 ЭТ dt г dz dr г dr dz
где
л J a fi ат ф=ц 2 э7 7эГ
_a_fiarp2 dr I r dr J .
1 д ( dt У d2t 1 Ф
----Т--- “I---Т “I---, гЭг^ dr J dz2 J рср
2 рт Y r41 Эх 1
J а пат'й2
+2 T “T” l oz(r or J J
(13.87)
а рэт Эх I г dz
(13.88)
тор-функции v принимают нулевое значение на боковой поверхности dK области К, периодичны по координате zc периодом, равным шагу накатки или дискретной шероховатости S, и не зависят от координаты ф.
Запишем систему гидродинамических уравнений, определяющих течение в К и ус-
ловия однозначности:
Lv = р (gradv • v )+ grad р - divT°= 0;	(13.89)
diw = 0;	(13.90)
v(z + S) = v(z);	(13.91)
v|3K=0;	(13.92)
у(ф(х)) = Рф(х)у(х), (x)e/C	(13.93)
Таким образом, задача имеет вид (13.85)— (13.87) с указанными условиями (13.68)— (13.72), а также (13.13) и (13.14), преобразованными применительно к функциям 4х и СО.
Следует отметить, что дальнейшая численная реализация всей модели производится по итерационному принципу послойно по длине трубы. Поскольку рассматриваются задачи течения жидкости в трубе с периодической поперечной шероховатостью, то изотермическое течение жидкости в такой трубе или канале можно считать также периодическим с периодом по направлению z, равным шагу дискретной шероховатости 5.
Таким образом, на каждом слое z7 по длине трубы, равном S, температурное поле будет считаться известным и использоваться для нахождения всех гидродинамических характеристик потока с дальнейшим итерационным уточнением. Болес подробно алгоритмы и методы численной реализации задачи изложены в [183].
Постановка гидродинамической задачи в приближении Галеркина. Рассмотрим пространство W соленоидальных вектор-функций v определенных в трехмерной области К, (дискретно-шероховатый канал). Век-
Смыслом условия (13.93) является симметрия относительно поворотов на угол ф [183]. Соотношение (13.91) отражает периодичность решения, а левую часть (13.89) можно рассматривать как результат воздействия некоторого оператора L на элемент v пространства IV.
Умножим (13.89) скалярпо па произвольный вектор he Wn проинтегрируем поХ— произвольной части X, ограниченной двумя плоскостями, перпендикулярными оси канала Oz и отстоящими друг от друга на расстоянии S.
В результате получим
(Lv • h) = JJJ{grad p • h - di vT° • h + к
+p( (gradv • v) • h)}dK = 0.	(13.94)
Применяя к (13.94) преобразования, аналогичные тем, что выполнены в § 13.2, и используя условие периодичности (13.91), получаем: поиск решения системы (13.89)— (13.92) эквивалентен отысканию элемента vg W из (13.94).
Как известно, метод Галеркина приближенного решения уравнения Lv = 0 заключается в следующем.
В пространстве Wзадается последователь
570
ность hb ..., h„, ...» обладающая следующими свойствами:
1) h,- g IVпри любых i\
2) элементы hb ...» h„ линейно независимы при любом п;
3)система элементов {hj полна в IV.
При помощи {hj строится последовательность конечномерных подпространств VVn, где Wn — линейная оболочка векторов hh ..., hn.
Галеркинским приближением Lv ~ 0 решения уравнения называется вектор
v”=tC*h*’
k=\
удовлетворяющий системе уравнений
(Lv",hJ = 0, * = 1~^.	(13.95)
Здесь (Lvn, hA) означает значение функционала Lvn на элементе h^. В нашем случае вектор vn удобно разложить по базисным функциям hn в следующей форме
к,м
vNM = '£Aij(h,ijer+hzijet), (13.96)
где hrij и hzij выбираются так, чтобы выполнялось условие соленидальности векторов hk(k = М):
1 ЭХ--	1 ЭХ,. ----- ------
h^j=----г=0Л;>0,М.(13.97)
7 г dz	г dr
Функции X-j можно выбирать различными способами, например, в виде полиномов, сплайнов и др.
Для получения конкретной записи системы Галеркина (13.95) необходимо выразить подынтегральные члены через компоненты вектора скорости.
В итоге получим систему нелинейных уравнений относительно коэффициентов разложения А,;-:
\',М N.M	N.M
AnmAk№nmklij +	P„^+YV=O, (13.98)
n,7n=\k,l~()	n,m=\
где a„mklij и Yy - соответствующие интегральные выражения.
Для решения нелинейной системы Галср-кина (13.98) использовались методы линеаризации и итерационные процедуры [183].
Уравнение переноса энергии в приближении Галеркина. Представим уравнение переноса энергии (13.81) или (13.87) в виде
Ф
+----,(13.99)
Рср
1ЭТ	1 ЭТ
где or = vr	oz=v2=——.
г dz	г dr
Разложим температуру в ряд по базисным функциям
t = Ygnyn(r,z),	(13.100)
7? = 1
где у п — полная и линейно независимая система функций .
Систему Галеркина получим из условия ортогональности невязки для (13.99) базисным функциям ук в пространстве /^(Г^) (Г20 — продольное сечение Участи К):
"=1 О(,
°г дг
—О2^— >ykrdrdz = — [[-^-yl‘rdrdz. (13.101) Эг1 Ц,рср
или в общем виде
ЪА^п=Ек.	(13.102)
П = 1
Таким образом, решение уравнения переноса энергии свелось к решению системы линейных уравнений (13.101) с учетом дополнительных условий, получаемых подстановкой (13.100) в граничные условия для температуры. Для решения этой системы следует сделать выбор базисных функций и определить метод ее решения. Базисные функции, построенные па основе метода
571
конечных элементов (МКЭ), и методы решения (13.102) приведены в [183].
13.5. Результаты численных исследований и анализ возникающих эффектов в каналах с пристенными интенсификаторами теплообмена
Численные исследования для каналов с поперечной дискретной шероховатостью также проводились в условиях, идентичных экспериментальным. На рис. 13.33 приведено расчетное распределение модуля вектора вихря при течении вязкой ньютоновской жидкости в продольном сечении канала между двумя соседними выступами накатки. Для удобства дальнейшего анализа исследуемая область в поперечных и продольных направлениях разбита на сечения A-К и I-VL Представленные на рисунке и далее гидродинамические характеристики рассчитаны для случая изотермического течения .
Как видно из рисунка, значения |w|/|w| резко возрастают над выступом шероховатости, при этом зона за выступом характеризуется более значительным по оси Oz вихреоб-разованием. На участке канала между выступами вихреобразование смещается к стенке канала.
На рис. 13.34 приведено аналогичное распределение модуля вектора вихря, но для больших чисел Рейнольдса (Re = 295). Как видно из рисунка, с повышением числа Re за выступом накатки вихреобразование резко увеличивается с тенденцией перехода в центральную часть потока. Это, в свою очередь, приводит к относительно большему увеличению гидравлического сопротивления.
На рис. 13.35, 13.36 представлены расчетные эпюры компонент vz и vT вектора скорости при течении вязкой жидкости в радиальном сечении канала с поперечной дискретной шероховатостью в виде плавноочерчен-ного накатанного выступа. Для сравнения на рис. 13.35 приведено распределение вектора скорости в гладкой трубе (кривая 7). Как видно из рисунка, на выступе шероховатости (кривая 2) максимум vz смещается в пристенную зону течения. За выступом, в сечениях
Рис. 13.33. Распределение модуля вектора вихря при течении вязкой ньютоновской жидкости в продольном сечении канала с поперечными накатанными выступами (S/D = 0,66; d/D = 0,8; Re = 132)
Рис. 13.34. Распределение модуля вектора вихря при течении вязкой ньютоновской жидкости в продольном сечении канала с поперечными накатанными выступами (Re = 295)
C—D, M-Nn Е-F (рис.13.33), эпюра сглаживается, при этом максимум vz остается в пристенной области.
Анализ распределения радиальной компоненты вектора скорости (рис. 13.36) показывает, что при набегании потока на выступ шероховатости и при обтекании его происходит смена направлений радиальной компоненты вектора скорости. Как видно из рисунка, при набегании потока на выступ (кривые 7 и 2) область положительных значений vT расширяется с увеличением vr в центре потока. После подъема на выступ шероховатости происходит резкое изменение направления vT (кривая 3). За выступом шероховатости (кривая 4) значение vrB центральной части потока уменьшается, а в пристенной области возрастает.
Для более подробного понимания гидродинамических процессов на рис. 13.37 представлены результаты расчетов распределе-
572
Рис. 13.35. Распределение осевой составляющей вектора скорости при течении вязкой жидкости в радиальных сечениях канала с поперечными накатанными выступами (Re = 132):
I - гладкая труба; 2— сечение A-В (см. рис. 13.33); 3 — сечение CD, M-N, E-F\ v — среднерасходное значение скорости
Рис. 13.36. Распределение радиальной составляющей вектора скорости при течении вязкой жидкости в радиальных сечениях канала с поперечными накатанными выступами (Re=132):
1-4 — сечения соответственно L-K, EF, АВ, С-D (см. рис. 13.33)
Рис. 13.37. Распределение второго инварианта тензора скоростей деформации на границе канала с поперечными накатанными выступами
Рис. 13.38. Расчетное распределение безразмерной температуры 9 =(^ - Z)/(^. - ^j) в радиальном сечении канала с поперечными накатанными выступами для случая тепловых граничных условий первого рода (Re =132, z//=0,4)
ния второго инварианта тензора скоростей деформации /2 на границе канала (второй узел численной сетки от стенки канала). Как видно из рисунка, на выступе шероховатости (участок АС) и перед выступом (участок вокруг точки Е) наблюдается резкое возрастание /2.
Результаты расчетов температурных полей в потоке вязкой ньютоновской жидкости приведены на рис. 13.38.
573
13.6. Теоретическое обоснование эффектов интенсификации
при ламинарном течении капельных жидкостей
Приведенные выше результаты экспериментальных исследований но интенсификации теплообмена при ламинарном течении капельных жидкостей подтверждают, что наибольшие эффекты могут быть достигнуты при воздействии на пристенную область течения.
Задача состоит в том, чтобы обеспечить наибольшую эффективность теплоотдающей поверхности за счет перемещения элементарных объемов жидкости по сложным траекториям в пристенной области течения. При этом самым главным является по возможности не допустить эти сложные перемещения элементарных объемов в центральную часть канала. Не выполнение этого условия приведет к очень низкой, а может быть и отрицательной эффективности метода интенсификации в связи с преобладающим по сравнению с приростом теплоотдачи увеличением гидравлического сопротивления.
Очевидно, что обеспечить эти условия можно лишь при достаточно строгом моделировании и последующем анализе исследуемых процессов. Определяющую роль в закономерностях изменения теплоотдачи на стенках каналов с дискретной шероховатостью играет распределение кинетической энергии потока. Рассмотрим этот вопрос применительно к ламинарному течению более подробно.
Проведем ряд преобразований системы уравнений движения с целью получения баланса механической энергии, последующего расчета и анализа его составляющих [183, 221].
Уравнение механической энергии получается при помощи скалярного умножения динамического уравнения на вектор скорости:
pv • (grad v • v) = pv • ((В + W) • v) =
= pv-((B-W)-v) + 2pv-(W-v).	(13.104)
Преобразуем grad £, где E = — (v)2 — кинетическая энергия:
grad E = ~grad (v)2= |grad(v • v)= p(grad v)r- v = = p(B + W)r- v = p[Br- v + WT- v].
Так как, как уже говорилось в предыдущих главах, В — симметричный, a W — кососимметричный тензоры, то
grad £=р [ В • v - WT- v j.
Тогда из (13.104) получим
pv-(grad v-v) = v-grad £ + 2pv-(W-v). (13.105)
Для второго слагаемого правой части (13.105) имеем
2pv • W • v~pv • (grad v • v) -- pv • (grad v)f • v = 0
(13.106)
по определению транспонированного тензора.
Тогда (13.103) можно записать как
v • grad £ = v • divT° - v • grad/?,	(13.107)
или с использованием тождества
v • divT°= div(T° • v) - Т° :grad v =
= div(T° - v)-T°:B	(13.108)
представить в виде
v • grad £=div (T°- v) -T° :B - v • grad /?. (13.109)
Из (13.105) и (13.106) следует, что
pv • (grad v • v) - v • grad E= 0,
или
v • [p(grad v • v)- grad £] = 0.
v• p(grad v• v) = v-divT0 - v-grad/?. (13.103)
Рассмотрим левую часть (13.103)
Это означает, что вектор grad£-- p(grad v • v) перпендикулярен вектору v. Из (13.107) получим
574
V • [grad E - div (-pl + T*)] = 0.	(13.110)
Тогда вектор gradE- div (-pl + To) также перпендикулярен вектору v.
Очевидно, что в (13.110)
div (-pl + То)	(13.111)
— работа поверхностных сил; в (13.109)
v • gradE	(13.112)
—	изменение кинетической энергии; вектор
T’-v	(13.113)
—	поток энергии;
div (T’-v)	(13.114)
—	чистый приток энергии, обусловленный работой поверхностных девиаторных сил;
Т°: В	(13.115)
—	диссипация энергии;
grad р • v	(13.116)
—	работа сил давления.
В результате проведенных выкладок и анализа баланса механической энергии, представленных в виде (13.111)—(13.116), становится возможным провести анализ происходящих процессов на физическом уровне и в первую очередь распределения кинетической энергии в потоке жидкости. Рассмотрим эти принципиальные моменты более подробно на конкретных примерах.
На рис. 13.39 приведены результаты расчетов распределения кинетической энергии потока вязкой ньютоновской жидкости в поперечных радиальных сечениях трубы со спирально-винтовой проволочной вставкой (здесь Е — средняя по сечению кинетическая энергия). Кривая 7 на рис. 13.39 соответствует распределению кинетической энергии в сечении N-F (см. рис. 13.28), расположенном над витком спирали, кривая 2— распределению в горизонтальном радиальном сечении Т-Н и кривая 3— распределению кинетической энергии в сечениях AS и В-P. Как видно из рисунка, максимум Е смещен от центра трубы в сто-
Рис. 13.39. Распределение кинетической энергии потока вязкой ньютоновской жидкости в трубе со спирально-винтовой проволочной вставкой:
обозначения те же, что на рис. 13.30
рону витка спирали. В сечениях, расположенных в зоне витка спирали (кривые 7 и 3), также происходит уменьшение значения £. Распределения кинетической энергии в поперечных кольцевых сечениях на рис. 13.39 не показаны ввиду их симметричности.
Для идентичных условий течения был также проведен расчет распределения второго инварианта скоростей деформации па стенках трубы со спирально-винтовой проволочной вставкой (рис. 13.40). Фактически на рис. 13.40 представлена развертка периметра граничной поверхности витка спирали и распределение на нем (второй узел численной сетки от границы) функции 72.
Как видно из рисунка, в областях, расположенных вблизи точек С-Еи D-G(cm. рис. 13.28),
Рис. 13.40. Распределение второго инварианта тензора скоростей деформации на границе (второй узел численной сетки) трубы со спирально-винтовой проволочной вставкой:
обозначения те же. что на рис. 13.28
575
Ф, Па/с
Ф, Па/с
Ф, Па/с
Рис. 13.41. Распределение диссипации энергии потока вязкой ньютоновской жидкости в трубе со спирально-винтовой проволочной вставкой:
а — кольцевое сечение; б— радиальное сечение, проходящее через точку G; в — радиальное сечение, проходящее через точку Е; 1 — сечение G£>, 2 — сечение L-K> G' и Е' — точки на поверхности вставки, образованные лучами, проходящими через точки G и Е; остальные обозначения те же, что на рис. 13.28
происходит резкое многократное увеличение значений /2. Между точками Си D происходит плавное уменьшение значений /2 с минимумом в верхней точке витка спирали F.
На рис. 13.41 представлены результаты расчетов по определению диссипативной функции Ф = 1/2 (Т°: В). Из рисунка видно, что в зонах расположения точек С, D и L, К происходит резкое увеличение значений Ф, причем в верхней части витка спирали (рис. 13.41 кривые 1) значения Ф больше, чем в нижней (кривые 2, точки L и К). В нижней части витка спирали опять происходит резкое увеличение функции Ф (рис. 13.41,6,в).
Таким образом, максимумы расположения диссипативной функции Ф приходятся на зоны, расположенные в верхней и нижней частях периметра витка спирального проволочного интенсификатора.
Интерес представляют эпюры распределения работы сил давления А2 = grad р • v (рис. 13.42) и работы поверхностных девиатор-ных сил Aj = div Т°- v (рис. 13.43).
Из рис. 13.42 видно, что в поперечных кольцевых сечениях эпюры распределения работы сил давления симметричны, а в поперечных радиальных сечениях максимум работы А2 несколько смещен от оси трубы в пристенную область расположения витка спирального ин
тенсификатора. Из рис. 13.43 также видно, что эпюры работы девиаторных поверхностных сил Aj имеют резко выраженные максимумы в верхней и нижней частях периметра витка спирали и качественно повторяют эпюры распределения второго инварианта тензора скоростей деформации /2 и диссипативной функции Ф.
Рассмотрим результаты численных исследований для другой, еще более популярной конструкции дискретно-шероховатых каналов — трубы с поперечными плавно очерченными накатанными выступами. На рис. 13.44 приведены результаты расчетов распределения кинетической энергии потока вязкой ньютоновской жидкости в продольном сечении капала с поперечной дискретной шероховатостью (Е — среднее по сечению кинетическая энергия).
Как видно из результатов расчетов, максимальные значения Е для каналов с поперечной накаткой смещаются в пристенную область течения по сравнению с гладкой трубой. При этом абсолютные значения Е больше, чем значения кинетической энергии потока в гладкой трубе. На оси Oz канала с шероховатостью максимум кинетической энергии приходится на область между ее выступами. Над выступом шерохова-
576
Рис.13.42. Распределение работы сил давления потока вязкой ньютоновской жидкости в кольцевых (а) и радиальных (б) сечениях трубы со спирально-винтовой проволочной вставкой:
1 — кольцевое сечение для г = 7?/3; 2 — кольцевое сечение F-F, 3 — кольцевое сечение ZXC; 4 — кольцевое сечение G-Е\ 5 — радиальное сечение A-S, В-Р и Т-Н\ 6 — радиальное сечение N-F
Рис. 13.43. Распределение работы девиаторных поверхностных сил потока вязкой ньютоновской жидкости в трубе со спирально-винтовой проволочной вставкой: обозначения те же, что на рис. 13.41
тости происходит резкое уменьшение значений Е (кривая 2). При переходе к сечениям канала, расположенным ближе к стенке, происходит перераспределение Е\ над выступом шероховатости располагается максимум значений, между выступами Е минимально (кривая 5). В сечении, непосредственно примыкающем к стенке канала (кривая 4), картина распределения опять резко меняется. Максимальные значения кинетической энергии потока находятся перед (сечение Е-F) и после (сечение С-D) выступа
Рис. 13.44. Распределение кинетической энергии потока вязкой ньютоновской жидкости в канале с поперечной дискретной шероховатостью: гладкая труба на оси Oz;
2-4— сечения соответственно В-L, 1-Пи VI-VII
577
Рис. 13.45. Распределение кинетической энергии потока вязкой ньютоновской жидкости в радиальном сечении канала с поперечной шероховатостью:
1— гладкая труба; 2— сечение А-В\ 3— сечение С'-Д MN, E-F
шероховатости, причем перед выступом шероховатости значение Е несколько больше.
Представленные на рис. 13.45 эпюры распределения Е/Е в радиальных сечениях ка
нала наглядно показывают расположение максимумов и характер изменения Епо срав-
нению с течением в гладкой трубе.
Интерес представляет эпюра распределения диссипации энергии Ф =—Т° :В в кана
ле, представленная па рис.13.46. Максимумы распределения функции Ф приходятся на две области, расположенные над выступом шероховатости (сечения С-D и Е-F), причем наибольшие значения лежат в области, расположенной за верхней точкой выступа шероховатости (сечение С-Z)). По мере продви
жения от оси к стенке капала происходит перераспределение функции Ф с увеличением значения диссипации энергии в области сечения СТ) и уменьшением в области Е-Е.
Совершенно очевидно, что при исследовании процессов теплообмена при вынужденной конвекции определяющим моментом яв
ляется нахождение поля вектора скорости. Приведенные в данной главе преобразования системы уравнений движения позволили получить баланс механической энергии
Рис. 13.4G. Распределение диссипации энергии потока вязкой ньютоновской жидкости в продольном сечении канала с поперечной шероховатостью:
1-3 — сечение соответственно III, III-IV, V-VI
ламинарного потока с почленным выделением всех составляющих.
Полученные математические модели и методы их реализации в свою очередь позволяют провести детальный анализ всех составляющих этого баланса, по основными из них являются кинетическая энергия потока жидкости и диссипация энергии в потоке. Сопо-тавляя приведенные результаты численных исследований по этим двум, принципиально важным составляющим баланса механической энергии, видно, что они в полной мере качественно дополняют друг друга. При этом, естественно, для полного совпадения баланса в абсолютных значениях следует учесть и работы сил давления, девиаторных сил и др.
Приведенные выше (см. гл. 12) экспериментальные результаты достаточно часто показывают, что прирост теплоотдачи превышает (в некоторых случаях намного) гидравлические потери. Никаких нарушений законов сохранения и балансовых соотношений при этом нет.
Применение закрутки потока, особенно дискретных шероховатостей различного типа для интенсификации конвективного теп
578
лообмена при ламинарном течении капельных жидкостей, позволяет получить более заполненные профили вектора скорости, увеличить значения локальных коэффициентов теплоотдачи и значительно уменьшить длину теплового начального участка.
И, наконец, что самое главное, все это происходит в связи и на фоне перераспределения кинетической энергии потока жидкости по сечениям канала. При этом максимум ки
нетической энергии смещается в пристенные области течения. Как следствие, происходит уменьшение гидравлического сопротивления и затрат мощности на прокачку рабочего тела. Совокупность всех перечисленных факторов приводит к высокой эффективности прежде всего дискретной шероховатости как метода интенсификации конвективного теплообмена при ламинарном течении капельных жидкостей.
Глава 14
МОДЕРНИЗАЦИЯ СЕРИЙНЫХ ГЛАДКОТРУБНЫХ ПОДОГРЕВАТЕЛЕЙ МАЗУТА
14.1. Общие положения
В результате проведенного теплового анализа теплотехпологических схем мазутных хозяйств (см. §11.4) видно, что подогреватели мазута являются наиболее энергоемким элементом схемы.
На сегодняшний день основным видом серийных стационарных подогревателей мазута, установленных на электростанциях и в котельных, являются гладкотрубные подогреватели типа ПМ.
Напомним (см. гл. 9) основные особенности этих подогревателей. Конструктивно подогреватели типа ПМ выполнены одинаково и представляют собой аппараты, поверхность теплообмена которых набрана из прямых гладких труб с наружным диаметром 38 мм и толщиной стенки 2,5 мм. Мазут движется внутри труб, пар — в межтрубном пространстве. Все узлы аппаратов изготавливаются из углеродистой стали. В мазутоподогревателях типа ПМ реализовано многоходовое движение мазута с числом ходов 12. Для подогрева мазута обычно используется пар из отборов турбин или котла.
В процессе эксплуатации мазутоподогрева-телей типа ПМ, как уже говорилось, был выявлен ряд существенных недостатков: значительные габариты и высокая металлоемкость; затрудненность очистки внутренней поверхности труб от отложений мазута вследствие этого невозможность использования в цикле энергоустановки конденсата греющего пара без дополнительной очистки.
Причиной низкой эффективности теплопередачи в подогревателях типа ПМ являются низкие значения коэффициентов теплоот
дачи со стороны мазута. Так, из примера расчета подогревателя марки ПМ-10-120 (см. §10.2) видно, что коэффициент теплоотдачи по мазуту ам = 195,63 Вт/(м2- К), а по пару ап = 17062,13 Вт/(м2’ К), что почти на два порядка выше, чем ам.
Говоря об оребренных подогревателях типа ПМР, можно также сделать вывод об их недостаточной эффективности по теплопередаче. Так, из примера расчета подогревателя марки ПМР-13-240 (см. §10.2) видно, что коэффициент теплоотдачи по мазуту (вариант расчета по площади F) ам= 791,36 Вт/(м2- К), а по пару ап = 5465,13 Вт/(м2- К), что почти на один порядок выше, чем ам.
Из приведенных результатов расчетов двух типов подогревателей мазута видно, что оребрение значительно сокращает разницу в значениях коэффициентов теплоотдачи ам и ап и в целом повышает эффективность теплопередачи.
В то же время применение продольного оребрения и таких сложных конструкций рабочих каналов, как трубка Фильда, в подогревателях типа ПМР приводит к ряду недостатков. Прежде всего это: высокая металлоемкость и сложность конструкции рабочих каналов и всего аппарата в целом, затрудненность очистки поверхностей каналов от отложений мазута.
В §10.3 и 10.4 рассматривались варианты возможной замены серийных гладкотрубных подогревателей типа ПМ на секционные подогреватели типа ПТС или аппараты серии ТТ («труба в трубе»). Хотя применение, например, аппаратов типа ТТ эффективнее использования подогревателей типа ПМ, тем
580
не менее разница между ам и ап также весьма значительна.
Так, например, в случае замены подогревателя марки ПМ-10-120 на батарею многопоточных подогревателей ТТ-22-48/89 (см. §10.3) коэффициент теплоотдачи в подогревателе ТТ по мазуту ам = 224,4 Вт/(м2- К), а по пару ап = 5465,13 Вт/(м2- К), что также почти на два порядка выше, чем значение ам.
Во всех приведенных примерах значения чисел Рейнольдса по мазуту находятся в области ламинарного режима течения. В то же время методы интенсификации теплообмена при ламинарном течении вязкой ньютоновской жидкости (см. гл. 12) позволяют намного, а в некоторых случаях и в несколько раз, увеличить значения коэффициентов теплоотдачи по мазуту ам.
В гл. 13 приведено теоретическое обоснование и физическое объяснение обнаруженных эффектов интенсификации теплообмена при ламинарном течении вязкой жидкости.
Все это дает безусловное основание для применения наиболее эффективных методов интенсификации при расчетах и проектировании модернизированных (интенсифицированных) подогревателей мазута на базе стационарных, серийно выпускаемых промышленностью, конструкций подогревателей типа ПМ.
Следует также отметить, что теплофизические свойства мазутов (особенно вязкость) сильно зависят от температуры. Как видно из материалов гл. 1, вязкость мазута значительно уменьшается с увеличением температуры, вследствие чего может также сильно повыситься значение числа Рейнольдса по мазуту. Соответственно по ходу движения мазута коэффициент теплоотдачи от стенки к потоку мазута также может сильно измениться. Отсюда следует, что использование методов расчета мазутоподогревателей по осредненным параметрам, т.е. методов, приведенных в гл. 10, может привести к значительным отличиям от реальных процессов, причем в сторону увели
чения площади поверхности теплообмена и металлоемкости аппаратов в целом.
В то же время, применение для поверочных расчетов теоретических подходов (см. гл.13), основанных на уравнениях математической физики, также нецелесообразно.
Строгое математическое моделирование и решение задач гидродинамики и теплообмена прежде всего должно выполнять свое основное назначение — давать теоретическое обоснование, описание и объяснение всех возникающих эффектов и происходящих процессов в каждой точке исследуемого пространства и в каждый момент времени. Если строгие теоретические подходы подтверждаются объективно полученными при экспериментальном исследовании критериальными уравнениями, то при оценочных или поверочных расчетах возможно их использование.
Применение методов, приведенных в гл. 13, значительно усложнит расчеты, сделает их невозможными без мощных программных комплексов и средств. Кроме того, поскольку разница между двумя коэффициентами теплоотдачи ам и ап очень велика, то применение аналогичных строгих методов для описания процессов на стороне с большим коэффициентом теплоотдачи (со стороны пара) становится совершенно излишним.
Исходя из изложенного, при поверочных теплогидравлических расчетах мазутоподогревателей целесообразно использовать численные методы, которые, с одной стороны, более точно будут учитывать эффекты интенсификации и изменение теплофизических характеристик среды, а с другой — не намного усложнят расчеты и позволят получить обоснованные рекомендации и результаты. Одним из них является численный метод с разбиением теплообменника на элементы, в пределах которых теплофизические свойства мазута считаются постоянными, но в то же время учитывается их изменение по ходу движения в аппарате. При этом одновременно используются надежные и аппробирован-ные критериальные уравнения.
581
14.2. Алгоритм и методика уточненного теплогидравлического расчета подогревателей мазута с применением методов интенсификации теплообмена
Основная идея метода численного уточненного расчета подогревателей мазута сводится к разбиению всего объема теплообменного аппарата на определенное число N = Кх^ элементов по ходу мазута (элементарных теплообменников). Здесь К— произвольное число интервалов, па которые разбивается каждый ход мазута; — число ходов мазута.
Каждый г-й (г=1,ЛГ) расчетный элемент (элементарный теплообменник), представляет собой совокупность из труб длиной Д/? = L/К с температурой мазута на входе и 1^м на выходе из него. Здесь Пр — число труб в теплообменном аппарате; L — длина труб.
Уточненный теплогидравлический расчет теплообменного аппарата тогда сводится к последовательному расчету элементов (элементарных теплообменников).
При этом должны выполняться:
1)	условие непрерывности по температуре мазута между элементами
* = N-V, (14.1)
2)	краевое условие по начальной температуре мазута
(14-2)
3)	краевое условие по конечной температуре мазута
(14.3)
где £1м и — номинальные (паспортные) значения температуры мазута на входе и выходе из аппарата.
При этом по отношению к краевому условию (14.3) возможны две схемы или два варианта расчета.
В первом варианте расчет производится при безусловном выполнении условия (14.3) с одновременной или последующей коррек
тировкой конструктивных характеристик аппарата (например, числа ходов по мазуту).
Во втором варианте — при неизменных конструктивных особенностях аппарата для заданных геометрических характеристиках интенсификатора теплообмена находится расчетное значение конечной температуры мазута. В этом случае (14.3) исключается г условий задачи.
Пар в подогревателях мазута движется в межтрубном пространстве, разделенном перегородками на отсеки. При большом числе перегородок, что приближенно соответствует многократно перекрестному току, можно считать, что пар движется вдоль труб и схема относительного движения теплоносителей приближенно соответствует параллельному току с постоянным давлением пара.
Кроме того, учитывая, что удельная теплоемкость пара невелика и он быстро приходит в состояние насыщения при соприкосновении с холодной поверхностью труб, можно считать температуру пара в межтрубном пространстве постоянной и равной температуре насыщения. В то же время в расчетах следует учитывать теплоту перегрева при нахождении расходов пара и коэффициентов теплоотдачи со стороны пара а„.
Так как низкие значения коэффициентов теплопередачи в мазутоподогревателях типа ПМ обусловлены небольшими значениями коэффициентов теплоотдачи со стороны мазута, интенсификацию теплообмена, как уже говорилось, следует проводить со стороны мазута.
Течение мазута внутри труб в любом гладкотрубном серийном варианте подогревателя типа ПМ носит ламинарный характер. Для ламинарного течения мазута внутри труб подогревателей типа ПМ наиболее перспективными способами интенсификации теплообмена представляются следующие:
1)	применение кольцевых или спиральных выступов на внутренней поверхности труб. Технологически кольцевые и спиральные выступы изготавливаются путем накатки соответствующих канавок с внешней стороны труб или со стороны движущегося по ним па
582
ра. Так как коэффициент теплопередачи определяется и лимитируется значением коэффициента теплоотдачи со стороны мазута, то при определении коэффициента теплоотдачи со стороны пара наличие канавок на наружной поверхности труб можно не учитывать;
2)	использование спирально-винтовых проволочных вставок. В этом случае наружная поверхность труб со стороны пара остается гладкой.
Таким образом, для модернизации подогревателей мазута типа ПМ целесообразно рекомендовать методы интенсификации, основанные на использовании в качестве основной (лимитирующей теплообмен) дискретно-шероховатую поверхность.
Методы, основанные на принципе закрутки всего потока (скрученная в спираль лента, локальная закрутка и др.), значительно увеличат металлоемкость аппаратов и гидравлическое сопротивление, затруднят очистку поверхностей от отложений мазута. Кроме того, параметры дискретно-шероховатых интенсификаторов также легче изменять в пределах аппаратов.
В частности, шаг выступов или шаг спиральной проволочной вставки для различных ходов мазута можно задавать разным. Например, на начальных ходах мазут имеет значительно более высокую вязкость, чем на последних, поэтому можно рекомендовать на начальных ходах больший шаг, тем самым снижая гидродинамическое сопротивление. Указанные способы интенсификации могут быть реализованы на собственных производственных мощностях энергосистем, ТЭЦ и крупных котельных.
Эффективность модернизированных теплообменников может быть оценена по критериям эффективности, приведенным в §12.3.
В целом методика тепловой части расчета аналогична методике, приведенной в гл. 10, но есть ряд отличий, связанных с введением поэлементного принципа.
Для каждого отдельного элементарного теплообменника (или элемента) рассчитывается его тепловая производительность по
формуле
<2^ =См4м(4м-^м>-	(14.4)
Определение тсплофизнчсских характеристик мазута производится при средней температуре его в элементарных теплообменниках:
4;=о,5(/;н+/'м),	(14.5)
где //м,	— начальная и конечная температу-
ры мазута па входе и выходе из г-го теплообменника (элемента).
Для вычисления тсплофизических характеристик мазута марки М100 в зависимости от температуры рекомендуются формулы (10.6)—(10.9)/
плотность, кг/м3,
= [о,881-0,00304^'-68)]. 10!;	(14.6)
удельная теплоемкость, кДж/(кг • К),
Сгрм = 1,7364 + 0,00251	(14.7)
теплопроводность, Вт/(м • К),
Х1М = 0,158-0,0002093 (^ -20);	(14.8)
кинематическая вязкость, м2/с,
VM=-f5XPio(exPio [9,8555 - 3,7451g(4,'+273)]) -0,8у
xl0’G.	(14.9)
В формулах (14.6)—(14.9) расчет теплофизических характеристик мазута проводится для каждого расчетного г-го элемента при средней температуре мазута в нем tMl (см. (14.5)). При переходе к элементу г + 1 значения теплофизических характеристик мазута определяются при средней температуре (и далее до элемента i = N).
Другими словами, теплофизические характеристики мазута в пределах каждого элементарного теплообменника (или элемента) считаются постоянными, по в целом по ходу движения мазута в аппарате идет постоянное уточнение их значений.
Средний логарифмический температур-
583
иый напор при нагревании конденсирующимся паром определяется по формуле (10.10), но также для каждого г-го элементарного теплообменника
А£ог= *2м *7 , i = l,N, (14.10)
^2м
где — температура насыщения пара.
Необходимый расход греющего пара, кг/с, вычисляется в свою очередь как функция тепловой производительности подогревателя и разности энтальпий перегретого пара и конденсата Нп:
QI,
(14.11)
где Т1п — коэффициент потерь теплоты в ок-ружающую среду; Нп = rK + cpn(tn - здесь тк— удельная теплота парообразования при ZH; Срп — средняя удельная теплоемкость пара в диапазоне температур от tH до определяемая при t = 0,5(ZH + Zn) .
Коэффициент потерь на практике рекомендуется также выбирать в диапазоне 0,96—0,98.
Коэффициент теплоотдачи, Вт/(м2 К), от пара к стенке труб для каждого г-го элементарного теплообменника рассчитывается по формуле (10.43):
(14.12)
Одним из важных этапов и конечных целей теплового расчета мазутоподогреватсля является определение конечной температуры мазута на выходе из нагревателя Z2m, которая зависит от промежуточных значений Z</M.
Очевидно, что t^M является функцией температуры внутренней стенки трубы /сгт2, которая в свою очередь зависит от Z/T1 — температуры стенки со стороны конденсирующегося пара:
^ст2 ^ст1
-а'пА«;
(14.13)
где 5СТ— толщина стенки трубы; Хст — тепло
проводность материала стенки трубы; ZC'T1 = = (ZH- AZ/) — температура стенки трубы со стороны конденсирующегося пара; AZ/ — разность между ZC'T1 и ZH.
Как и ранее, при сложных неявных зависимостях для расчета ZC*T1, Z/t2 и Z^ используется итерационный метод.
При этом первоначально задается произвольное значение температурного напора пар — стенка Azf в пределах 0,1—2 °C, значение которого постепенно уточняется в ходе вычислений.
Коэффициент теплоотдачи, Вт/(м2 К), со стороны мазута для каждого г-го элемента в случае гладких горизонтальных цилиндрических стальных труб можно рассчитать по формуле (10.15):
для Re < 2300:
г / л Wn1' Y’14 а'м=-^1,62 Ret Pi;х
<н I	L ) (Нет J
x(l + 0,015Gr^/3),	(14.14)
где р/ — динамические вязкости мазута при температурах и // на каждом i-м элементе;
Re'M=K214!-	(14.15)
VM
4G z
—	число Рейнольдса для мазута; w* = ——
средняя скорость течения мазута в гладких трубах; пг — число труб; zr — число ходов трубного пространства; dMl — внутренний диаметр труб; L — длина трубы;
Рг' =>Р/м	(14.16)
ч
—	число Прандтля для мазута;
(14-17)
«)’
—	число Грасгофа для мазута; g— ускорение свободного падения; 0^ “ коэффициент объемного расширения мазута;
584
Р2м Р1м
Р2м (^2м	^1м )
(14.18)
V	/7	\0.29/	,
а* =1,04—Re*’52 Pi*’54 —	—	• (14.22)
М ’ j	М	М	р I I j	\	/
^ВН	\ ^ / I tlH J
здесь р/м и р21м — плотности мазута при температурах Г/м и А/м;
A4-(<T2-^)	(Н.19)
— разность между температурой стенки ^т2 со стороны мазута и средней температурой tMl мазута в элементарном теплообменнике.
Зависимости (14.15)—(14.19) аналогичны формулам (10.16)—(10.19), с помощью них определяют значения параметров для z-ro элементарного теплообменника (расчетного элемента).
Для расчета теплоотдачи при переходном и турбулентном режимах течения в гладкой трубе можно использовать уравнение Хаузе-на (см. гл. 10) также на каждом Ам расчетном элементе:
а'м0 = 0,0235-^-(Re'M°’8- 230) (1,8Рг^оз-О,8)х
<4н
Зависимость (14.22) справедлива при d /S = 0,232-И,4 и d/d = 0,071-5-0,171.
II. Для теплообменников, интенсифицированных поперечной накаткой на теплообменных трубах, рекомендуется применять следующие формулы:
при Re^< 1580
У	( S' f6
=0,145—Re*’72 Рг*’33 А
М	’	»	М	М	j
^вн	йвн J
(14.23)
при Re^> 1580
S
а^() 14,05 + 13,6——0,635
L	^«н
“м
d
Чш ^вн
f с у	j
+ 0,095 — +0,13 10-3Re„ ——
/7 I	м /7
5 авн )	авн
- 0,997 • 10’4 Re’M- 0,29  10-9 Re‘M2
(14.24)
(14.20)
Рассмотрим теперь те отличия в расчетах коэффициентов теплоотдачи, которые связаны с применением метода интенсификации со стороны мазута.
I. Для теплообменных аппаратов, интенсифицированных проволочными спиральными вставками, рекомендуется использовать следующие зависимости:
при Re^< 2000
0^=0,23-^ Re*7 Рг^0'35 9- —	— ,
ЛШ1	dBII J \jAin )
(14.21)
где 5 — шаг проволочной спирали; d — диаметр проволоки.
Зависимость (14.21) справедлива при S/4r 0,7U4,3 и d/d^ 0,0714-0,171;
при Re^> 2000
где амх0 — коэффициент теплоотдачи по мазуту в гладкой трубе, определяемый по формуле (14.20), Вт/(м2 • К); 5 — шаг накатки, м; d — диаметр трубы, измеренный по выступам накатки, м.
Формулы (14.23) и (14.24) справедливы при d/dlw = 0,8-0,92; S/rfI1H= 0,33-1,94.
Гидравлическая часть расчета интенсифицированных мазутоподогревателей. Перепад давления за счет трения на каждом Ам теплообменнике рассчитывается по формуле
(14-25)
2
где — коэффициент гидравлического со-противления; шм — средняя скорость течения мазута; — плотность мазута в Ам элементе.
Для гладких труб при расчете обычно используются формулы:
при Re^< 2300
585
V= 64/Re'; при Re/, > 2300
(14.20)
V = 0,25<
1g -^— + b 3,7
^6,81 .Re'
\0.9
где e = \/ d^\ & — высота выступов шероховатости гладких труб; в большинстве случаев можно принять Д= 0,0002 м.
I. Для теплообменников с проволочными спиралями для определения Q рекомендуются следующие формулы:
приНе‘< Re*
ei 64
(14.28)
( s
^ин
при 2300 > Re^>Re*
530	'А'	1.4 Л* V о	( /	\0.65 \ [ S |	; (14.29)
"(Re»)0'36		ели	^вн J >	
при Re>2300
^'=0,3164(Re‘M)-<1'25
,(14.30)
(s f73 где ReM =415
)
( . о d I exp -7,8--- - критиче-
l d\m J
ское число Рейнольдса.
II. Для теплообменников с поперечной накаткой^1 следует определять по формулам:
при Re^< 1580
81 г Г5
ReM J
при Re> 1580
^=^+13^0,25
(14.31)
(14.32)
^ВН _ 2^. । (
s s 1^5 )
где гидравлическое сопротивление гладкой трубы, рассчитывамое по формулам (14.26)-(14.27).
Падения давления за счет сопротивления на входе мазута в трубы из камеры и па выходе его из труб в камеру могут быть вычислены по формулам
(14.27)
2 Д^=1,5^р1м;	(14.33)
<„ = 1,5^р,1М,	(14.34)
где р1м, рпм — плотность мазута при	ziM и
Местные потери давления на каждом повороте труб можно оценить как
дАт =2,5^-рмм, № = 1,(2т-1), (14.35)
где pMW — плотность мазута на повороте от га-го хода теплообменника к (га+1)-му ходу, при этом i = тК.
Затрачиваемая мощность, Вт, на каждом участке
= ДДСМ,	(14.36)
а суммарная мощность
N = tN>	+(^М1+	(14.37)
2 = 1	7/t=l
Оценка эффективности метода интесифи-кации производится с помощью коэффициента энергетической эффективности Е(г} и коэффициентов КцИ (см. §12.3).
В целом изложенный метод поэлементного расчета подогревателей мазута известен [29, 226] в различных модификациях и достаточно широко применяется на практике.
14.3. Результаты исследований и рекомендации по модернизации гладкотрубных подогревателей мазута
типа ПМ
Целью численных исследований по выработке рекомендаций для возможной модернизации стационарных гладкотрубных подогревателей мазута типа ПМ являются:
1)	нахождение максимально достижимых для данного метода интенсификации теплообмена значений конечной температуры мазута ^м;
586
2)	определение основных конструктивных характеристик метода интенсификации и подогревателя в целом (например числа ходов), при которых обеспечивается значение номинальной (паспортной) температуры мазута ^м;
3)	вычисление более низких параметров греющего пара, при которых также обеспечивается значение номинальной температуры *2М;
4)	определение оптимальных геометрических характеристик метода интенсификации для конкретных марок подогревателей типа ПМ.
Рассмотрим результаты исследований для двух наиболее эффективных и технологичных методов интенсификации теплообмена — применения поперечной накатки с получением на внутренней стороне труб (со стороны мазута) плавно очерченных выступов, а на внешней стороне (со стороны пара) — канавок (рис.12.12) и использование проволочных спирально-винтовых вставок (рис. 2.11).
Одновременно приведем результаты расчетов гладкотрубных серийных подогревателей ПМ по методике, изложенной в §14.2. Это позволит уточнить возможности этих аппаратов и найти реальные запасы их тепловой производительности.
Подогреватели мазута ПМ-40-15. I. Расчет максимально достижимых возможностей серийного гладкотрубного подогревателя ПМ-40-15 при подогреве мазута марки Ml00 показал, что:
1)	при номинальных (заложенных в паспортные данные) значениях расхода (15 т/ч), начальной температуре мазута (£1м= 70 °C) и давлении греющего пара рп= 1,3 МПа можно получить конечную температуру мазута марки М100 ^=131,4 °C.
Значение номинальной (паспортной) температуры ^м= 95 °C достигается в серийном гладкотрубном варианте подогревателя ПМ-40-15 на пятом ходу аппарата. Максимальное значение температуры, до которой можно прогреть мазут при всех номинальных исход
ных данных составляет, как уже говорилось, 131,4 °C;
2)	расчетное значение гидравлического сопротивления всего мазутного тракта в аппарате при достижении ^м= 131,4 °C составляет 0,203 МПа;
3)	коэффициент энергетической эффективности (см. (12.10)) £*0= 4819,5;
4)	суммарная мощность (см. (14.38)), необходимая для прокачки мазута ЛГ= 1,053 кВт;
5)	тепловая производительность подогревателя Q= 0,508 МВт.
II. Расчет возможностей подогревателя ПМ-40-15 в случае применения в качестве метода интенсификации теплообмена плавно очерченной накатки (см. рис. 12.12) показал, что:
1)	при всех номинальных (паспортных) параметрах, в том числе давлении греющего пара рп = 1,3 МПа, можно получить:
максимальную температуру прогрева мазута, равную температуре насыщения пара, ^м= 191,6 °C уже на седьмом ходе аппарата;
требуемую номинальную температуру прогрева мазута 95 °C на третьем ходу аппарата;
расчетное гидравлическое сопротивление всего мазутного тракта в аппарате, равное 0,321 МПа;
коэффициент энергетической эффективности Ео= 6530,4;
суммарную мощность, необходимую для прокачки мазута, W = 2,076 кВт;
тепловую производительность подогревателя Q= 1,022 МВт;
2)	если снизить давление греющего пара до рп~ 1,1 МПа при одновременном сохранении всех остальных параметров номинальными, то можно иметь:
максимальную температуру прогрева мазута, равную температуре насыщения пара ^м= 184,06 °C на восьмом ходу аппарата;
требуемую номинальную температуру прогрева мазута г2м= 95 °C на третьем-четвер-том ходах;
расчетное гидравлическое сопротивление всего мазутного тракта в аппарате, равное 0,342 МПа;
587
коэффициент энергетической эффективности Е()= 6008,1;
суммарную мощность, необходимую для прокачки мазута, N= 2,420 кВт;
тепловую производительность подогревателя Q= 0,961 МВт;
3)	при снижении давления греющего пара до />п= 0,7 МПа при одновременном сохранении всех остальных параметров номинальными можно получить:
максимальную температуру прогрева мазута, равную температуре насыщения пара Z^M= 164,9 °C на восьмом ходу аппарата;
требуемую номинальную температуру прогрева мазута 95 °C на третьем—четвертом ходах;
расчетное гидравлическое сопротивление всего мазутного тракта в аппарате, равное 0,368 МПа;
коэффициент энергетической эффективности Ео= 4842,6;
суммарную мощность, необходимую для прокачки мазута N= 2,639 кВт;
тепловую производительность подогревателя Q= 0,784 МВ;
4)	если снизить давление греющего пара до рп= 0,5 МПа при одновременном сохранении всех остальных параметров номинальными, то можно иметь:
максимальную температуру прогрева мазута, равную температуре насыщения пара Z^M= 151,9 °C на девятом ходу аппарата;
Таблица 14.1. Уточненные значения основных характеристик серийного гладкотрубного подогревателя мазута ПМ-40-15
Показатели	Значение
Максимально достижимое значение температуры подогреваемого мазута £2м, °C	131,4
Гидравлическое сопротивление мазутного тракта, МПа	0,203
Число ходов, на котором достигается номинальное (паспортное) значение температуры мазута	5
Коэффициент энергетической эффективности	4219,5
Суммарная мощность, необходимая для прокачки мазута N, кВт	1,053
Тепловая производительность Q МВт	0,508
требуемую номинальную температуру прогрева мазута 42м= 95 °C на четвертом ходу;
расчетное гидравлическое сопротивление всего мазутного тракта в аппарате, равное 0,375 МПа;
коэффициент энергетической эффективности Е(}- 4819,5;
суммарную мощность, необходимую для прокачки мазута, N = 2,720 кВт;
тепловую производительность подогревателя 0,674 МВт;
5)	при снижении давления греющего пара до рц= 0,3 МПа при одновременном сохранении всех остальных параметров номинальными можно получить:
максимальную температуру прогрева мазута, равную температуре насыщения пара
Таблица 14.2. Основные расчетные характеристики подогревателя мазута ПМ-40-15, интенсифицированного путем применения плавно очерченной поперечной накатки
Характеристика	Давление греющего пара Д(, МПа, и температура насыщения пара °C				
	1,3 (191,6)	1,1 (184,1)	0,7(164,9)	0,5 (151,9)	0,3 (133,5)
Число оребренных ходов аппарата, необходимое для достижения £2м=	7	8	8	9	10
Число оребренных ходов аппарата, необходимое для достижения номинального значения	3(1)	3(2)	3(3)	4(4)	6(5)
Расчетное гидравлическое сопротивление по мазуту, МПа	0,321	0,342	Но 0,368	0,375	0,384
Коэффициент энергетической эффективности Е{)	6530,4	6008,5	4842,6	4819,5	3830,7
Суммарная мощность, необходимая для прокачки мазута N, кВт	2,076	2,420	2,639	2,720	2,808
Тепловая производительность Q, МВт	1,022	0,961	0,784	0,674	0,521
588
^м= 151,9 °C на десятом ходу аппарата;
требуемую номинальную температуру прогрева мазута ^м= 95 °C на пятом ходу;
расчетное гидравлическое сопротивление всего мазутного тракта в аппарате, равное 0,384 МПа;
коэффициент энергетической эффективности Ец= 3830,7;
суммарную мощность, необходимую для прокачки мазута, N= 2,808 кВт;
тепловую производительность подогревателя Q = 0,521 МВт.
Основные результаты исследований для подогревателя ПМ-40-15 приведены в табл.14.1 и 14.2. Оптимальными геометрическими характеристиками плавно очерченной накатки для подогревателя ПМ-40-15 являются: S/D= 0,3; d/D= 0,8 (см. на рис.12.12).
IV. Расчет возможностей подогревателя ПМ-40-15 в случае применения проволочных спирально-винтовых вставок (см.рис.12.11) показал,что:
1)	при всех номинальных (паспортных) параметрах, в том числе давлении греющего пара рп= 1,3 МПа, можно получить:
максимальную температуру прогрева мазута $2М=184,7°С на выходе из аппарата, если все трубы и ходы имеют интенсификаторы теплообмена;
требуемую номинальную температуру прогрева мазута 95 °C на четвертом ходу аппарата;
расчетное гидравлическое сопротивление мазутного тракта в аппарате, равное 1,336 МПа;
коэффициент энергетической эффективности £0= 9222,1;
суммарную мощность, необходимую для прокачки мазута, N= 7,096 кВт;
тепловую производительность подогревателя Q = 0,976 МВт;
2)	если снизить давление греющего пара до рп= 1,1МПа, при одновременном сохранении всех остальных параметров номинальными, то можно иметь:
максимальную температуру прогрева мазута, ^2М=177,7 °C на выходе из аппарата;
требуемую номинальную температуру прогрева мазута - 95 °C на четвертом ходу;
расчетное гидравлическое сопротивление всего мазутного тракта в аппарате, равное 1,347 МПа;
коэффициент энергетической эффективности Е(}= 3823,3;
суммарную мощность, необходимую для прокачки мазута, N= 7,993кВт;
тепловую производительность подогревателя Q = 0,608 МВт;
3)	при снижении давления греющего пара до рп= 0,7МПа при одновременном сохранении всех остальных параметров номинальными можно получить:
максимальную температуру прогрева мазута, й2м = 164,9 °C на выходе из аппарата;
требуемую номинальную температуру прогрева мазута = 95 °C на шестом ходу аппарата;
расчетное гидравлическое сопротивление всего мазутного тракта в аппарате, равное 1,713 МПа;
коэффициент энергетической эффективности Eq~ 3378,6;
суммарную мощность, необходимую для прокачки мазута, N= 8,894 кВт;
тепловую производительность подогревателя Q = 0,534 МВт;
4)	если снизить давление греющего пара до рп~ 0,5 МПа при одновременном сохранении всех остальных параметров номинальными, то можно иметь:
максимальную температуру прогрева мазута, = 146,2 °C на выходе из аппарата;
требуемую номинальную температуру прогрева мазута = 95 °C на восьмом ходу;
расчетное гидравлическое сопротивление всего мазутного тракта в аппарате, равное 2,096 МПа;
коэффициент энергетической эффективности Eq= 2400,4;
суммарную мощность, необходимую для прокачки мазута, 10,871 кВт;
тепловую производительность подогревателя Q = 0,481 МВт;
5)	если снизить давление греющего пара до рп= 0,3 МПа при одновременном сохранении всех остальных параметров номинальными, то можно получить:
589
Таблица 14.3. Основные расчетные характеристики подогревателя мазута ПМ-40-15, интенсифицированного проволочными спирально-винтовыми вставками
Характеристика	Давление греющего пара МПа (температура насыщения пара, °C)				
	1,3 (191,6)	1,1 (184,1)	0,7 (164,9)	0,5 (151,9)	0,3 (133,5)
Максимальная температура нагрева мазута, °C	184,7	177,7	159,2	146,2	126,6
Число оребренных ходов аппарата, необходимое для достижения номинального значения	4(1)	4(2)	6(6)	8(6)	Ю(8)
Расчетное гидравлическое сопротивление по мазуту, МПа	1,336	1,347	1,713	2,096	2,739
Коэффициент энергетической эффективности Е{)	9222,1	3823,3	3378,6	2400,4	2139,9
Суммарная мощность, необходимая для прокачки мазута N, кВт	7,096	7,993	8,894	10,871	14,416
Тепловая производительность Q, МВт	0,976	0,608	0,534	0,481	0,466
максимальную температуру прогрева мазута ^м= 126,6 °C на выходе из аппарата;
требуемую номинальную температуру прогрева мазута ^м= 95 °C на десятом ходу;
расчетное гидравлическое сопротивление всего мазутного тракта в аппарате, равное 2,739 МПа;
коэффициент энергетической эффективности £0= 2139,9;
суммарную мощность, необходимую для прокачки мазута, N= 14,416 кВт;
тепловую производительность подогревателя Q = 0,466 МВт.
Оптимальными геометрическими характеристиками проволочных спирально-винто-вых вставок для подогревателя ПМ-40-15 являются: S/d = 3,0; d/D= 0,17.
Как видно из результатов расчетов, использование проволочных спирально-винтовых вставок менее эффективно во всем диапазоне изменения определяющих параметров (см. табл. 14.2 и 14.3).
Их применение не позволяет также достичь максимально возможной температуры нагрева мазута, равной температуре насыщения пара. При снижении давления греющего пара до 0,3 МПа трубы подогревателя ПМ-40-15 с проволочными спирально-винтовыми вставками могут достичь температуры ^ах= 126,6 °C, что меньше чем максимальная расчетная температура (Z2m= 131,4 °C)
для гладкотрубного серийного подогревателя ПМ-40-15 (см. табл. 14.1). Значительно возрастают гидравлическое сопротивление по мазутному тракту, затраты мощности на перекачку мазута и уменьшается по сравнению с использованием поперечной накатки тепловая производительность.
По отношению к гладкотрубному варианту применение проволочных вставок конечно дает значительный выигрыш в 2 раза по тепловой производительности. В целом, очевидно, что применение поперечной накатки более эффективно, но, учитывая технологичность изготовления и эксплуатации проволочных вставок, можно считать оба рассмотренных метода перспективными для внедрения на практике.
Подогреватели мазута ПМ-40-30. I. Расчет максимально достижимых возможностей серийного гладкотрубного подогревателя ПМ-40-30 при подогреве мазута марки Ml00 показал, что:
1)	при номинальных (заложенных в паспортные данные) значениях расхода (30 т/ч), начальной температуре мазута (г1м= 70 °C) и давлении греющего пара рп= 1,3 МПа можно получить конечную температуру мазута марки М100 ^м= 161,7 °C.
Значение номинальной (паспортной) температуры ^м= 95 °C достигается в серийном гладкотрубном варианте подогревателя
590
Таблица 14.4. Уточненные значения основных характеристик серийного гладкотрубного подогревателя мазута ПМ-40-30
Показатель	Значение
Максимально достижимое значение температуры подогреваемого мазута °C	161,7
Гидравлическое сопротивление мазутного тракта, МПа	0,301
Число ходов, на котором достигается номинальное (паспортное) значение температуры мазута £2м	4
Коэффициент энергетической эффективности	8054,8
Суммарная мощность, необходимая для прокачки мазута N, кВт	3,285
Тепловая производительность Q, МВт	1,542
ПМ-40-30 на четвертом ходу аппарата. Максимально достижимая температура, до которой можно прогреть мазут при всех номинальных исходных данных, составляет, как уже говорилось, 161,7 °C;
2)	расчетное значение гидравлического сопротивления всего мазутного тракта в аппарате при ^м= 161,7 °C составляет 0,301 МПа;
3)	коэффициент энергетической эффективности (см. (12.10)) £0= 8054,8;
4)	суммарная мощность, необходимая для прокачки мазута, N= 3,285 кВт;
5)	тепловая производительность подогревателя Q= 1,542 МВт.
Результаты уточненных расчетов по определению максимальных возможностей подогревателя ПМ-40-30 приведены в табл. 14.4.
II. Результаты расчетов возможностей подогревателя мазута ПМ-40-30 в случае применения в качестве метода интенсификации теплообмена плавно очерченной накатки приведены в табл. 14.5.
В табл. 14.5 не включены результаты расчетов при давлениях греющего пара рп=0,5 МПа и 0,3 МПа, так как температура насыщения пара при этих давлениях меньше, чем максимально достижимое значение температуры мазута в гладкотрубном серийном подогревателе ^2м= 161,7 °C (см. табл. 14.4).
Оптимальными геометрическими характе-
Та блицы 14.5. Основные расчетные характеристики подогревателя мазута ПМ-40-30, интенсифицированного путем применения плавно очерченной поперечной накатки
Характеристика	Давление греющего пара МПа (температура насыщения пара °C)		
	1,3(191,6)	1,1(184,1)	0,7(164,9)
Число оребренных ходов аппарата, необходимое для достижения 42м=	5	5	5
Число оребренных ходов аппарата, необходимое для достижения номинального значения £2м	2(1)	2(1)	4(4)
Расчетное гидравлическое сопротивление по мазуту, МПа	0,401	0,403	0,444
Коэффициент энергетической эффективности Еу	3795,1	4615,9	5555,2
Суммарная мощность N, необходимая для прокачки мазута, кВт	5,179	6,367	9,548
Тепловая производительность модернизированного подогревателя Q, МВт	2,035	2,557	3,154
ристиками поперечной накатки для подогревателя мазута ПМ-40-30 являются: S/£>=0,6; d/D = 0,8.
III. Результаты расчетов возможностей подогревателя мазута ПМ-40-30 в случае применения проволочных спирально-винтовых вставок представлены в табл. 14.6.
Как и в предыдущем случае (см. табл. 14.5), в табл. 14.6 не включены результаты расчетов при давлениях греющего пара рп= 0,5 и 0,3 МПа, так как и в этих случаях температура насыщения пара меньше, чем максимально достижимое значение температуры мазута в гладкотрубном серийном подогревателе ^м= 161,7 °C (см. табл. 14.4).
Оптимальными геометрическими характеристиками проволочных спирально-винтовых вставок для подогревателя ПМ-40-30 являются: S/D= 4,3; d/D = 0,17.
Подогреватели мазута ПМ-10-60. I. Рас-
591
Таблица 14.6. Основные расчетные характеристики
подогревателя мазута ПМ-40-30, интенсифицирован*
ного проволочными спирально-винтовыми вставками
Характеристика	Давление греющего пара/;и, МПа (температура насыщения пара «... °C)		
	1,3(191,6)	1,1(184,1)	0,7(164,9)
Максимальная температура нагрева мазута, °C	190,9	183,4	164,3
Число оребренных ходов аппарата, необходимое для достижения номинального значения	4(3)	4(4)	10(10)
Расчетное гидравлическое сопротивление по мазуту, МПа	1,503	1,543	2,091
Коэффициент энергетической эффективности	5863,6	4300,7	3694,3
Суммарная мощность N, необходимая для прокачки мазута, кВт	16,559	15,688	22,483
Тепловая производительность модернизированного подогревателя Q, МВт	2,058	1,677	1,572
чет максимально допустимых возможностей серийного гладкотрубного подогревателя ПМ-10-60 при подогреве мазута марки Ml00 показал, что:
1)	при номинальных (заложенных в паспортные данные) значениях расхода (60 т/ч), начальной температуре мазута (ZJm=60°C) и давлении греющего пара рц= 1,3 МПа возможно достижения конечной температуры мазута марки Ml00 до ^м= 154,8 °C.
Значение номинальной (паспортной) температуры ^м= 115 °C достигается в серийном гладкотрубном варианте подогревателя ПМ-10-60 на седьмом ходе аппарата. Максимально достижимая температура, до которой можно прогреть мазут при всех номинальных исходных данных, составляет, как уже говорилось, 154,8 °C;
2)	расчетное значение гидравлического сопротивления всего мазутного тракта в ап-
Таблица 14.7. Уточненные значения основных характеристик серийного гладкотрубного подогревателя мазута ПМ-10-60
Показатель	Значение
Максимально достижимое значение температуры подогреваемого мазута /2м, °C	154,8
Гидравлическое сопротивление мазутного тракта, МПа	0,384
Число ходов, на котором достигается номинальное (паспортное) значение температуры мазута А>м	7
Коэффициент энергетической эффективности	7811,2
Суммарная мощность N, необходимая для прокачки мазута, кВт	7,965
Тепловая производительность Q, МВт	3,160
парате при достижении 154,8 °C составляет 0,384 МПа;
3)	коэффициент энергетической эффективности (см. (12.10)) £0= 7811,2;
4)	суммарная мощность, необходимая для прокачки мазута, 7,965 кВт;
5)	тепловая производительность подогревателя Q= 3,160 МВт.
Результаты уточненных расчетов максимальных возможностей подогревателя ПМ-10-60 приведены в табл. 14.7.
II. Результаты расчетов возможностей подогревателя мазута ПМ-10-60 в случае применения в качестве метода интенсификации теплообмена плавно очерченной накатки представлены в табл. 14.8.
В табл. 14.8, как и в предыдущем случае, не включены результаты расчетов при давлениях греющего пара рц= 0,5 и 0,3 МПа, так как и в этих случаях температура насыщения пара меньше, чем максимально достижимое значение температуры мазута в гладкотруб-пом серийном подогревателе ^м= 154,7 °C (см. табл. 14.7).
Оптимальными геометрическими характеристиками поперечной плавно очерченной накатки для подогревателя ПМ-10-60 являются: S/D=0,6; d/D = 0,8.
III. Результаты расчетов возможностей подогревателя мазута ПМ-10-60 в случае применения в качестве метода интенсификации
592
Таблицы 14.8. Основные расчетные характеристики подогревателя мазута ПМ-10-60, интенсифицирован* ного путем применения плавно очерченной поперечной накатки
Характеристика	Давление греющего пара МПа (температура насыщения пара °C)		
	1,3(191,6)	1.1(184,1)	0,7(164,9)
Число оребренных ходов аппарата, необходимое для достижения t>M= tu	5	5; 6	5; 6
Число оребренных ходов аппарата, необходимое для достижения номинального значения t2M	3(1)	3(1)	4(3)
Расчетное гидравлическое сопротивление по мазуту, МПа	0,378	0,401	0,587
Коэффициент энергетической эффективности	3440,8	3670,3	3979,4
Суммарная мощность N, необходимая для прокачки мазута, кВт	14,613	18,332	90,580
Тепловая производительность модернизированного подогревателя Q, МВт	4,404	3,15	3,049
теплообмена проволочных спирально-винтовых вставок приведены в табл. 14.9.
Расчеты с давлением греющего пара рп= = 0,5 МПа и 0,3 МПа также не включены в таблицу, так как и в этих случаях температура насыщения пара меньше, чем максимально достижимое значение температуры мазута в гладкотрубном серийном подогревателе (см. табл. 14.7 и 14.9).
Оптимальными геометрическими характеристиками проволочных спирально-винтовых вставок для подогревателя ПМ-10-60 являются: S/D = 3,5; d/D= 0,17.
Как видно из табл. 14.8 и 14.9, подогреватели с проволочными вставками в этом случае менее эффективны, чем с поперечной накаткой, но гораздо эффективнее гладкотрубного серийного аппарата.
Подогреватели мазута ПМ-10-120.
I. Расчет максимально достижимых возможностей серийного гладкотрубного подо-
Таблица 14.9. Основные расчетные характеристики подогревателя мазута ПМ-10-60, интенсифицированного проволочными спирально-винтовыми вставками
Характеристика	Давление греющего пара рп, МПа (температура насыщения пара °C)		
	1,3(191,6)	1,1(184,1)	0,7(164,9)
Максимальная температура нагрева мазута, °C	190,6	183,0	164,1
Число оребренных ходов аппарата, необходимое для достижения номинального значения £2м	5(3)	5(4)	6(6)
Расчетное гидравлическое сопротивление по мазуту, МПа	1,764	2,274	2,675
Коэффициент энергетической эффективности £0	6759	4628,0	3949,6
Суммарная мощность N, необходимая для прокачки мазута, кВт	37,126	47,585	35,486
Тепловая производительность модернизированного подогревателя Q МВт	4,426	3,137	3,167
гревателя ПМ-10-120 при подогреве мазута марки М100 показал, что:
1)	при номинальных (заложенных в паспортные данные) значениях расхода (120 т/*), начальной температуре мазута (/1м= 60 °C) и давлении греющего пара рп= 1,3 МПа можно получить конечную температуру мазута марки М100 до значения ^м= 155,1 °C.
Значение номинальной (паспортной) температуры ^м= 115 °C достигается в серийном гладкотрубном варианте подогревателя ПМ-10-120 на восьмом ходу аппарата. Максимально достижимая температура, до которой можно прогреть мазут при всех номинальных исходных данных, составляет, как уже говорилось, 155,1 °C;
2)	расчетное значение гидравлического сопротивления всего мазутного тракта в аппарате при ^м= 155,1 °C составляет 0,378 МПа;
3)	коэффициент энергетической эффективности (см. (12.10)), Е(}- 7974,1;
4)	суммарная мощность, необходимая для
593
Таблица 14.10. Уточненные значения основных характеристик серийного гладкотрубного подогревателя мазута ПМ-10-120
Показатель	Значение
Максимально достижимое значение температуры подогреваемого мазута Д2м, °C	155,1
Гидравлическое сопротивление мазутного тракта, МПа	0,378
Число ходов, при котором достигается номинальное (паспортное)значение температуры мазута Д2м	8
Коэффициент энергетической эффективности Eq	7974,1
Суммарная мощность N, необходимая для прокачки мазута, кВт	15,688
Тепловая производительность Q, МВт	6,341
Таблицы 14.11. Основные расчетные характеристики подогревателя мазута ПМ-10-120, интенсифицированного путем применения плавно очерченной поперечной накатки
Характе ристика	Давление греющего пара МПа (температура насыщения пара «... "С)		
	1,3(191,6)	1,1(184,1)	0,7(164,9)
Число оребренных ходов аппарата, необходимое для достижения Д2м=	5	5; 6	6; 7
Число оребренных ходов аппарата, необходимое для достижения номинального значения	3(1)	3(1)	4(3)
Расчетное гидравлическое сопротивление по мазуту, МПа	0,467	0,495	0,537
Коэффициент энергетической эффективности Eq	3488,7	4508	5643
Суммарная мощность N, необходимая для прокачки мазута, кВт	12,075	16,441	18,831
Тепловая производительность модернизированного подогревателя Q, МВ1	8,740	6,327	6,315
прокачки мазута, N= 15,688 кВт;
5)	тепловая производительность подогревателя Q= 6,341 МВт.
Результаты уточненных расчетов по опре
делению максимальных возможностей подогревателя ПМ-10-120 приведены в табл. 14.10.
II. Результаты расчетов возможностей подогревателя мазута ПМ-10-120 в случае применения в качестве метода интенсификации теплообмена плавно очерченной накатки представлены в табл. 14.11.
Расчеты при давлениях греющего пара />п= 0,3 и 0,5 МПа также не включены в таблицу, так как и в этих случаях температура насыщения пара меньше, чем максимально достижимое значение температуры мазута в гладкотрубном серийном подогревателе (табл. 14.10 и 14.11).
Оптимальными геометрическими характеристиками поперечной плавно очерченной накатки подогревателя ПМ-10-120 являются: S/P=0,6; <//Р=0,8.
III. Результаты расчетов возможностей подогревателя мазута ПМ-10-120 в случае применения в качестве метода интенсификации теплообмена проволочных спирально-винтовых вставок приведены в табл. 14.12.
Таблица 14.12. Основные расчетные характеристики подогревателя мазута ПМ-10-120, интенсифицированного проволочными спирально-винтовыми вставками
Характеристика	Давление греющего пара ри, МПа (температура насыщения пара °C)		
	1,3(191,6)	1,1(184,1)	0,7(164,9)
Максимальная температура нагрева мазута, °C Число оребренных ходов аппарата, необходимое для достижения номи-	190,7	183	164,2
нального значения Расчетное гидравлическое сопротивле-	5(3)	5(4)	7(5)
ние по мазуту, МПа Коэффициент энергетической эффек-	1.733	2,234	2,645
тивности Eq Суммарная мощность N, необходимая для	3868,1	4671,2	4854,4
прокачки мазута, кВт Тепловая производительность модернизированного	62,988 ч	63,535	69,809
подогревателя Q MBi	8,854	6,889	6,586
594
Результаты расчетов при рп- 0,3 и 0,5 МПа также не включены в таблицу, так как и в этих случаях температура насыщения пара меньше, чем максимально достижимое значение температуры мазута в гладкотрубном серийном подогревателе (табл. 14.10).
Оптимальными геометрическими характеристиками проволочных спирально-винтовых вставок для подогревателя ПМ-10-120 являются: S/Z) = 3,5; d/D = 0,17.
Оценивая в целом проведенные исследования по модернизации серийных гладкотрубных подогревателей типа ПМ, можно сделать ряд выводов.
1.	Учитывая, что парк подогревателей мазута типа ПМ очень велик и что в общем объеме затрат энергии на содержание мазутного хозяйства подогреватели используют подавляюще большую часть этой энергии, проблема повышения их эффективности не только существует, но и весьма актуальна.
2.	Замена подогревателей мазута типа ПМ на более эффективные типа ПМР, во-первых, достаточно дорогая процедура, во-вторых, выигрыш по эффективности, т.е. по экономии теплоты, при этом будет весьма небольшим. Более предпочтительна замена аппаратами серии ТТ («труба в трубе») (см. гл. 10).
3.	Более дешевый и реально осуществимый путь — это модернизация подогревателей типа ПМ за счет применения методов интенсификации теплообмена, в частности методов, предложенных выше. Рассмотрим этот вопрос более подробно.
Наиболее эффективным представляется использование поперечных плавно очерченных выступов (получаемых накаткой) на внутренней поверхности труб со стороны мазута. Для турбулентных течений метод подробно исследовался в работах Г.А. Дрейцера. Этот же метод оказался наиболее эффективным для ламинарных течений [183]. Применение проволочных спирально-винтовых вставок менее эффективно, но более реально из-за очевидной технологичности.
Следует остановиться на одном весьма важном моменте. Обычно, когда говорят о применении какого-либо метода интенсифи
кации теплообмена в кожухотрубных аппаратах, априори подразумевают применение рассматриваемого метода па всех ходах и трубах аппарата. Но это совершенное не так и даже более того, обычно не нужно. Подтверждением тому являются приведенные выше расчеты.
Как видно из табл. 14.2 и 14.3, 14.5 и 14.6, 14.8 и 14.9, 14.11 и 14.12, для получения на выходе из аппарата требуемой номинальной температуры мазута достаточно всего несколько оребренных ходов. Для номинальных параметров греющего пара это обычно два-три хода. Остальные ходы и трубы в аппарате хоть и гладкие, но остаются, и в них тоже происходит дальнейший подогрев мазута. Тогда с учетом гладких труб общее число труб и ходов, требующих оребрения, резко снижается. В указанных таблицах первые цифры вторых по вертикали граф указывают число оребренных ходов аппарата, формально необходимое для получения требуемой номинальной температуры А2м- Это случай, когда остальные трубы в теплообмене уже не участвуют.
Цифры в скобках — это необходимое число оребренных ходов для получения требуемой номинальной температуры мазута с учетом теплообмена во всех остальных гладких ходах и трубах.
Таким образом, как видно из результатов расчетов, оребрение одного или двух первых ходов аппарата позволяет достичь номинальной температуры ?2м и при этом еще иметь громадный резерв по тепловой производительности аппарата. При замене мазутных насосов на более производительные можно реально воспользоваться этим резервом и сократить общее число подогревателей в теплотехнологической схеме мазутного хозяйства.
Другой вариант сокращения затрат на содержание мазутного хозяйства — это уменьшение числа ходов в подогревателях. При этом резко уменьшаются затраты электроэнергии на прокачку мазута по тракту подогревателей.
В расчетах также предусматривался вариант использования резервов тепловой про
595
изводительности модернизированных подогревателей за счет снижения параметров греющего пара. Для электростанций, где возможно получение пара более низких параметров (после проведения необходимых расчетов по количеству отбираемого пара и получения соответствующего разрешения), это мероприятие чрезвычайно выгодно.
Очень актуальна проблема повышения эффективности подогревателей мазута методами интенсификации теплообмена в связи с сжиганием мазута с малыми избытками воздуха. Требуемую температуру мазута ^м~ 160 °C и выше достаточно трудно обеспечить с помощью серийного оборудования, предусмотренного в типовых проектах. Например, уменьшение расхода топлива (с целью увеличения степени подогрева) или понижение давления после насосов первого подъема (с це
лью увеличения объемов рециркуляции) приводит к срыву насосов второго подъема. Модернизация серийных подогревателей методами интенсификации теплообмена снимает эти проблемы и позволяет оребрением соответствующего числа ходов аппарата получить необходимую температуру мазута.
Разумеется, для каждых конкретных проектов электростанции или котельной, а также набора оборудования вариант модернизации или самих подогревателей, или теп-лотехнологической схемы мазутного хозяйства за счет применения того или иного метода интенсификации теплообмена должен определяться отдельно.
В данной книге автор предлагает методику расчетов для разработки модернизированных вариантов и результаты исследований, необходимые для принятия конкретных решений.
Глава 75
МЕТОДИКА ПРОЕКТИРОВАНИЯ МАЗУТНЫХ ХОЗЯЙСТВ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И КОТЕЛЬНЫХ
15.1. Общая концепция разработки теплотехнологических схем мазутных хозяйств
Концептуальные подходы к проектированию сложных теплотсхнологических схем известны из теории САПР. Тем нс менее, учитывая современные возможности широкого использования вычислительных методов и техники, представляется целесообразным рассмотреть методологические вопросы проектирования мазутных хозяйств более конкретно и подробно.
Перед энергетической отраслью промышленности па современном этапе развития стоит ряд важнейших задач — это экологическая чистота производства электрической и тепловой энергий, обеспечение принципа экономии энергетических ресурсов, автоматизация всей технологической схемы производства энергии, опережающее увеличение объемов выработки энергии по сравнению с ростом затрат на собственные нужды. Все это в полной мере относится и к мазутному’ хозяйству, как к одному из основных структурных подразделений электростанций и котельных. Для мазутных хозяйств характерны большие, занимаемые оборудованием территории, разнообразие номенклатуры используемого оборудования и арматуры, протяженные трассы мазутопроводов и паровых спутников. Мазутное хозяйство является также потенциальным источником экологической опасности.
Говоря о методологии проектирования мазутных хозяйств электростанций и крупных котельных, следует, прежде всего, исходить из ряда принципиальных соображений.
Во-первых, мазутное хозяйство как система подготовки и подачи топлива обеспечивают жизнедеятельность электростанций. Ко всем типам мазутных хозяйств без исключения, а к основным прежде всего, предъявляются жесткие требования по надежности и вероятности безотказной работы в течение длительного времени.
Во-вторых, проект должен обеспечивать высокую эффективность всего комплекса оборудования и всей теплотехнологической схемы в целом. В ситуации, когда мазут считается менее конкурентоспособным по сравнению с другими видами топлива, прежде всего с газом, для станций, использующих только мазут или часто переходящих на работу на нем, эта проблема входит в число первоочередных.
В-третьих, при переходе на более экономные, но более жесткие режимы, когда требуется подача более нагретого топлива, очень важными становятся вопросы общей пожаробезопасности и экологической надежности эксплуатации всего комплекса оборудования.
Представим общую концепцию разработки теплотехнологической схемы мазутного хозяйства в виде блок-схемы, показанной на рис.15.1.
В верхней части элементов блок-схемы выделены этапы общего подхода, далее приведены методы, которыми достигаются конечные цели, приведенные в последней графе.
Кратко характеризуя алгоритм общей концепции разработки эффективных тсплотехно-логических схем мазутных хозяйств, следует в качестве первоочередного выделить этап принятия технического решения.
597
В целом этот этап не представляет большой степени свободы при проектировании мазутного хозяйства. Поскольку в принятом решении о строительстве или расширении электростанции или котельной оговорены мощность и тип станции, а отсюда, как следствие, и набор основного котельного оборудования, то остается только принять решение о типах мазутного хозяйства и схемах подготовки мазута к сжиганию.
Из классификации схем подачи и подготовки жидкого топлива выбирается для заданного типа мазутного хозяйства (основного, резервного и др.) конкретная схема подготовки топлива к сжиганию с учетом всех преимуществ, недостатков и конкретных факторов, свойственных данному проекту.
Сложность теплотехнологических схем мазутных хозяйств для многих электростанций, особенно расширяющихся, заставляет проводить идентификацию контуров схемы методами теории графов для выполнения оптимальной последовательности расчета и последующего выбора всей номенклатуры оборудования.
Назначение этого этапа — проведение структурного анализа методами теории графов, булевой алгебры и анализа матриц с целью выделения всех контуров схемы и определения оптимальной последовательности ее расчета. При этом составляется балансовая теплотехнологическая схема (БТТС) мазутного хозяйства.
Следующий, один из наиболее трудоемких этапов — это проведение теплового и термодинамического анализов эффективности работы предварительно выбранного оборудования. Целью проведения этого этапа является получение сводных данных по затратам тепловой и электрической энергий на содержание мазутного хозяйства по всем группам оборудования и сезонным режимам его работы.
Наиболее ответственным этапом является оценка эффективности всей схемы мазутного хозяйства и отдельных групп оборудования в виде теплового и термодинамического КПД. По результатам оценки эффективности, принимается решение о применении методов интенсификации процессов в конкретных видах оборудования, о замене принято
598
го ранее оборудования на более эффективное, об изменении режимов подачи или подогрева мазута и др. Все это требует от проектной организации наличия значительного объема информации о последних научных и технических достижениях в этой области.
Следующий этап, требующий значительного математического обеспечения, — это проведение комплекса работ по подбору, расчету и исследованию методов интенсификации теплогидродинамических процессов для серийного оборудования, новых технологических процессов и видов оборудования.
Заканчивается общий алгоритм численной реализацией задачи оптимизации всей теплотехнологической схемы мазутного хозяйства.
15.2. Алгоритмы проектирования, расчета режимных параметров и выбора оборудования теплотехнологических схем мазутных хозяйств
Рассмотрим общую концепцию разработки теплотехнологических схем мазутных хозяйств в виде алгоритма, представленного на рис. 15.2, более подробно.
1.	Первый этап проектирования — это принятие решения о мощности электростанции или котельной, виде основного или резервного топлива, наборе котельного оборудования и территориальном расположении объекта.
2.	Следующий этап — определение основных характеристик мазутного хозяйства.
К основным характеристикам мазутного хозяйства (см. гл. 2) следует отнести: суммарную производительность по мазуту каждого котла и электростанции в целом; значения вязкости, температуры и давления мазута, которые необходимо обеспечить перед подачей в горелки и форсунки котлов; вместимость и число резервуаров для хранения мазута с учетом норм запаса.
Общие рекомендации по определению значений вязкости и температуры для наиболее известных конструкций форсунок и горелок приведены в § 2.12.
Общие рекомендации по нахождению вместимости резервуаров в зависимости от типа
мазутного хозяйства, а также требуемые нормы запаса мазута и способы его доставки предложены § 2.13.
Методика расчета основных характеристик мазутного хозяйства представлена в § 2.14. Там же даны примеры расчетов для резервного (Казанская ТЭЦ-1) и растопочного (Казанская ТЭЦ-2) мазутных хозяйств, как наиболее интересных в расчетном плане типов мазутных хозяйств.
3.	Важным этапом проектирования является разработка генерального плана мазутного хозяйства и в первую очередь трассы системы мазутопроводов с паровыми спутниками. При разработке трассы системы мазутопроводов с паровыми спутниками следует учесть рельеф местности, все повороты и разветвления, оценить места установки запорной, регулирующей и предохранительной арматуры, иметь данные по высоте расположения резервуаров, горелок и форсунок, здания мазутонасосной и др.
4.	Очередной этап — выбор и предварительное описание теплотехнологической схемы проектируемого мазутного хозяйства на базе типовых схем, представленных в гл.1.
5.	Следующим этапом является подбор оборудования по каталогам и рекомендациям, причем, очевидно, паилучшая последовательность подбора всего комплекса оборудования заключается в движении по теплотехнологической схеме от горелок и форсунок к резервуарам и оборудованию для слива мазута из вагонов-цистерн. На основании определения таких основных характеристик, как вязкость, давление и температура мазута в конечных точках трассы системы мазутопроводов, выбор конкретных марок и типов горелочных устройств и форсунок был произведен ранее (см. блок 2 на рис. 15.2). Считая такие основные характеристики, как расход, давление и температура мазута перед подачей в горелки и форсунки в качестве начальных параметров теплотехнологической схемы и двигаясь по ней, производится подбор основного оборудования мазутного хозяйства. Это в первую очередь подогреватели мазута, которые обеспечивают весь темпера-
599
теплотехнологических схем мазутных хозяйств
турный режим схемы, и мазутные насосы. Подбор подогревателей мазута следует производить по номинальному (паспортному) значению конечной температуры мазута /2м> которая была определена ранее, а также по производительности подогревателя, которая должна быть более (с учетом объемов рециркуляции) расхода мазута перед горелками и форсунками. Расход мазута перед горелками и форсунками котлов также был вычислен ранее. Технические характеристики се
рийных подогревателей мазута приведены в гл. 9.
Перед определением марок насосов следует предусмотреть выбор фильтров согласно общим рекомендациям, приведенным в § 2.12. Конкретные марки и конструкции мазутных фильтров описаны в § 6.4. Там же представлены их технические характеристики, в том числе данные по избыточному давлению.
Имея все необходимые данные по произ
600
водительности, гидравлическому сопротивлению или избыточному давлению подогревателей мазута, фильтров, арматуры, поворотов и разветвлений трассы мазутопроводов, осуществляется выбор мазутных насосов.
Описание конструкций насосов и их необходимые технические данные приведены в §6.1. Общие рекомендации по выбору марки и числа насосов даны в § 6.2 в виде графиков с рекомендуемыми областями их применения, номограмм и др. Примеры выбора конкретных марок насосов по основным характеристикам мазутного хозяйства представлены в § 2.14.
После определения конкретных марок насосов для подачи мазута обязательно следует произвести пересчет их характеристик с воды на вязкую жидкость (в нашем случае мазут) по методике, предложенной в § 8.2.
Далее можно перейти к выбору резервуаров для хранения мазута. С учетом общих рекомендаций и норм запаса, приведенных в §2.13, по основным характеристикам мазутного хозяйства (в частности, по суммарной производительности (см. § 2.14)) находятся вместимость, тип и число резервуаров. Здесь же предварительно определяются способы подогрева мазута в резервуарах, которые описаны в § 5.1. Там же представлены технические характеристики статических подогревателей мазута в резервуарах и систем циркуляционного подогрева. Методика расчета процессов подогрева мазута в резервуарах с помощью статических подогревателей и с помощью циркуляционного подогрева дана в § 5.2. Эти способы, как известно, нашли в настоящее время самое широкое распространение в мазутных хозяйствах электростанций. Тем не менее, в §5.2. описана методика расчета электроподогрева мазута в резервуарах.
Затем можно перейти к подбору оборудования для сливных операций для наиболее распространенного способа доставки мазута железнодорожным транспортом в вагонах-цистернах. Описание оборудования для проведения сливных операций представлено в §3.1 и 3.2.
Методика определения характеристик основного оборудования для слива мазута из цистерн — длины и числа железнодорожных эстакад, а также размеров желобов для слива мазута — совместно с конкретными примерами приведена в § 3.3.
В § 3.4 описаны способы и оборудование для подогрева мазута в вагонах-цистернах при сливе.
6.	После предварительного подбора оборудования по каталогам и расчета основных характеристик представляется возможным разработать более подробно теплотехнологическую схему мазутного хозяйства и приступить к ее структурному анализу.
Методика структурного анализа, заключающаяся в построении балансовой теплотех-пологической схемы (БТТС) и последующей обработки ее методами теории графов, булевой алгебры и матричного анализа, предложена в § 11.1.
В результате проведенного структурного анализа будет осуществлена идентификация контуров разработанной БТТС и определена оптимальная последовательность ее расчета. В § 11.2 даны конкретные примеры структурного анализа трех типов мазутных хозяйств.
Несмотря на наличие типовых схем, рекомендуемых для каждого типа мазутного хозяйства (см. гл.1), каждая конкретная теплотехнологическая схема имеет свои отличия.
Сложные разветвленные, с большим числом элементов схемы обычно используются при расширении электростанций или котельных, при строительстве второй очереди и т.п. Примером тому служит схема растопочного мазутного хозяйства Черепетской ГРЭС, БТТС и структурный анализ которой приведены в § 11.2. Поэтому говорить о некотором постоянном наборе БТТС для всех типов мазутных хозяйств и схем подачи топлива не приходится. Для каждой электростанции и мазутного хозяйства балансовая теплотехнологическая схема будет иметь свои особенности и отличия. Соответственно будут существовать отличия в числе идентифицированных контуров, их рангах и последовательности расчета.
601
7.	Следующий этап проектирования — это идентификация участков трассы системы мазутопроводов с паровыми спутниками, методика которой приведена в § 8.2. Методика гидравлического расчета мазутопроводов с разветвленной структурой базируется на методах структурного анализа. Она позволяет идентифицировать участки трассы системы мазутопроводов с паровыми спутниками с последующим их выделением. Принципом выделения участков трассы и последовательности их расчетов является выделение участка с наибольшим гидравлическим сопротивлением. Далее процедура повторяется с выделением следующего участка также с наибольшим гидравлическим сопротивлением и т. д.
При идентификации и расчете участков трассы системы мазутопроводов с паровыми спутниками одновременно производится нахождение значений всех местных сопротивлений в местах установки арматуры, фильтров, поворотов, разветвлений, более точный подбор насосов, мест их установки и их числа.
8.	Затем проводится тепловой анализ работы всего комплекса оборудования теплотехнологической схемы. Методика выполнения теплового анализа работы оборудования теплотехнологических схем мазутных хозяйств приведена в § 11.3. Там же даны примеры проведения теплового анализа для конкретных мазутных хозяйств. В итоге выполнения этого этапа проектирования должны быть найдены затраты теплоты на содержание мазутного хозяйства в целом и по отдельным группам оборудования, а также тепловой КПД мазутного хозяйства и всех групп оборудования, доли теплоты, приходящейся на каждый вид оборудования или его энергоемкость. Здесь же с помощью методики, предложенной в § 8.4, должны просчитываться тепловая изоляция системы мазутопроводов с паровыми спутниками и режимы подачи пара.
Следует отметить, что данный этап проектирования наиболее трудоемкий в расчетном плане, поскольку именно здесь проводятся тепловые и гидродинамические расчеты всего комплекса оборудования.
Следует указать, что тепловые и гидродинамические расчеты, выполняемые на этом этапе проектирования в рамках теплового анализа, следует производить в последовательности, определенной при структурном анализе схемы. Это позволяет свести к минимуму число расчетных итераций при подборе на последующих этапах оборудования с наименьшими затратами энергии на свое содержание. Говоря об объеме вычислений, следует указать, что здесь должны быть проведены расчеты всего комплекса оборудования для сливных операций (см. § 5.2 и 11.4), резервуарного парка согласно методике § 5.2 и примерам расчетов различных типов резервуаров (см. § 11.4), а также парка теплообменников — подогревателей мазута согласно методике, описанной в § 10.1 и 10.2. При этом в методиках приведены два варианта расчетов — определение характеристик и подбор оборудования при заданных условиях и режимах его эксплуатации, т.е. известных параметрах теплоносителей и времени проведения данной технологической операции, или, наоборот, при заданных конструкциях и характеристиках оборудования нахождение необходимых режимных параметров мазутного хозяйства.
Варианты расчетов, предусмотренных в методиках, предназначены для двух задач, которые обычно приходится выполнять при проектировании. Это задача проектирования мазутного хозяйства вновь строящегося объекта или задача расширения мазутного хозяйства для подключения второй очереди. В первом случае при проектировании существует более широкая возможность выбора наилучшего варианта, во втором —приходится использовать режимы подачи теплоносителей и другие характеристики уже существующего объекта.
9.	Следующий этап проектирования — проведение термодинамического анализа работы всего комплекса оборудования теплотехнологической схемы. Методика выполнения термодинамического анализа эксергетичес-ким методом приведена в § 11.5, а конкретные примеры — в § 11.6. Это тоже достаточно
602
трудоемкий в расчетном плане этап проектирования. Термодинамический анализ рекомендуется также проводить в последовательности, определенной при структурном анализе, по соответствующим контурам тепло-технологической схемы.
Следует отметить, что термодинамический анализ, характеризующий работоспособность всего мазутного хозяйства и его отдельных элементов или групп оборудования, во многом базируется на результатах выполненного ранее теплового анализа. Термодинамический анализ позволяет определить подведенную к системе и ее элементам эксергию и эксергетический КПД теплотехнологической схемы в целом и по группам оборудования.
Одновременно, помимо эксергии, подведенной с теплотой, здесь учитывается эксергия, связанная с затратами электроэнергии на привод всех насосов мазутного хозяйства. Результаты термодинамического анализа будут учитываться при оценке эффективности, так как именно они характеризуют работоспособность системы или качественные показатели использования подводимой энергии.
10.	Одним из наиболее ответственных этапов проектирования является этап оценки эффективности и затрат энергии всего мазутного хозяйства и его отдельных элементов. В результате проведенных ранее теплового и термодинамического анализов элементов и самой теплотехнологической схемы мазутного хозяйства можно оценить эффективность того или иного участка схемы с соответствующим комплектом оборудования. Для серийного оборудования с низким значениями теплового или эксергетического КПД, с большими удельными затратами энергии на этом этапе проектирования должно приниматься техническое решение или о его модернизации, или о выборе нового, более эффективного и занимающего в общем объеме подводимой энергии меньшую долю.
В качестве примера можно привести порядок действий в случае необходимости увеличения эффективности наиболее энергоемко
го элемента схем — подогревателей мазута как основных, так и циркуляционного подогрева. После проведения расчетов по максимальным возможностям серийных стационарных подогревателей мазута типов ПМ или ПМР для конкретных условий по методикам, приведенным в §§ 10.1, 10.2 и 14.2, следует произвести расчеты вариантов их замены на секционные аппараты (см. § 10.3). По рекомендациям, изложенным в гл. 12, можно определить наилучший метод интенсификации теплообмена для конкретных условий и конкретной марки подогревателя. Затем по методикам, представленным в § 14.2, и результатам исследований (см. § 14.3) можно выбрать вариант модернизации аппарата типа ПМ. На последней стадии все выбранные варианты сравниваются по тепловой и термодинамической эффективностям.
Аналогичную процедуру расчетов следует произвести и с резервуарами хранения мазута. По методикам, предложенным в гл.5 и 11, необходимо выполнить все расчеты для определения тепловой и термодинамической эффективностей хранения мазута в «горячем» и «холодном»режимах для предварительно выбранных конструкции и вместимости резервуаров. Затем повторить расчеты для других вариантов, найти их эффективность и затраты теплоты на единицу объема резервуара.
Такой же алгоритм расчетов распространяется и на выбор варианта слива мазута из вагонов-цистерн. Очевидно, что здесь степень свободы гораздо меньше из-за ограниченности предлагаемой промышленностью номенклатуры оборудования и невозможности в большинстве случаев его интенсификации. Тем не менее, и здесь возможно применение более эффективных, в том числе и с экологической точки зрения, методов, па-пример слив мазута при циркуляционном его подогреве в цистернах. Методика расчета такого варианта приведена в гл.5.
Все варианты расчета и поиска более экономичного оборудования повлекут за собой выбор и установку более экономичных насо
603
сов, что в свою очередь приведет к сокращению затрат электроэнергии.
11.	Следующим и последним этапом проектирования является этап итерационных расчетов по минимизации затрат энергии на содержание мазутного хозяйства. Совершенно очевидно, что реализация такого подхода к проектированию новых и реконструируемых мазутных хозяйств требует полного ком
плекса методик расчета всех тепловых и гидродинамических процессов, происходящих в мазутном хозяйстве, описаний оборудования и его характеристик, наличия информации о последних научно-технических достижениях в этой области. Только это позволит в полной мере провести качественное проектирование мазутного хозяйства электростанции или крупной котельной.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1.	ГОСТ 10585-75. Топливо нефтяное. Мазут. Технические условия. М.: Изд-во стандартов, 1982.
2.	ГОСТ 19121-73. Нефтепродукты. Метод определения содержания серы сжиганием в лампе. М.: Изд-во стандартов, 1994.
3.	ГОСТ 3877-88. Нефтепродукты. Метод определения содержания серы сжиганием в калориметрической бомбе. М.: Изд-во стандартов, 1988.
4.	ГОСТ 10364-90. Нефть и нефтепродукты. Метод определения ванадия. М.: Изд-во стандартов, 1991,
5.	ГОСТ 14203-69. Нефть и нефтепродукты. Диэлькоме-трический метод определения влажности. М.: Изд-во стандартов, 1981.
6.	ГОСТ 6370-83. Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей. М.: Изд-во стандартов, 1983.
7.	ГОСТ 10577-78. Нефтепродукты. Метод определения содержания механических примесей. М.: Изд-во стандартов, 1984.
8.	ГОСТ 2517-85. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб. М.: Изд-во стандартов, 1986.
9.	Энергетический баланс. Терминология. М.: Наука, 1973.
10.	ГОСТ 26098-84. Нефтепродукты. Термины и определения. М.: Изд-во стандартов, 1984.
И. ГОСТ 6258-85. Нефтепродукты. Метод определения условной вязкости. М.: Изд-во стандартов, 1993.
12.	ГОСТ 33-82. Нефтепродукты. Метод определения кинематической и расчет динамической вязкости. М.: Изд-во стандартов, 1991.
13.	ГОСТ 7163-84. Нефтепродукты. Метод определения вязкости автоматическим капиллярным вискозиметром. М.: Изд-во стандартов, 1984.
14.	ГОСТ 3900-85. Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности. М.: Изд-во стандартов, 1991.
15.	ГОСТ 6356-75. Нефтепродукты. Методы определения температуры вспышки и воспламенения в закрытом тигле. М.: Изд-во стандартов, 1994.
16.	ГОСТ 4333-87. Нефтепродукты. Методы определения температуры вспышки и воспламенения в открытом тигле. М.: Изд-во стандартов, 1993.
17.	ГОСТ 20287-91. Нефтепродукты. Методы определения температур текучести и застывания. М.: Изд-во стандартов, 1991.
18.	ГОСТ 28781-90. Нефть и нефтепродукты Метод определения давления насыщенных паров на аппарате с механическим диспергированием. М.: Изд-во стандартов, 1991.
19.	ГОСТ 4255-75. Нефтепродукты. Метод определения
температуры плавления по Жукову. М.: Изд-во стандартов, 1986.
20.	ГОСТ 21261-91. Метод определения высшей теплоты сгорания п вычисление низшей теплоты сгорания. М.: Изд-во стандартов, 1992.
21.	ГОСТ 2177-82. Нефтепродукты. Метод определения фракционного состава. М.: Изд-во стандартов, 1989.
22.	ГОСТ 5985-79. Нефтепродукты. Метод определения кислотности и кислотного числа. М.: Изд-во стандартов, 1994.
23.	ГОСТ 6793-74. Нефтепродукты. Метод определения температуры каплепадения. М.: Изд-во стандартов, 1987.
24.	ГОСТ 28576-90. Нефтепродукты и смазочные материалы. Общая классификация. Обозначение классов. М.: Изд-во стандартов, 1990.
25.	Белосельский Б.С., Глухов Б.Ф. Подготовка и сжигание высокоподогрстых мазутов на электростанциях и в промышленных котельных. М.: Изд-во МЭИ, 1993.
26.	Белосельский Б.С., Сол я ко в В.К. Энергетическое топливо. М.: Энергия, 1980.
27.	Павлов В.А., Штейнер И.Н. Условия оптимизации процессов сжигания жидкого топлива и газа в энергетических и промышленных установках. Л.; Энерго-атомиздат, 1984.
28.	Ляндо И.М. Эксплуатация маз)тного хозяйства котельной промышленного предприятия. М.: Энергия, 1968.
29.	Бажан П.И., Каневец Г.Е., Селивестров В.М. Справочник по теплообменным аппаратам. М.: Машиностроение, 1989.
30.	Энергетическое топливо СССР (ископаемые угли, горючие сланцы, торф, мазут и горючий природный газ). Справочник/ В.С. Вдовченко, М.И. Мартынова, Н.В. Новицкий. ТД. Юнипа М.: Энергоатомпздат. 1991.
31.	Белосельский Б.С., Покровский В.Н. Сернистые мазуты в энергетике. М.: Энергия, 1969.
32.	Адамов В.А. Сжигание мазута в топках котлов. Л.: Недра, 1989.
33.	Карабин А.И., Раменская Е.С., Эпно И.К. Сжигание жидкого топлива в промышленных установках. М.: Металлургия, 1966.
34.	Белосельский Б.С. Топочные мазуты. М.: Энергия, 1978.
35.	Геллер З.И. Мазут как топливо. М.: Недра, 1965.
36.	Расчетные методы оценки качественных показателей нефти и нефтепродуктов/ Н.З. Бочавер, П.С. Дейпен-
605
ко, Л .И. Шохина, Г.Д. Левченко. М.: ЦНИ ИТЭНЕФТЕ-ХИМ, 1982.
37.	Богатов Г.Ф. Теплопроводность индивидуальных углеводородов и нефтепродуктов в жидком состоянии: Автореф. дис. ... докт. техн, пауте. М.: Изд-во МЭИ, 1992.
38.	Экспресс-определение относительной плотности нефтяных фракций/M.IO. Долматов, З.Ф. Кузьмина, С.П. Ломакин, Л.И. Хашпср// Химия и технология топлив и масел. 1991. №9. С. 33—34.
39.	Методика расчета температуры вспышки нефти и нефтепродуктов./Ф.А. Арсланов, В.С. Пручай, Р.Г. Гареев, Х.М. Лдигамова//Нефтехимия и нефтепереработка. 1996. №7-8. С.47—49.
40.	Ратов А.Н. Физико-химическая природа структуро-образования в высоко-вязких нефтях и прпрордпых битумах и их реологические различия// Нефтехимия. 1996. Т 36. №3. С. 195-207.
41.	Мережко Ю.И., Нестеров А.Н., Сюняев З.И. Процессы структурообразования и энергетические функции вязкого течения мазутов // Химия и технология топлив и масел. 1990. №4. С. 195—207.
42.	A better viscosity-ternperature relationship for petroleum products/ Sanchez-Rubio M., Heredia-Veloz A. Puig J.E. et al.// Lubrication Engineering. 1992. Vol. 48. N10.P. 821-826.
43.	Пермяков B.A., Левин E.C., Дивова ЕВ. Теплообменники вязких жидкостей, применяемые на электростанциях. Л.: Энергоатомиздат, 1983.
44.	Оленев II.М. Хранение нефти и нефтепродуктов. Л.: Недра, 1964.
45.	Роддатис К.Ф., Полтарецкий А.Н. Справочник по котельным установкам малой производительности. М.: Энергоатомиздат, 1989.
46.	Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. РД 34.20.501-95. М.: СПО ОРГРЭС, 1996.
47.	Типовая инструкция по эксплуатации мазутных хозяйств тепловых электростанций. РД 34.23.501-91. М.. СПО ОРГРЭС, 1993.
48.	Методические указания по организации учета топлива на тепловых электростанциях. М.: СПО ОРГРЭС, 1993.
49.	Сборник распорядительных документов по эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций М.: СПО ОРГРЭС, 1991.
50.	Правила техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций. М.: Энергоатомиздат, 1984.
51.	Типовая инструкция по содержанию и применению первичных средств пожаротушения па предприятиях Минэнерго СССР. ТИ 34-00-063-87. М.: СПО Союз-техэнерго, 1987.
52.	Правила учета топлива на электростанциях: РД 34.03105-88. М.: СПО Союзтехэнерго, 1988.
53.	Правила пожарной безопасности для энергопредприятий. ППБ-139-87. М.: Энергоатомиздат, 1987.
54.	Повышение эффективности работы газомазутиых горелок ЦКТИ-ТКЗ/А.Ш. Гаджиев, М.М. Мамедов, К.Г. Тончиев и др. // Электрические станции, 1975. №6. С. 75-76.
55.	Ермяков В.Я., Думский В.Д. Мазутные вихревые горелки с подачей газов рециркуляции между потока-
ми // Электрические станции. 1979. №6. С. 17—20.
56.	Кривоногое Б.М. Мазутное хозяйство котельных. Л.: ЛИСИ, 1975.
57.	Сжигание высокоссрппстого мазута на электростанциях/ Н.И. Верховский, Г.К. Красносслов, Е.В. Ма-шилов, Л.М. Цирульников. М.: Энергия, 1970.
58.	Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. М.: Энергия, 1976.
59.	ГОСТ-23689-79. Форсунки механические и паромеханические. Типы и основные параметры. Общие технические требования. М.: Изд-во стандартов, 1979.
60.	ГОСТ 4.470-87. Горелки и форсунки стационарных паровых и водогрейных котлов для сжигания газообразных и жидких топлив. Номенклатура показателей. М.: Изд-во стандартов, 1987.
61.	Либерман Н.Б., Нянковская М.Т. Справочник по проектированию котельных установок систем центрального теплоснабжения. М.: Энергия, 1977.
62.	Тасс О.А., Меньшиков В.П., Стужин Ю.В. Результаты внедрения газомазутных горелок// Электрические станции. 1969. №3. С.24-27.
63.	Хзмалян Д.М. Теория горения и топочные устройства. М.: Энергия, 1976.
64.	Липов Ю.М., Самойлов Ю.Ф. Компоновка и тепловой расчет парового котла. М.: Энергоатомиздат, 1988.
65.	Кромов Н.К., Шубин Е.П. Водяные тепловые сети. М.: Энергоатомиздат, 1988.
66.	Эстеркнн Р.И. Котельные установки. Л.: Энергоатомиздат, 1989.
67.	Спейшер В А., Горбаненко А.Д. Повышение эффективности использования газа и мазута в энергетических установках. М.: Энергоатомиздат, 1982.
68.	Гаврилов Е.И. Топлив ио-транс порти ос хозяйство и золошлакоудаленис на ТЭС. М.: Энергоатомиздат, 1987.
69.	Технические требования к обеспечению сохранности железнодорожных цистерн в тепляках при сливе мазута. М.: Союзэнерго, 1980.
70.	Горбаненко А.Ф., Карякин С.Т, Ляховский М.С. Условия слива мазута и зачистки железнодорожных цистерн в тепляке// Теплоэнергетика. 1971. №8. С.51-54.
71.	Справочник по проектированию мазутных хозяйств тепловых электростанций. Т.З. М.: Промэнер-гопроект-Теплоэлектропроект, 1976.
72.	Калашников И.В., Черникин В.И. Виброподогрев вязких нефтепродуктов. М.: Гостоптехиздат, 1961.
73.	Сильницкий А.К. Работа котельных установок на мазуте. Л.: Недра, 1965.
74.	Картошкин М.Д. Храпение топлива па электростанциях. М.—Л.: Энергоиздат, 1963.
75.	Бунчук В.А. Новые типы нефтяных резервуаров и их оборудование. М.: ВИИИОЭНГ, 1967.
76.	СНиП 2.11.04-85. Подземные хранилища нефти, нефтепродуктов и сжиженных газов / Минстрой России. М.: ГП ЦПП, 1996.
77.	Бухарин Т.Н., Виноградова Н.В, Черкашенинов В.И. Подземные хранилища шахтного типа для высоковязких нефтепродуктов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 1979. № 2. С. 5-8.
78.	Казарян Г.С., Богданов Ю.М., Бочарова Г.А. Эф
606
фективность хранения мазута в подземных резервуарах с применением углекислого газа // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 1988. № 4. С. 3-5.
79.	Берман С.С. Теплообменные аппараты и конденсационные устройства турбоустановок. М.: Машгиэ. 1959.
80.	Корниенко В.С., Поповский Б.В. Сооружение резервуаров. М.: Стройиздат, 1971.
81.	Стулов Т.Т., Бунчук В.А. Железобетонные резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов. Проектирование и сооружение. М.: Недра, 1968.
82.	Фатхиев Н.М. Размыв донных отложений в резервуаре с помощью стационарных сопел // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 1991. № 1. С.15-18.
83.	Донской Б.В., Мансик Э.Б., Москаленко Л.И. К вопросу очистки резервуаров от отложений мазута // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 1981. № 6. С. 5—7.
84.	Типовая инструкция по эксплуатации мазутных хозяйств тепловых электростанций. РД 34.23.501-91. М.: СПООРГРЭС, 1993.
85.	Куприянов В.Ф. О надежности установки ГПСС-2000 // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 1982. № 5. С. 29—30.
86.	Куприянов В.Ф. Об основных конструктивных особенностях ГПСС-2000 Vi узла ввода его в резервуар типа РВС-20000 // Транспорт и храпение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 1982. № 3. С. 14—16.
87.	Тюрин Н.А. Устройство, предотвращающее накопление осадков в мазутных резервуарах // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 1980. №4. С. 15-18.
88.	СНиП 2.11.03-93. Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы / Минстрой России. М.: ГП ЦПП, 1993.
89.	ГОСТ 1510-84. Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение. М.: Изд-во стандартов, 1984.
90.	ГОСТ 17032-71. Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Типы и основные размеры. М.: Изд-во стандартов, 1971.
91.	ГОСТ 4.250-79. Строительство. Бетонные и железобетонные изделия и конструкции. Номенклатура показателей. М.: Изд-во стандартов, 1979.
92.	Евтихин В.Ф. Борьба с осадками в резервуарах для нефти и мазута //Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 1983. № 2. С. 7—10.
93.	Евтихин В.Ф. Очистка резервуаров от отложений котельного топлива// Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 1983. № 4. С. 8-10.
94.	Евтихин В.Ф., Нестеренко С.А. Очистка резервуаров с использованием универсальной присадки «Бико-зин» за рубежом// Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 1980. № 3. С. 36—38.
95.	Поршневые паровые насосы. Каталог. М.: ЦИНТИ-химнефтемаш, 1982.
96.	Лопастные и роторные насосы. Каталог. М.: ЦИН-ТИхимнефтемаш, 1977.
97.	Нефтяные центробежные насосы. Каталог. М.: ЦИНТИхимнефтемаш, 1980.
98.	Михайлов А.К., Малюшенко В.В. Конструкции и
расчет центробежных насосов высокого давления. М.: Машиностроение, 1971.
99.	Мацкин Л.А., Черняк И.Л., Илембитов М.С. Эксплуатация нефтебаз. М.: Недра, 1975.
100.	Ломакин А.А. Центробежные и осевые насосы. М.: Машиностроение, 1966.
101.	Центробежные нефтяные насосы для магистральных трубопроводов. Каталог. М.: ЦИНТИхимнефтемаш, 1989.
102.	Пектемиров Г.А. Справочник инженера нефтебаз. М.: Гостоптехиздат, 1962.
103.	Справочник по оборудованию нефтебаз/ Под ред. В.И. Титкова. М.: Гостоптехиздат, 1959.
104.	Указания по проектированию котельных установок: CH-350-66.. М.: Трансэлектропроект, 1966.
105.	Турчин НЛ. Монтаж оборудования газового и мазутного хозяйства тепловых электростанций. М.: Эпергоиздат, 1981.
106.	Иванов К.И., Зегер К.Е., Чмовж В.Е. О предотвращении загрязнения поверхностей нагрева мазутных котлов с помощью присадок //Теплоэнергетика. 1969. №1. С. 13-17.
107.	Цирульников Л.М., Пученян С.И., Зегер К.Е. Об эффективности алюмосиликатной присадки к жидкому котельному топливу // Теплоэнергетика. 1977. X? 9. С. 40—44.
108.	ТУ 38.1011247-90. Присадка ВЭС-241. Технические условия. М.: Изд-во стандартов, 1990.
109.	Поршневые и плунжерные нефтяные насосы с регулируемой подачей: Каталог. М.: ЦИНТИхимнефтемаш. 1980.
110.	ГОСТ 28338-89. Соединения трубопроводов и арматуры. Проходы условные (размеры номинальные). Ряды. М.: Изд-во стандартов, 1990.
111.	ГОСТ 8731-74. Трубы стальные бесшовные горяче-деформированные. Технические требования. М.: Изд-во стандартов, 1985.
112.	ГОСТ 8732-78. Трубы стальные бесшовные горяче-деформироваппые. Сортамент. М.: Изд-во стандартов, 1991.
113.	ГОСТ 28548-90. Трубы стальные. Термины и определения. М.: Изд-во стандартов, 1990.
114.	ГОСТ 8733-74. Трубы стальные бесшовные холод-нодеформированные и теплодеформированные. Технические требования. М.: Изд-во стандартов, 1983.
115.	ГОСТ 9941-81. Трубы стальные бесшовные холод-нодеформированные и теплодеформированные из коррозионно стойкой стали. Технические условия. М.: Изд-во стандартов, 1991.
116.	ГОСТ 8734-75. Трубы стальные бесшовные холод-подеформированные. Сортамент. М.: Изд-во стандартов, 1991.
117.	ГОСТ 10705-80. Трубы стальные электросварные. Технические условия. М.: Изд-во стандартов, 1993.
118.	ГОСТ 3262-75. Трубы стальные водогаэопроводные. Технические условия. М.: Изд-во стандартов, 1994.
119.	Куликов А.А. Оборудование магистральных трубопроводов. Справочник. М.: Недра, 1965.
120.	ГОСТ 550-75. Трубы стальные бесшовные для нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. М.: Изд-во стандартов, 1991.
607
121.	ГОСТ 10704-91. Трубы стальные электросварные прямошовные. Сортамент. М.: Изд-во стандартов, 1992.
122.	ГОСТ 12815-80. Фланцы арматуры, соединительных частей и трубопроводов на ру от 0,1 до 20,0 МПа (от 1 до 200 кгс/см2). Типы. Присоединительные размеры и размеры уплотнительных поверхностей. М.: Изд-во стандартов, 1989.
123.	ГОСТ 12815-80. Фланцы арматуры, соединительных частей и трубопроводов ру от 0,1 до 20,0 МПа (от 1 до 200 кгс/см2). Общие технические требования. Изд-во стандартов, 1989.
124.	Каменицкая И.В. Арматура для трубопроводов тепловых электростанций. М.: Энергия, 1977.
125.	ГОСТ 356-80. Арматура и детали трубопроводов. Давление условное, пробное и рабочее. Ряды. М.: Изд-во стандартов, 1980.
126.	Гуревич Д.Ф., Заринский О.Н. Справочник по арматуре для газо- и нефтепроводов. Л.: Недра, 1988.
127.	Имбрицкий М.И. Справочник по арматуре тепловых электростанций. М.: Энергоиздат, 1981.
128.	ГОСТ 9698-86. Задвижки. Основные параметры. М.: Изд-во стандартов, 1987.
129.	ГОСТ 9698-86. Задвижки на условное давление ру < 25 МПа (250 кгс/см2). Общие технические условия. М.: Изд-во стандартов, 1993.
130.	ГОСТ 9544-93. Арматура трубопроводная запорная. Нормы герметичностия. М.: Изд-во стандартов, 1995.
131.	ГОСТ 12817-80. Фланцы литые из серого чугуна на ру от 1,6 до 20,0 МПа (от 16 до 200 кгс/см2). Конструкция и размеры. М.: Изд-во стандартов. 1987.
132.	ГОСТ 12819-80. Фланцы литые стальные на ру от 1,6 до 20,0 МПа (от 16 до 200 кгс/см2). Конструкция и размеры. М.: Изд-во стандартов, 1989.
133.	ГОСТ 12678-80. Регуляторы давления прямого действия. Основные параметры. М.: Изд-во стандартов, 1994.
134.	ГОСТ 12821-80. Фланцы стальные приварные встык нана/?у от 0,1 до 20,0 МПа (от 1 до 200 кгс/см2). Конструкция и размеры. М/. Изд-во стандартов, 1989.
135.	ГОСТ 6527-68. Концы муфтовые с трубной цилиндрической резьбой. Размеры. М.: Изд-во стандартов, 1993.
136.	ГОСТ 2822-78. Концы цапковые и штуцерные судовой арматуры и соединительных частей трубопроводов. Основные параметры, размеры и технические требования. М.: Изд-во стандартов, 1994.
137.	ГОСТ 12818-80. Фланцы литые из ковкого чугуна на ру от 1,6 до 4,0 МПа (от 16 до 40 кгс/см2). Конструкция и размеры. М.: Изд-во стандартов, 1989.
138.	ГОСТ 12820-80. Фланцы стальные плоские приварные на ру от 0,1 до 2,5 МПа (от 1 до 25 кгс/см2). Конструкция и размеры. М.: Изд-во стандартов, 1989.
139.	ГОСТ 12822-80. Фланцы стальные свободные на приварном кольце на Д, от 0,1 до 2,5 МПа (от 1 до 25 кгс/см2). Конструкция и размеры. М.: Изд-во стандартов, 1989.
140.	ГОСТ 9702-87. Краны конусные и шаровые. Основные требования. М.: Изд-во стандартов, 1987.
141.	ГОСТ 27477-87. Клапаны обратные. Основные параметры. М.: Изд-во стандартов, 1988.
142.	ГОСТ 9697-87. Клапаны запорные. Основные параметры. М.: Изд-во стандартов, 1988.
143.	ГОСТ 21729-76. Трубы конструкционные холодно-деформированные и теплодеформированные из углеродистых и легированных сталей. Технические условия. М.: Изд-во стандартов, 1985.
144.	Имбрицкий М.И. Краткий справочник по трубопроводам и арматуре. М.: Энергия. 1969.
145.	Справочник монтажника тепловых и атомных электростанций /Под ред. В.П. Банника, Д.Я. Винницкого. М.: Энергоиздат, 1983.
146.	Агапкин В.М. Трубопроводный транспорт мазута. М.: Недра, 1986.
147.	Бородавкин П.П. Подземные трубопроводы. М.: Недра, 1973.
148.	Мейнерт В А.., Головкин Н.А. Очистка, изоляция и укладка магистральных трубопроводов. М.: Недра, 1973.
149.	Губин В.Е., 1убин В.В. Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. М.: Недра, 1982.
150.	Зимин А.А. Гидравлические расчеты нефтепродуктов и насосных станций: Справочник. М.: Гостоп-техиздат, 1962.
151.	Рябскин Н.А. Прогрессивные технические решения в трубопроводном траспорте нефти и нефтепродуктов. М.: ЦБТИМС, 1967.
152.	Устройство для крупнопорционного подогрева вязких нефтепродуктов/ А.З. Щербаков и др. //Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 1980. № 9. С. 16—18.
153.	Фонарев З.И. Электроподогрев трубопроводов, резервуаров и технологического оборудования в нефтяной промышленности. Л.: Недра, 1984.
154.	Соннннский А.В. Устройство для электроподогрева стальных резервуаров // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 1981. № 5. С. 30-34.
155.	Назмеев Ю.Г., Лавыгин В.М. Теплообменные аппараты ТЭС. М.: Эпергоатомиздат, 1998.
156.	Тугунов П.И., Новоселов В.Ф. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов: Учеб, пособ. для вузов. М.: Недра, 1981.
157.	СНиП2.01.01-82. Строительная климатология и геофизика/ Минстрой России. М.: ГУП ЦПП, 1997.
158.	Цыганков А.С. Расчеты теплообменных аппаратов. Л.: Судпромгиз, 1956.
159.	Рнфкнн С.Л., Александров А.А. Термодинамические свойства воды и водяного пара: Справочник. М.: Энергия. 1980.
160.	Теория тепломассообмена /Под. ред. А.Н. Леонтьева. М.: Высшая школа, 1979.
161.	ГОСТ 21880-94. Маты прошивные из минеральной ваты теплоизоляционные. Технические условия. М.: Изд-во стандартов, 1994.
162.	ГОСТ 23307-78. Маты теплоизоляционные из минеральной ваты вертикально-слоистые. Технические условия. М.: Изд-во стандартов, 1979.
163.	ГОСТ 23280-83. Цилиндры и полуцилиндры теплоизоляционные из минеральной ваты на синтетическом связующем. Технические условия. М.: Изд-во стандартов, 1984.
164.	Тепловая изоляция — важный фактор эффектив-
608
ной работы электроподогрева/ Г.И. Пеанов и др.// Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 1981. № 2. С. 15—18.
165.	Карпов А.И. Секционные подогреватели мазута конструкции Башкирэнерго// Энергетик. 1972. № 11. С.29—30.
166.	Курамшин Р.Ш. Новые высокоэффективные подогреватели мазута «Башкирия» //Энергетик. 1978. № 1. С.13-14.
167.	Эффективные поверхности теплообмена / Э.К. Калинин, ГА. Дрейцер, И.З. Копп и др.// М.: Энергоиздат, 1998.
168.	Милехин А.Н., Даверман Г.И., Соколов Л.К. Характеристика мазутных подогревателей типа «труба в трубе»// Теплоэнергетика. 1979. № 12. С. 44—48.
169.	Курамшин Р.Ш. Теплообменник для подогрева высоковязких нефтепродуктов// Энергетик. 1987. № 5.
170.	ОСТЮ8.030.126-78. Подогреватели мазута типа ПМР. Л.: НПО ЦКТИ. 1979.
171.	Геллер З.И. К вопросу о выборе типа подогревателей для высоковязких топлив// Теплоэнергетика. 1958. № 5. С. 38-45.
172.	Плетницкая АБ. Экспериментальное сопоставление ребристых и гладкотрубных теплобменников «труба в трубе» при работе на жидких нефтяных средах// Химическое машиностроение. 1961. № 1. С. 17-22.
173.	Ерасов А.В., Щелин М.П. Реконструкция подогревателей мазута ПВ-150-3//Электрические станции. 1962. № 6. С. 84.
174.	АТК24.202.03-90, АТК24.202.04-90. Неразбориые теплообменные аппараты «труба в трубе». Теплообменные аппараты «труба в трубе»: Каталог/ Сост. В.В. Пугач, В.П. Мишин, Г.А. Марголин и др. М.: ЦИНТИхимнефтемаш, 1992.
175.	АТК24.202.07-90. Разборные теплообменные аппараты «труба в трубе». Теплообменные аппараты «труба в трубе»: Каталог / Сост. В.В. Пугач, В.П. Мишин, ГА. Марголин и др. М.: ЦИНТИхимнефтемаш, 1992.
176.	АТК24.202.05-90. Одпоноточные аппараты. АТК24.202.06-90. Многопоточные аппараты. Теплообменные аппараты «труба в трубе»: Каталог/ Сост. В.В. Пугач, В.П. Мишин, ГА. Марголин и др. М.: ЦИНТИхимнефтемаш, 1992.
177.	Кутателадзе С.С. Теплоотдача при конденсации и кипении. М.: Машгиз, 1952.
178.	Михеев М.А., Михеева И.М. Основы теплопередачи. М.: Энергия, 1977.
179.	РТМ 108.030.115-77. Вспомогательное оборудование паросиловых установок. Л.: НПО ЦКТИ, 1979.
180.	Андреев П.А., Гре мило в Д.Д., Федорович Е.Д, Теплообменные аппараты ядерных энергетических установок. Л.: Судостроение, 1969.
181.	Основные процессы и аппараты химической технологии/ Под ред. Ю.И. Дытнерского. М.: Химия, 1991.
182.	Назмеев Ю.Г. Гидродинамика и теплообмен закрученных потоков реологически сложных жидкостей. М.: Энергоатомиздат, 1996.
183.	Назмеев Ю.Г. Теплообмен при ламинарном течении жидкости в дискретно-шероховатых каналах. М.: Энергоатомиздат, 1998.
184.	Калинин Э.К., Дрейцер ГА., Ярхо С.А. Интенсификация теплообмена в каналах. М.: Машиностроение, 1990.
185.	Коваленко Л.М., Глушков А.Ф. Теплообменники с интенсификацией теплоотдачи. М.: Энергоатомиздат, 1986.
186.	Мигай В.К. Повышение эффективности современных теплообменников. Л.: Энергия, 1980.
187.	Мигай В.К. Моделирование теплообменного энергетического оборудования. Л.: Энергоатомиздат, 1987.
188.	Антуфьев В.М. Эффективность различных форм конвективных поверхностей нагрева. М.: Энергия, 1966.
189.	Щукин В.К. Теплообмен и гидродинамика внутренних потоков в полях массовых сил. М.: Машиностроение, 1970.
190.	Гухман А А. Интенсификация конвективного теплообмена и проблема сравнительной оценки теплообменных поверхностей//Теплоэнергетика, 1977. № 7. С.5-8.
191.	Жукаускас АА Конвективный перенос в теплообменниках. М.: Наука, 1982.
192.	Дрейцер ГА, Дзюбенко Б.В., Якименко Р.И. Интенсификация теплообмена в каналах с искусственной турбулизацией потока// Тр. Первой Российской национальной конф, по теплообмену. М.: Изд.-во МЭИ. 1994. Т.8. С. 64-69.
193.	Дрейцер Г.А. Эффективность использования закрутки потока для интенсификации теплообмена в трубчатых теплообменных аппаратах // Теплоэнергетика. 1997. № 11. С. 61—65.
194.	Мигай В.К., Мороз А.Г., Зайцев ВА Методика сравнения интенсифицированных поверхностей теплообмена // Изв. вузов. Сер. Энергетика. 1990. № 9. С. 101-103.
195.	Назмеев Ю.Г., Николаев НА. Оценка эффективности завихрителей потока, интенсифицирующих процесс теплообмена // ИФЖ. 1979. Т. 36. №4. С. 653-657.
196.	Конюхов Г.В., Петров А.И. К определению эффективности теплообменных поверхностей в условиях конвективного теплообмена// Изв. АН СССР. Сер. Энергетика п транспорт. 1979. № 3. С. 168—171.
197.	Гухман А.А., Кирпиков В А., Борисова Р.Д. Сравнительная оценка эффективности некоторых современных методов интенсификации конвективного теплообмена // Тепломассообмен — VII. Материалы VII Всесоюзной конф. Минск. 1984. Т. 1. С. 56—61.
198.	Кирпиков В.А., Мусави Найниян С.М. Количественная оценка эффективности различных методов интенсификации конвективного теплообмена// Химическое и нефтяное машиностроение. 1994. № 10. С. 11-14.
199.	Кирпиков В А., Мусави Найниян С.М. Количественная оценка эффективности метода интенсификации конвективного теплообмена турбулизацией пограничного слоя // Химическое и нефтяное машиностроение. 1994. № 12. С. 4—6.
200.	Даминов А.З., Файрушин Ф.Ф., Назмеев Ю.Г. Целесообразность проектирования мазутных хозяйств районных котельных ПЭО «Татэнерго»// Теплоэнергетика: Сб. научи, трудов. Казань: Казан, фил. МЭИ. 1997. С. 17-20.
609
201.	Кирпикова В .А., Лейфман И.Н. Графический способ сравнительной оценки эффективности конвективных поверхностей нагрева// Теплоэнергетика. 1975. № 3. С. 34-36.
202.	Петухов Б.С., Генин Л.Г., Ковалев С.А. Теплообмен в ядерных эпергетисческих установках. М.: Энергоатомиздат, 1986.
203.	Мумладзе А,И., Назмеев Ю.Г., Маминов О.В. К определению гидравлического сопротивления п границ режимов течений вязкой жидкости в трубах с ленточными завихрителями // Изв. вузов. Сер. Нефть и газ. 1982. №11. С. 59-62.
204.	Назмеев Ю.Г., Николаев НА. Обобщение опытных данных по теплоотдаче в трубах с ленточными завихрителями // Теплоэнергетика. 1980. №3. С. 51—53.
205.	Назмеев Ю.Г., Конахина И.А. Интенсификация теплообмена при течении вязкой жидкости в трубах с винтовой накаткой// Теплоэнергетика. 1993. №11. С. 59-62.
206.	Уггарвар С.В., Раджа Рао М. Интенсификация теплообмена при ламинарном течении в трубах с помощью проволочных спиральных вставок //Теплопередача. 1985. №4. С. 160—164.
207.	Хун Д., Берглес А.Е. Интенсификация теплоотдачи к ламинарному потоку в трубе с помощью скрученных ленточных вставок // Теплопередача. 1976. №3. С. 128-130.
208.	Чоу Дж.Р. Экспериментальное исследование интенсификации теплоотдачи при вынужденной конвекции в цилиндрической трубе с помощью спиральных пружинных вставок // Теплопередача. 1988. №1. С. 13-21.
209.	Экспериментальное исследование теплообмена при ламинарном течении в трубах с использованием проволочных спиральных вставок/Ю.Г.Назмеев, А.М. Конахин, Б.А. Кумиров, О.П. Шипкевич // Теплоэнергетика. 1994. №11. С. 53—56.
210.	Конахин А.М., Кумиров Б.А. Опытные исследования теплообмена и гидродинамики в трудах с кольцевыми выступами при непзотермическом течении жидкости при малых числах Рейнольдса: Сб. научи, трудов. М.: Изд-во МЭИ, 1988. №’177. С. 57-62. '
211.	Конахин А.М., Кумиров Б.А. Экспериментальные исследования теплообмена и гидродинамики при неизотермическом течении воды в каналах с кольцевыми выступами: Сб. научн. трудов. М.: Изд-во МЭИ. 1989. №201. С. 40-45.
212.	Теплообмен и гидравлическое сопротивление при ламинарном течении вязкой жидкости в трубах с искусственной шероховатостью/ Ю.Г. Назмеев, А.М. Конахин, Б.А. Кумиров, О.П. Шинкевич// Теплоэнергетика. 1993. №4. С. 66—69.
213.	Справочник по проектированию мазутных хозяйств тепловых электростанций. Т.1. М.: Изд. Промэпергопроект—Теплоэлектропроект, 1976.
214.	Руководящие указания по проектированию мазутных хозяйств промышленных ТЭЦ (Справочный материал). М.: Промэнергопроект, 1962.
215.	Дрейцер Г.А. Критический анализ современных достижений в области интенсификации теплообмена в каналах// Тр. Второй Российской национальной конференции по теплообмену: М.: Изд-во МЭИ, 1998. Т. 6. С. 91-98.
216.	Назмеев Ю.Г. Интенсификация конвективного теплообмена ленточными закручивателями при течении в трубах аномалыювязких жидкостей // ИФЖ. 1979. Т. 38. №’2. С. 239-244.
217.	Назмеев Ю.Г., Зобин Н.М., Вачагина Е.К. О существовании стационарного установившегося течения нелинейно-вязкой жидкости в винтовом канале. 1. Безинсрциоиное приближение //ИФЖ. 1986. Т. 50. №6. С. 1034-1035.
218.	Назмеев Ю.Г. Об эквивалентности постановок задач при моделировании течения реологически сложных сред в шнековых каналах// ИФЖ. 1991. Т. 61. №2. С. 277-283.
219.	Астарита Дж., Маруччи Дж. Основы гидромеханики пеньютоновскпх жидкостей: Пер. с англ. М.: Мир, 1978.
220.	Назмеев Ю.Г., Конахина ИА. Расчет профиля скорости при течении нелинейной вязкоупругой жидкости в каналах с винтовой накаткой// ИФЖ. 1992. Т. 62. №3. С. 373-379.
221.	Назмеев Ю.Г. Баланс механической энергии и эффекты интенсификации теплообмена при ламинарном течении жидкости// Изв. РАН. Сер. Энергетика. 1998. №3. С. 33—38.
222.	Тепловой расчет котельных агрегатов (Нормативный метод) / Под ред. П.В. Кузнецова и др. М.: Энергия, 1973.
223.	Богданов С.Н., Иванов О.П., Куприянова А.В. Холодильная техника. Свойства вещества. М.: Агро-промиздат, 1985.
224.	Крылов В.И., Бобков В.В., Монастырский П.И. Вычислительные методы. М.: Наука, 1977. Т. 2.
225.	Бэр Г.Д. Техническая термодинамика: Пер. с англ. М.: Мир, 1977.
226.	Справочник по теплообменникам: Пер. с англ./ Под ред. А.Г. Мартыненко и др. М.: Эпергоатомиз-дат, 1987.
227.	Маковозов М.И. Гидравлика и гидравлические машины. М.: Машгиз, 1962.
228.	Ключников А.Д. Энергетика теплотехпологпп и вопросы энергосбережения. М.: Энергоатомиздат, 1986.
229.	Яблонский В.С. Краткий курс технической гидромеханики. М.: Физматгиз, 1961.
230.	Курганов А.М., Федоров Н.Ф. Гидравлические расчеты систем водоснабжения и водоотведения. Л.: Строй издат, 1986.
231.	Бродянский В.М. Эксергетический метод термодинамического анализа. М.: Энергия, 1973.
232.	Бродянский В.М., Фратшер В., Михалек К. Эксергетический метод и его приложение. М.: Эиергоато-миздат, 1988.
233.	Гохштейн Д.П. Современные методы термодинамического анализа энергетических установок. М.: Энергия, 1969.
234.	Лейтес И.Л., Сосна М.Х., Семшов В.П. Теория и практика химической энерготехнологии. М.: Химия, 1988.
235.	Мартыновский В.С. Анализ действительных термодинамических циклов. М.: Энергия, 1972.
236.	ШаргутЯ., Петела Р, Эксергия. М.: Энергия, 1968.
237.	Сажин Б.С., Будеков А.П. Эксергетический метод химической технологии. М.: Химия, 1992.
610
238.	Кожнович Б.М., Филиппов С.П., Анциферов Е.Г.
Эффективность энергетических технологий: термодинамика, экономика, прогнозы. Новосибирск: Наука, 1989.
239.	Эксергетические расчеты технических систем: Справочное пособие. /Под ред. А.Л. Долинского, В.М. Бродянского. Киев: Паукова думка, 1991.
240.	Симонов В.Ф. Повышение эффективности энергоиспользования в нефтехимических производствах. М.: Химия, 1985.
241.	Блох А.Ш. Граф-схемы и их применение. Минск. Высшая школа, 1975.
242.	Майника М. Алгоритмы оптимизации на сетях и графах: Пер. с англ. М.: Мир, 1981.
243.	Попырин Л.С. Математическое моделирование и оптимизация теплоэнергетических установок. М.: Энергия, 1978.
244.	Свами М., Тхуласираман К. Графы, сети п алгоритмы: Пер. с англ. М.: Мир, 1984.
245.	Кафаров В.В., Мешалкин В.В. Анализ и синтез химико-технологических систем. М.: Химия, 1991.
246.	Кафаров В.В., Перов В.Л., Мешалкин В.Г. Принципы математического моделирования химико-технологических систем. М.: Химия, 1974.
247.	Хижняков С.В. Практические расчеты тепловой изоляции. М.-Л.: Госэнергоиздат, 1959.
248.	Справочник по проектированию мазутных хозяйств тепловых электростанций. М.: Изд. Пром-энергопроект-Теплоэлектропроект, 1976. Т.2.
249.	Маргулис С.М., Шагеев М.Ф., Назмеев Ю.Г. Термодинамический анализ схем мазутных хозяйств Казанских ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 //Теплоэнергетика: Сб. научи, трудов. Казань: Казан, фи л. МЭИ. 1997. С.64—68.
250.	Шинкевич Т.О., Назмеев Ю.Г., Файрушин Ф.Ф.
Термодинамический анализ схемы резервного ма
зутного хозяйства районной котельной «Савиново» (г. Казань) //Теплоэнергетика: Сб. научи, трудов. Казань: Казан, фил. МЭИ. 1997. С.109—113.
251.	Тепло- и массообмен. Теплотехнический эксперимент: Справочник. М.: Эпсргоатомиздат. 1982.
252.	Назмеев Ю.Г., Будилкин В.В., Лопухов В.В. Алгоритм и методика расчета процессов подогрева мазута в резервуарах и резервуарных парках // Известия вузов. Проблемы энергетики. 2000. № 11—12.
253.	Лопухов В.В., Назмеев Ю.Г. Сравнение результатов расчетов способов подогрева мазута в резервуарных парках мазутных хозяйств ТЭС // Известия вузов. Проблемы энергетики. 2002. № 11—12.
254.	Тепловой и термодинамический анализ эффективности теплотехнологической схемы растопочного мазутного хозяйства ТЭС с сезонной пиковой нагрузкой // Под ред. Ю.Г. Назмеева, С.М. Маргулиса, В.В. Лопухова, В.В. Будилкина //Известия вузов. Проблемы энергетики. 2002. № 11—12.
255.	Шинкович Т.О., Назмеев Ю.Г. Анализ эффективности типовой теплотехнологической схемы мазутных хозяйств районных котельных // Проблемы энергетики. Известия вузов. 2001. № 1—2. С. 53—59.
256.	Назмеев Ю.Г., Даминов А.З., Будилкин В.В. Методика гидравлического расчета мазутопроводов с разветвленной структурой //Известия вузов. Проблемы энергетики. 2001. № 3—4. С. 115—122.
257.	Назмеев Ю.Г., Маргулис С.М. Методика теплового расчета систем мазутопроводов с паровыми спутниками // Известия вузов. Проблемы энергетики. 2001. №3-4. С. 30-40.
258.	Назмеев Ю.Г., Маргулис С.М. Анализ эффективности растопочного мазутного хозяйства // Известия вузов. Проблемы энергетики. 2001. № 1—2. С. 23-36.
Научное издание
НАЗМЕЕВ Юрий Гая.зовнч
Мазутные хозяйства ТЭС
Редактор II. II. Сошникова
Художники Л. К). Зсмлсруб, С.М. Апраксин Технический редактор 3.11. Ратникова
Корректоры Е.Н. Кудряшова. Е.11. Севостьянова Оператор Я. Я. Демкин
ЛР № 020528 от 05.06.97 jank2003@ukr. net
Подписано в печать с оригннала-макета 15.10.02 Формат 84x180/10. бумага офсетная. Гарнитура Bodoni
Уел. нем. л. 64,3. Усл.-кр.-отт. 04,3.	Уч.-изд.л. 59,7.
I iiраж 1000 зкз. Заказ .No 4SSt. С-018.
Издательство МЭИ. II1250, Красноказарменная ул., д. 14
Типография НИИ «Геодезия*, Моск. обл., г. Красноармейск, ул. I(ситральная. д. 16