/
Автор: Столпнер Е.Б. Панюшева З.Ф.
Теги: теплотехника газоснабжение котельные установки газовое оборудование
Год: 1986
Текст
З.Ф.
Е Б. Сталинер ваэда отопительных №Л0Вг: работающих на газе
>of‘XJ№^
• ОДклО
Г(. .iflJCBA
1 _
'бйвл иЬт ЕКЛ М Л CT 1 Р Л L^OBOrO ХОЗЯПСТВА
3. Ф. ПАНЮШЕВА, Е. Б. СТОЛПНЕР
Наладка отопительных котлов, работающих на газе
Издание второе, переработанное и дополненное
ЛЕНИНГРАД
«НЕДРА»
ЛЕНИНГРАДСКОЕ ОТДЕЛЕНИЕ 1У86
УДК [697.326 : 662.767].001.42
Панюшева 3. Ф., Столпнер Е. Б. Наладка отопительных котлов,' работающих на газе. — 2-е изд., перераб. и доп. — Л.: Недра, 1986. — 152 с. (Библио тека мастера газового хозяйства).
Приведены основные сведения об отопительных, производственно-отопительных котлах и котельных, газовых горелках. Изложена методика определения эффективности сжигания газового топлива, проведения режимно-наладочных работ и обработки их результатов; даны необходимые для этого таблицы. Помещены исходные данные для расчета газового и воздушного трактов, характеристики средств измерений, применяемых при теплотехнических испытаниях.
Для инженерно-технических работников наладочных и эксплуатационных организаций, обслуживающих отопительные и производственно-отопительные котельные.
Табл. 61, ил. 37, список лит. 19 назв.
Рецензент — канд. техн, наук 4. А. Артемов (Ленинград)
Редакционная коллегия:
Н. А. Барбухин (председатель), Л. Д. Барышева, Ю. Г. Брук, И. С. Малашина, 3. Ф. Панюшева, В. Н. Рощина, Р. Р. Рыбаков, Н. Л. Стаскевич
П
3206000000— 319 043(01)-86
379—86
© Издательство «Недра», 1986
ОТ ИЗДАТЕЛЬСТВА
С каждым годом увеличивается доля газа в топливном ба« лансе Советского Союза, все больше промышленных, коммунально бытовых и бытовых потребителей переводится на газ. По-11оянно растет число людей, занятых обслуживанием газифицированных объектов.
Важнейшим условием эффективного и безопасного исполь-ювания газового топлива является подготовка квалифицированных работников по монтажу, пуску, наладке, эксплуатации н ремонту в газовом хозяйстве. С этой целью Ленинградское огделение издательства «Недра» с 1963 г. начало издавать серию «Библиотека мастера газового хозяйства».
Книги «Библиотеки» в основном предназначены для подготовки и повышения квалификации кадров массовых профессий — операторов, кочегаров, машинистов, слесарей и др. Отдельные выпуски рассчитаны на инженерно-технический персонал газовых хозяйств и предприятий, а также на мастеров и рабочих высокой квалификации.
«Библиотека» состоит из серии книг, посвященных газоснабжению и использованию газа. В частности, излагаются следующие вопросы: горючие газы и их свойства, основы газовой техники, городские системы распределения газа, газорегуляторные пункты и установки, контрольно-измерительные приборы в газовом хозяйстве, использование сжиженных газов, конструкции и работа газовых горелок различных типов, газоснабжение жилых, коммунально-бытовых зданий и промышленных предприятий, сжигание газа в котлах и промышленных печах, автоматика регулирования безопасности котельных, использование газа в различных отраслях народного хозяйства.
В течение 1963—1985 гг. выпущено в свет 58 книг. Учитывая, что спрос на «Библиотеку» растет, издательство с 1965 г. начало переиздание отдельных выпусков. Наряду с этим продолжается издание новых книг.
Ваши замечания и отзывы по уже вышедшим книгам, а также пожелания по выпуску нов,ых просим направлять по адресу: 193171, Ленинград, С-171, Фарфоровская ул., д. 18, Ленинградское отделение издательства «Недра».
Издательство учтет все пожелания и предложения и организует выпуск книг на интересующий Вас темы. .
В магазинах местных книготорге^’по публикуемым ежегодно Темпланам издательства можно* получить информацию о готовящихся к изданию книгах «Библиотеки».
Для приобретения книг «Библиотеки» надо до выхода их в свет направить заказ в магазины мйстных книготоргов или в магазин «Недра» ЛёнкЯ^ги по адресу: 199178, Ленинград, В-178, Средний пр., д. Як-По выходе из печати книги бу^т. высланы почтой наложенном платежом.
1*
ПРЕДИСЛОВИЕ
Расходы газового топлива в отопительных и производственно-отопительных котельных составляют существенную долю в общем топливном балансе страны. Поэтому эффективное использование его является составной частью очень важной на-, роднохозяйственной задачи экономии топливных ресурсов.
Газовое топливо обладает рядом преимуществ по возмож-^ ностям сжигания, которые часто полностью не используются. Вызывается это недостатками конструкций газовых горелок, неправильными методами переоборудования котлов на газовое топливо, отсутствием указаний по режимам их работы.
Успешное решение задачи экономии топлива в значительной мере зависит от качества режимно-наладочных работ, выполняемых специализированными организациями различных министерств, ведомств и производственных предприятий. Данные режимной наладки позволяют определить характер и размер отдельных потерь теплоты при сжигании топлива и составить рекомендации по их уменьшению или устранению. Конечной целью наладочных работ должно являться определение условий работы, обеспечивающих соответствие параметров и технико-экономических показателей работы котла паспортным или проектным данным.
Несмотря на то что общие принципы теплотехнических испытаний котлов разработаны достаточно подробно, практические приемы проведения и анализа результатов измерений, применяемые организациями и даже отдельными наладчиками, различны. Это приводит к трудностям объективной оценки полученных результатов и недостаточной их сопоставимости.
Настоящее издание по сравнению с первым, вышедшим в 1974 г., значительно переработано и дополнено. В книгу включены тепловые схемы котельных, краткие описания котлов новых конструкций, основные технические, характеристики горелок, применяемых в отопительных и производственно-отопительных котельных, а также методические указания по их испытанию, более подробные сведения о средствах измерений.; В книге использованы рекомендации «Методических указаний5 по испытанию котельных агрегатов, работающих на газе и мазуте»,! разработанные ГЦГП «Промэнергогаз» Мингазпрома СССР, и учтен опыт режвмно-наладочных работ, накопленный -управлением «Орггаз» А|инжилкомхоза РСФСР и конторой «Ленпромгаз». . •
Из-за того что в котельных до настоящего времени, нет из-j мерительных приборов^ .градуированных в единицах СИ, в; книге используются единЩы измерения МКГСС. \ :
Авторы выражают срфо искреннюю благодарность Е. А, Бе-! линкрму,.М. А. Круглякдаой, Т. Г. факаренковой. И. А. Шуру за полезные.советы при работе надузукописью, а также рецен-, зенту А. А. Артемову и научному редактору.М. Ш. Меерсону,
ГЛАВА 1
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
О КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВКАХ
1.1. Тепловые схемы котельных
По своему назначению котельные малой и средней мощности делятся на следующие группы: отопительные, предназначенные для теплоснабжения систем отопления, вентиляции, горячего водоснабжения жилых, общественных и других зданий; производственные, обеспечивающие паром и горячей водой технологические процессы промышленных предприятий; производственно-отопительные, обеспечивающие паром и горячей водой различных потребителей. В зависимости от вида вырабатываемого теплоносителя котельные делятся на водогрейные, паровые и пароводогрейные.
В общем случае котельная установка представляет собой совокупность котла (котлов) и оборудования, включающего следующие устройства: подачи и сжигания топлива; очистки, химической подготовки и деаэрации воды; теплообменные аппараты различного назначения; насосы исходной (сырой) воды, сетевые или циркуляционные — для циркуляции воды, в системе теплоснабжения, подпиточные — для возмещения воды, расходуемой у потребителя и утечек в сетях, питательные —-для подачи воды в паровые котлы, рециркуляционные (подмешивающие); баки питательные, конденсационные, баки-аккумуляторы горячей воды; дутьевые вентиляторы и воздушный тракт; дымососы, газовый тракт и дымовую трубу; устройства вентиляции; системы автоматического регулирования и безопасности сжигания топлива; тепловой щит или пульт управления.
Тепловая схема котельной зависит от вида вырабатываемого теплоносителя и от схемы тепловых сетей, связывающих котельную с потребителями пара или горячей воды, от качества исходной воды. Водяные тепловые сети бывают двух типов: закрытые и открытые. При закрытой системе вода (или пар) отдает свою теплоту в местных системах и полностью возвращается в котельную. При открытой, системе вода (или пар) частично, а в редких случая! полностью отбирается в местных установках. Схема тепловой сети определяет произво-. дительность оборудо.райия/ водоподготовки, а также вместимость баков-аккумуляТорЮв.
а
На рис. 1.1 в качестве примера приведена принципиальная тепловая схема водогрейной котельной для открытой систем^ теплоснабжения с расчетным температурным режимом 150—? 70 °C. Установленный на обратной линии сетевой (циркуля ционный) насос 1 обеспечивает поступление питательной водь в котел 13 и далее в систему теплоснабжения. Обратная и по дающая линии соединены между собой перемычками — перепускной 15 и рециркуляционной 14. Через первую из них пря всех режимах работы, кроме максимального зимнего, перепускается часть воды из обратной в подающую линию для поддержания заданной температуры.
Рис. 1.1. Принципиальная тепловая схема водогрейной котельной.
/—сеюзой насос; 2—подпиточный насос; 3—бак подпиточной воды; 4—насос исходной воды; 5 — насос подачи воды к эжектору; 6 — расходный бак эжекторной установки; 7—водоструйный эжектор; 8—охладитель выпара; 9—вакуумный деаэратор; /0—подогреватель химически очищенной воды; 11— фильтр химводоочястки; 12—-подогреватель исходной воды; 13—водогрейный котел; 14—-рециркуляционный насос; 15—линия перепуска.
По условиям предупреждения коррозии металла температура воды на входе в котел при работе на газовом топливе должна быть не ниже 60 °C во избежание конденсации водяных паров, содержащихся в уходящих газах. Так как температура обратной воды почти всегда ниже этого значения, то в котельных со стальными котлами часть горячей воды подается в обратную линию рециркуляционным насосом.
В коллектор сетевого насоса из бака 3 поступает подпиточная вода (насос 2), компенсирующая расход воды у потребителей. Исходная вода, подаваемая насосом 4, проходит через подогреватель 12, фильтру химводоочистки 11 и после умягчения терез второй подогреватель 10, где нагревается до 75— 80 °C. Далее вода поступает в колонку вакуумного деаэратора 9. Вакуум в деаэраторе поддерживается за счет отсасывания из колонки деаэратора паровоздушной смеси с помощью
6
водоструйного эжектора 7. Рабочей жидкостью эжектора служит вода, подаваемая насосом 5 из бака эжекторной установки 6. Пароводяная смесь, удаляемая из деаэраторной головки, проходит через теплообменник — охладитель выпара 8. В этом теплообменнике происходит конденсация паров воды, и конден-<-.п стекает обратно в колонку деаэратора. Деаэрированная вода е.|мотеком поступает к подпиточному насосу, который подает ее во всасывающий коллектор сетевых насосов или в бак подпиточной воды.
Подогрев в теплообменниках 10 и 12 химически очищенной и исходной воды осуществляется водой, поступающей из котлов. Во многих случаях насос, установленный на этом трубопроводе (показан штриховой линией), используется также и в качестве рециркуляционного.
Если отопительная котельная оборудована паровыми котлами, то горячую воду для системы теплоснабжения получают в поверхностных пароводяных подогревателях. Пароводяные во-доподогреватели чаще всего бывают отдельно стоящие, но в некоторых случаях применяются подогреватели, включенные в циркуляционный контур котла, а также надстроенные над котлами или встроенные в котлы.
На рис. 1.2 показана принципиальная тепловая схема производственно-отопительной котельной с паровыми котлами, снабжающими паром и горячей водой закрытые двухтрубные водяные и паровые системы теплоснабжения. Для приготовления питательной воды котлов и подпиточной воды тепловой сети предусмотрен один деаэратор 12. Схема предусматривает нагрев исходной и химичёски очищенной воды в пароводяных подогревателях 7 и И. Продувочная вода от всех котлов поступает в сепаратор пара непрерывной продувки 13, в котором поддерживается такое же давление, как и в деаэраторе. Пар из сепаратора отводится в паровое пространство деаэратора, а горячая вода поступает в водоводяной подогреватель 6 для предварительного нагрева исходной воды. Далее продувочная вода сбрасывается в канализацию или поступает в бак подпиточной воды 3.
Конденсат паровой сети, возвращенный от потребителей, подается насосом 10 из конденсатного бака 9 в деаэратор. В деаэратор поступает химически очищенная вода и конденсат пароводяного подогревателя химически очищенной воды. Сетевая вода подогревается последовательно' в охладителе конденсата пароводяного подогревателя /8 и в пароводяном подогревателе 17.
Во многих случаях в паровых котельных для приготовления горячей воды устанавливают и водогрейные котлы, которые полностью обеспечивают потребность р горячей воде или являются пиковыми. Котлы устанавливают за пароводяным подогревателем по ходу воды в качестве второй ступени подогрева. Если пароводогрейная котельная обслуживает открытые водя
?
ные сети, тепловой схемой предусматривается установка двд деаэраторов — для питательной и подпиточной воды. Для ва равнивания режима приготовления горячей воды, а также дл| ограничения и выравнивания давления в системах горячего 1 холодного водоснабжения в отопительных котельных предусм^ тривают установку баков-аккумуляторов.
Рис. 1.2. Принципиальная тепловая схема паровой котельной при закрытых сетях.
/ — сетевой насос; 2—подпиточный насос; 3—бак подпиточной воды; 4—регулятор подпора; 5—насос исходной воды; охладитель воды непрерывной продувки (подогреватель исходной воды); 7—пароводяной подогреватель исходной воды; S—фильтр химводоочистки; Р—конденсатный бак; 10—конденсатный насос; //—подогреватель химически очищенной воды; 12— атмосферный деаэратор; 13—сепаратор пара непрерывной продувки; 14—питательный насос; 15—паровой котел с экономайзером; 16—редукционно-охладительная установка; 17—подогреватель сетевой воды; /Я —охладитель конденсата подогревателей сетевой воды.
Тягодутьевые установки по схеме применения бывают: об--щие — для всех котлов котельной; групповые — для отдельных] групп котлов; индивидуальные — для отдельных котлов. Общие: и групповые установки должны иметь два дымососа и два дутьевых вентилятора. Индивидуальные установки по условиям регулирования их работы при изменении производительности., котла являются наиболее желательными.
1.2; Теплотехнические характеристики котлов и применяемых в них горелок
Работа котла характеризуйся следующими величинами.
Теплопроизводительность ккал/ч,— произведение количества сожжен, него за 1 ч газового топливе Ун, м8/ч, его низшей теплоты сгорания Q», ккал/м8, и коэффициента полезного действия брутто
.Qu = (1-1|
В
Коэффициент полезного действия (кпд) брутто характеризует эффектив-миспользования топлива в котле. Обычно кпд брутто выражают отно-..ПКИ количества полезно использованной теплоты, полученной при сгора-п.|>Г I м3 газового топлива <21, ккал/м3, к низшей теплоте сгорания этого и шва:
t]6p = Qi/Qh- (Ь2)
Кпд нетто выражают отношением отпущенной теплоты Qi — Qc. в (где '1 , — расход теплоты на собственные нужды, ккал/м3) к низшей теплоте (|",|.|пия:
Т1н == (Q1—QC.H)/QH. (1-3)
Номинальная производительность — наибольшая производительность, ко-। |>\ю должен обеспечивать котел в длительной эксплуатации при номиналь-иъ значениях параметров с учетом допускаемых отклонений.
Номинальная температура горячей воды на выходе из водогрейного 1 „Iла и давление пара в паровом котле — температура и давление, которые а . |жны обеспечиваться при номинальной производительности.
Удельный теплосъем (паросъем) —усредненное по котлу (экономайзеру) к .шчество теплоты (пара), полученное в единицу времени с 1 м2 поверх-и нагрева.
Работа топки характеризуется тепловым напряжением, представляющим собой отношение количества выделившейся теплоты <?т, ккал/ч, к объему 1Ш1очного пространства VT, м3:
<7V = QT/FT. (1.4)
По способу подачи воздуха газовые горелки классифицируют по следующим признакам: за счет разрежения в топке или конвекции; инжекции воздуха газом; инжекции газа воздухом; принудительно без смешения с газом в горелке; принудительно с образованием газовоздушной смеси в горелке; принудительно от вентилятора, ротор которого вращается за счет энергии газа.
Работа горелок характеризуется следующими величинами (СТ СЭВ 1706—79. Горелки газовые. Термины и определения).
Тепловая мощность — количество теплоты, образующееся в результате сжигания газового топлива, подводимого к горелке в единицу времени:
ATr = VHQH. (1.5)
Номинальная тепловая мощность — максимальная мощность, достигнутая за время длительной работы горелки, при которой показатели работы горелки соответствуют установленным нормам.
Номинальное давление газа (воздуха) перед горелкой — давление газа (воздуха), измеренное после последнего по ходу регулирующего или запорного органа горелки, соответствующее номинальной мощности.
Максимальная тепловая мощность — мощность, составляющая 0,9 от мощности, соответствующей верхнему пределу устойчивой работы горелки. Минимальная тепловая мощность — мощность, составляющая 1,1 от мощности, соответствующей нижнему пределу устойчивой работы горелки. Минимальная рабочая тепловая мощность — минимальная мощность горелки, при которой показатели ее работы соответствуют установленным нормам.
Коэффициент предельного регулирования горелки по тепловой мощности — отношение максимальной тепловой мощности к минимальной.
Коэффициент рабочего регулирования горелки — отношение номинальной тепловой мощности к минимальной рабочей тепловой мощности.
Минимальный коэффициент избытка воздуха — коэффициент избытка воздуха, установленный при химической неполноте сгорания, не превышающей норму.
9
Коэффициент инжекции воздуха газом (кратность смешения) — отноЦИ ние объема инжектируемого воздуха £и к объему газа, поступившего в я релку Vr: 1
Д = Ди/^г- (1-Я
Коэффициент А численно равен объему воздуха (м3), который инжект!
рует 1 м3 газового топлива. 1
Коэффициент избытка воздуха на выходе из горелки — отношение коэя фициента инжекции к объему воздуха, теоретически необходимому для сгя рания 1 м3 газового топлива, Lo, м3/м3: I
o.r~A/La. (l.fl
Автоматическими называются горелки, имеющие дистанционный запалы ник, запальную горелку, устройства контроля пламени, давления газа и воз! духа, управления, регулирования и сигнализации, запорные клапаны. Полу* автоматические горелки имеют устройства контроля пламени, запорный кла« пан и средства сигнализации. Блочными называются горелки, скомпонован» ные с автономным вентилятором в единый блок и оборудованные средствами автоматического управления и регулирования.
Секционные котлы. Чугунные и стальные секционные котлы применяют в групповых и местных (домовых) котельных для получения горячей воды с температурой до 95 °C при давлении в системе отопления, не превышающем 6 кгс/см2. Допускается нагревать воду до 115 °C при рабочем давлении в системе не ниже 3,5 кгс/см2. При наличии паросборника чугунные котлы могут вырабатывать пар с давлением до 0,7 кгс/см2 *.
Секционные котлы старых конструкций предназначались для слоевого сжигания твердого топлива, при котором теплопередача происходит в значительной мере за счет излучения в топке. При переводе этих котлов на газовое топливо повышается кпд, но вместе с тем возникают трудности с обеспечением необходимых условий теплопередачи и равномерного распределения температуры газов в топке.
Чугунные секционные котлы. Секции разных типов котлов различаются между собой конфигурацией, количеством ребер, формой просветов. Некоторые типы котлов собирают из секций трех типов — средних, передних (лобовых) и задних или двух типов — средних и крайних. Другие типы котлов собирают из одинаковых секций, а крайние секции (передняя и задняя) заменяют обмуровкой или перевернутыми средними секциями (например, в котлах «Энергия-6»). Котлы бывают односторонние, если они состоят из одного ряда секций, и двусторонние, или шатровые.
У всех котлов продукты сгорания из верхней части топки направляются по межсекционным газоходам вниз, к горизонтальным газоходам. Исключение составляют котлы .«Тула-3» и «Минск». В котле «Тула-3» газы проходят по одному из двух параллельно расположенных каналов вниз, а по другому — вверх и отводятся по газоходу, расположенному
* Здесь и далее приводятся избыточные давления.
10
Рис. 1.3. Поперечный (а) н продольный (б).разрезы котла „Мннск-1“. /—прочистные люки; 2—изоляционная мастика; 3—газовая камера; /—съемные межсекционные перегородки; 5—съемная крышка газоходов; б—поворотная заслонка.
11
в верхней части котла. Котлы «Минск» отличаются рядом кеш структивных особенностей и допускают различные вариан! работы: при насосной и естественной циркуляции, искусства ной и естественной тяге. Продукты сгорания из топки напргца ляются по межсекционным газоходам к двум общим газох! дам, далее к передней газовой камере, а оттуда по внутрисе|: ционным горизонтальным газоходам к сборному газоходу 4 котлом (рис. 1.3). ,i
При насосной циркуляции котел работает по прямоточно) схеме движения воды. Для этого между секциями на стяжньй болтах устанавливают в шахматном порядке шайбы-заглушки чтобы вода проходила последовательно через все секции В верхней части верхних шайб должны быть сделаны среза для удаления воздуха, а в нижней части нижних шайб — срезь
Рис. 1.4. Котел „Факел".
1—соединительный ниппель; 2—крышка для прочисткиа конвективных каналов; 3— сборный газоход; 4—топка'Л 5—конвективные каналы; 6—ребра секций; 7—завихри^ тели; S—стяжной болт.
для удаления воды и шлама из котла. Вода поступает в котел через верхний задний тройник, а выходит через верхний пе-
редний тройник.
Котел типа «Факел» отличается от котлов с Г-образными, секциями эллипсовидной формой и внутренней топкой
(рис. 1.4). Котел имеет два вида секций — средние и крайние. Секции собирают на конических ниппелях и стягивают болта-, ми. Устанавливают котел на основание с металлическими пла-J стинами, длина которых должна быть на 300 мм больше дли* ны котельного пакета; Особенностью этих Котлов является вы-?
сокий теплосъем с 1 м2 поверхности нагрева, достигаемый за счет усложнения пути движения продуктов сгорания и наличия специальных приливов для турбулизации потока. Газовой .соЧ; противление во много раз больше, чем у чугунных котлов друЛ ГИХ ТИПОВ. ' 5
Подпитка котлов «Факел» должна осуществляться ски очищенной водой, а-количество воды не должно *нревы< щать 1% от общего количества воды в системе, (котлы й' сеть). Непосредственный водор азбор из системы и частая -йод*J нитка при эксплуатации этих котлов запрещаются. Место врез^
Й
Таблица 1.1
Основные технические характеристики чугунных секционных котлов
Тип Число секций Площадь поверхности нагрева, м2 Габаритные размеры, м Удельный теило-съем, Мкал/(м2*ч) Расход газа, м3/ч
котла средней секции передней (задней) Длина Ширина Высота
< /1 ребсля (боль- 8 и 1,5 1,0 1,08 0,90 1.62 7 12
Ilina модель) 10 14 1,33 15
12 17 1,59 18
(лреля (боль- 8 15.5 2,2 1,15 0,97 0,90 1,70 7 17
шая модель) 10 19,9 1,22 22
12 24,3 1,47 27
Ш’ч 22 25 1,13 1,21 1,85 2,38 2,63 10 37
30 34 2,41 50
38 43 2,94 63
«Универсал» 12 12,4 1,1 0,9 1,22 1,49 1,81 9 17
20 21,2 1,72 28
28 30,0 2,22 40
• Универсал-3» 14 18,2 1,4 1,0 (1,1) 0,85 1,50 1,86 9 24
22 29,4 1,35 39
30 40,6 1,85 54
34 46,2 2,10 61
Универсал-4» 14 21,4 1,7 1,0 (1,2) 0,85 1,55 1,88 9 28
22 35,0 1,35 46
30 48,6 1,85 64
34 55,4 2,10 73
«Универсал-5» 14 15,2 1,12 0,9 (1,1) 0,98 2,06 1,9! 12 27
*»22 24,2 1.24 43
30 33,1 1,74 58
«Универсал-6» 18 19,8 1,1 1,1 1,12 1,97 2,03 12 35
26 28,6 1,62 51
34 37,4 2,12 66
«Энергия-3» 18 36,8 2.3 1,15 1,82 2,95 2,63 10 54
26 55,2 2,34 8}
34 73,6 2,88 108
«Энергия-6» 20 27.9 1,55 0,77 1,69 2,46 2,39 12 49
28 40,3 2,22 71
36 . 52,7 2,75 93
МГ-2 (Старый 18 34,2 1,9 — 1,97 2,06 2,00 10 50
Оскол) 26 49,4 2,53 73
34 64,6 3,09 95
МГ-2 (Киев) 18 35,2 1,96 1,76 2,13 2,24 10 52
26 51,0 2.38 75
34 66,6 2:88 98
МГ-2Т 16 38,4 2,4 — 1 1,87 2,63 2,48 10 56
22 52,8 •- 2,40 78
30 72,0 2,94 103
«Искитим-1» 22 35,0 1,73 0,9 ; 1,88 2,66 2,63 10 52
30 48,5 <2,41 71
38 62,5 2,94 92
«Отопитель-1» 20 32,0 1,78 0,89 1,78 2,71 2,61 12 56-.
28 46,0 2,35 61
36. 60,0 9,91
.... * Я •
Про до л ж е и и е табл.
Тип Число секций Площадь поверхности нагрева, м2 Габаритные размеры, м Удельный тепло-съем, Мкал/(м2,ч) я Расх< газа м’/ч
котла средней секции передней (задней) Длина Ширина Высота
«Огонь» 8 11,2 1,4 1,25 1,82 1,97 10 16
16 22 4 1,75 33
24 33,6 2,25 49
«Пламя» 24 37 1,5 1,75 1,81 2,06 2,60 10 54
32 49 2,34 72
40 61 2,87 90
Ча-1 20 46,8 2,6 1,3 1,65 3,09 2,56 12 82
28 67,6 2,21 116
36 88,4 2,77 156
АВ-2 20 27 1,44 0,94(1,02) 1,59 2,04 2,13 12 48
28 38,5 2,13 68
36 50 2,68 88
«Нерис» (се- 14 9 0,75 0,375 0,92 0,90 1,33 9 12
рия С) 22 15 1,44 20
30 21 1,96 28
«Нерис» (се- 20 28 1,5 1,0 1,47 1,49 1,68 10 41
рия Д) 28 40 2,04 59
36 52 2,60 76
Э5-Д1 22 34,1 1,56 1,5 1,76 2,47 2,30 12 60
30 46,6 2,32 82
38 59,1 2,50 104
Э5-Д2 22 34,1 1,56 1,5 1,80 2,48 2,30 12 60
30 46,6 2,35 82
38 59,1 2,85 104
«Тула-1» 16 43,2 2,7 — 1,69 2,85 2,28 10 63
22 59,4 2,21 87
30 81 2,74 119
«Тула-3» 18 28,1 1,56 — 1,71 2,31 2,36 12 49
26 40,6 2,25 70
34 53 2,8 90
КЧ-2 22 24,2 1,1 1,1 1,52 2,07 2,10 12 43
32 35,2 2,06 62
40 44,0 2,60 78
КЧ-3 20 29,6 1,55 1,3 1,52 2,46 2,39 12 52
28 42,0 2,06 74
36 54,4 2,60 96
«Минск-1» 18 20 1,25 0,625 1,82 2,32 2,76 16 46
26 30 2,36 69
34 40 2,89 92
«Факел» 20 36 1,8 2,30 0,91 2,00 22 107, •? •
Примечания. 1. Расходы газа в этой и .последующих таблицах х>црй№донг при <2и=8500 ккал/и’. 2. Кпд котлов Стрела и Стребела 0,75. «Минск-1» 0.82,.
0,87, остальных 0,8. 3. Котлы «Уннверсал-ЗМ», «Универсал-бМ», «Энергия-ЗМ*,не«и1К>чвй име в таблицу; имеют такие же площади поверхности нагрева, как и анююгйчвые котлй без надекба «М».
И
ин трубопровода подпиточной воды должно находиться не ближе 2 м от котла.
Основные теплотехнические показатели чугунных секционных котлов приведены в табл. 1.1. Площади поверхностей на-I рева котлов с числом секций, отличающимся от приведенного и |аблице, равны сумме произведений площади одной секции ни число этих секций. При работе чугунных котлов в паровом режиме (с паросборником), а также в системе горячего водо-п1ибжения и на технологические нужды с постоянной нагрузкой в течение года значения теплосъема, приведенные в ino.i. 1.1, должны быть уменьшены на 15%.
Котел «Братск-1 Г» предназначен для работы на газовом 1<>п.1иве в котельных с естественной тягой. Котел представляет гобой блочную конструкцию, состоящую из рамы, блока пакетов чугунных секций, топочного блока, газогорелочного устройств;! Л1-Н, теплоизоляционного кожуха, взрывного клапана с а.чщнтным коробом, клапана газохода.
11оверхность нагрева котла состоит из 30 чугунных секций, собранных в два пакета, и водяных камер, образующих прямо-уюльную топку, расположенную над чугунными секциями (рис. 1.5). Пакеты состоят из однотипных секций, собранных пи ниппелях и стянутых болтами. Смежные секции повернуты па 180° и образуют шахматное расположение труб. В ниппелях в чередующемся порядке установлены шайбы для создания последовательного движения воды в секциях. Б передней водяной камере топки имеются круглая амбразура для установки газогорелочного блока, патрубки для гляделки и контрольного электрода, патрубок для отвода горячей воды из котла. В задней камере выполнен проем для установки взрывного предохранительного клапана.
Продукты сгорания из топки, обогнув чугунную плиту, отделяющую топку от пакетов, направляются по межпакетному пространству к фронту котла, откуда двумя потоками поступают и газоходы чугунных секций. Далее продукты сгорания, пройдя газовый клапан котла, направляются в сборный газоход.
Блочная горелка Л1-Н состоит из газового, огневого и воздушного узлов. Газовый узел включает клапаны «большого» и «малого» огня, огневой узел — запальную и основную горелку, фронтовую плиту с электродом контроля пламени, а воздушный узел — центробежный вентилятор и регулирующую заслонку с электромагнитным приводом. Номинальная мощность горелки 1 Гкал/ч.
Котел характеризуется следующими данными: теплопроиз-водительность при «большом» горении 0,83 и при «малом» 0,335 Гкал/ч (QH' — 8500 ккал/м3); кпд в обоих случаях 91,5 %; давление газа перед горелкой 22 и 145 кге/м2; давление газа перед автоматикой 275 и 275 кге/м2. '
Стальные секционные котлы. Группа стальных секционных котлов включает очень близкие по техническим показателям
И
котлы HP-17 и HP-18, котлы Надточия модели 3, НИИСТУ-] (табл. 1.2). Секции этих котлов изготовлены из труб на свар КС, между собой секции соединены также сваркой. В котла;
HP внутренние трубы секций отделены от двух рядов наружных секций вертикальной шамотной перегородкой. В котле Надточия на секции наварены стальные полосы — плавники. В котлах НИИСТУ-5 газоходы образуют ребра, наваренные на трубУсекций. .. .. •
Таблица J.2 (h ионные технические характеристики стальных секционных котлов
1 ни Число секций Площадь поверхности нагрева, м2 Габаритные размеры, м Удельный теплосъем, Мкал/(м2’Ч) Расход газа, м’/ч
котла средней секции перед* ней Длина Ширина Высота
HI' 1 / 24 40 1,67 2,42 2,96 2,48 10 59
III* IH 16 27 1,67 1,86 2,38 2,60 10 40
24 40 2,42 67
32 53 2,98 78
1|»Д 1 ИМЯ 3 20 9 2 1,6 1,80 2,25 12 35
(Моле. и. 3) 4 29 2,0 51
5 38 2,44 67
6 47 2,86 83
НЦИСТ.У-5 4 25,2 7,1 5,5 2,02 2,10 2,80 12 44
5 32,3 2,46 57
6 39,4 2,92 70
7 46,5 3,36 82
Примечание. Расход газа определен при кпд, равном 0,8.
Переоборудование секционных котлов. При переводе секционных котлов на газовое топливо применяют дв'а метода установки горелок: с фронта котла или внутри топки. Второй из указанных методов несколько сложнее, но зато обеспечивает более равномерную температуру по длине топки и лучшее использование радиационной поверхности котла.
С фронта котла устанавливают инжекционные горелки. Наибольшее распространение получили горелки среднего давления типа ИГК (рис. 1.6, табл. 1.3), особенностью которых является
Таблица 1.3
Основные характеристики горелок типа ИГК
Характеристика 1-15 1-25 1-35 4-50 4-100 4-150
Поминальная тепловая мощность, Гкал/ч Расход газа, м’/ч; 0,20 0,37 0,43 0,7 1,35 1,89
номинальный 21,2 44;5 53 86 165 230
минимальный Давление газа, кгс/ма номинальное 6 10,7 11,0 7С 21,0 00 32 36
минимальное 400 i 300 400 300 160
Примечание. Расход определен для газа с '«плотей сгорания 8200 ккал/м’.
наличие пластинчатого стабилизатора, расположенного в устье горелки. Устанавливают горелки ниже уровня колосников, причем стабилизатор должен находиться заподлицо, с внутренней поверхностью передней стенки обмуровки.
ж
Рис. 1.6. Схемы инжекционных горелок.
а—с пластинчатым стабилизатором (типа ИГК); б—с керамическим туннелем; в—с перЦ ферийной подачей газа (типа БИГ).
Таблица 1.4
Основные характеристики горелок типа ГА
Характеристика 1230-00 1229-00 1228-00 1227-00 ГА-102-oJ
Номинальная тепловая мощ- 0,34 0,54 0,80 1,20 1,90|
ность, Гкал/ч
Номинальный расход газа, 39 60 94 140 226 .
м3/ч
Число элементов 5 8 12 18 8
Число газовых отверстий 8 12
в элементе
Диаметр газовых отверстий,
мм, при номинальном дав-
лении газа, кгс/м2:
130 3,1 4.3
200 2,4 3,4
3000 13
Я
Примечания. 1. Минимальное давление газа, кгс/м!: для горелок низкого 1 леиия—6-8, среднего давления—180 - 300. 2. Давление воздуха, кгс/м’; номинальное ври минимальном расходе газа—5—8.
18
Ч.1Я установки с фронта котла применяют также горелки с принудительной подачей воздуха низкого и среднего давления 1НИ.1 ГА (рис. 1.7, табл. 1.4) и ГГВ (табл. 1.5), блочные горе .жп типа Л1-Н и горелки ГГТР. При необходимости нижнюю 'пни, секций защищают от перегрева стенкой из огнеупорного кирпича, а в задней части топки набрасывают горку из битого <нш упорного кирпича.
Рис. 1.7. Схемы дутьевых горелок типа ГА (а) и ГГВ (б).
i «.новые трубки; 2— штуцер для измерения давления воздуха; 3—футеровка из жароупорного бетона; 4 — ребра для закручивания воздуха; 5 — штуцер для измерения давления газа; 5—смотровая труба; 7 —устье горелки; 8—лопаточный завихритель.
Котлы «Факел», а в некоторых случаях и котлы старых пгпоп оборудованы горелкой Л1-Н. Уходящие газы удаляются < помощью дымососа ДН-10 (один дымосос на четыре котла).
Особенностью горелок ГГТР-С (табл. 1.6) является подача
Таблица 1.5
Основные характеристики горелок типа ГГВ
Характеристика 25 50 75 100 150 200
Номинальная тепловая мощ- 0,25 0,5 0,75 1,0 1.5 1,99
Иость, Гкал/ч Расход газа, м3/ч: номинальный 29 59 88 118 177 232
минимальный 4,6 9,4 14 19 28 37
Число газовых отверстий Диаметр отверстий, мм 24 48 3.0 16 36 5,0 7,7 8,7 12 36 п.о 12,2
1,0 2,2 2,5 3.0 3,5
Примечания. 1. Номинальное давление, кгс/м2.* воздуха—200, газа низкого !Меняя—200, газа среднего давления—3000. 2. В числителе число и диаметр отверстий И работе иа газе.ннзкого давления, в знаменателе —при работе на газе среднего давления
19
Таблица I
Основные характеристики горелок типа ГГТР-С
Характеристика 50 100 250
Номинальная тепловая мощность, Г кал/ч Давление газа, кгс/м2: 0,71 1,3 2.38
номинальное 12 000 10 000 '
минимальное Расход газа, м3/ч: 600 2000 1000
номинальный 81 149 270
минимальный 14 56 82
При м е ч а н и е. Расход газа дан для QH=8800 ккал/м’.
действием
воздуха турбовентилятором, который вращается под
энергии струй вытекающего газа. На конец полого вала горел ки, через который поступает газ, насажена турбинка с газовы| ходными отверстиями, просверленными под
углом 15° к плос5
Рис. 1.8. Схемы горелок с трубчатыми газовыми коллекторами, а—форкамерная типа ГИФ; б—подовая типа ПГ-Н; в —подовая типа ПГД.
кости вращения. При вращении турбинки под действием реактивной силы газа вращаются также и насаженные на вал лопасти вентилятора. Внутри горелки за лопастями вентилятор? расположен направляющий аппарат. Изменение количества поступающего на горение газа вызывает соответствующее изменение количества воздуха.
Для установки в топке котла ранее применялись (рис. ,1.8) форкамерные горелки низкого и среднего давления (ГИФ)^‘го “ризонтально-щелевые (подовые) низкого давления (ПГ-Н) .подовые с принудительной подачей воздуха (ПГОД и ПГД) "форкамерные горелки типа ГИФ-Н (табл. 1.7) и ГИФ-С (табл. 1.8) обеспечивают инжекцию 60—70 % воздуха, необхо димого для горения. Горелка состоит из одного, двух или тре> трубчатых коллекторов, каналов-смесителей, образованны) кладкой из огнеупорного кирпича и общей щели над канала ми, называемой форкамерой. Газовые отверстия в коллектора} должны быть строго центрированы по оси каналов. Горелке
20
Таблица 1.7
Основные характеристики горелок типа ГИФ-Н
Характеристика 20 35 50 70 100 105 140
Цимннальная тепловая мощ-1ПИТ1., Гкал/ч Минимальный расход газа, M'/'i, при давлении, кгс/м2: 0,17 0,30 0,43 0,60 0,85 0,89 1,19
130 7,9 13,7 19,6 27,5 39,3 41,2 55
200 6,3 11,1 15,8 22,2 31,6 31,6 44,3
Число коллекторов 2 2 2 3 2 3 3
Число отверстий на коллек- 4 5 7 6 13 9 12
Тор Диаметр отверстий, мм 4,f 5,5 5,5 5,8 5,7 5,8 5.8
4,2 4,2 4,95 5,2 5,1 5,2 5?
Длина форкамеры, мм 560 700 1120 840 1820 1260 1680
Примечание. В числителе диаметр отверстий при номинальном давлении газа 130, * * знаменателе—200 кГс/м1.
Таблица 1.8
Основные характеристики горелок типа ГИФ-С
Характеристика 35 50 75 100 150
Номинальная тепловая мощность, Гкал/ч Минимальный расход газа, М3/ч 0,3 0,43 0,64 0,85 1,28
5,4 7,7 11,5 15,3 23
Число коллекторов 1 1 1 1 1
Число отверстий на коллек- 5 7 9 10 12
Диаметр отверстий, мм 3,7 3,7 4 4,5 4,9
Длина форкамеры, мм 700 980 1260 1400 1680
работают на газе низкого ГИФ-Н (130, 200 кгс/м2) и средне* Го ГИФ-С (3000 кгс/м2) давления при разрежении в топке соответственно 0,5—1 и 1,5—10 кгс/м2. Номинальный расход газа указан цифрой после обозначения горелки (например, ГИФ-Н-20).
Подовая горелка типа ПГ-Н (табл. 1.9) представляет собой кол л екШ’р^ излчйовой трубы с двумя рядами газовыходных отверстий, расположенных в шахматном порядке. Расстояние между отверстиями определяется условиями «беглости огня», т. е. воспламенения газовых факелов по длине коллектора от соседних горящих факелов. Коллектор установлен в щели, выполненной из огнеупорного кирпича. Воздух для горения поступает в щель/бла^одаря разрежению в топке, которое должно быть в пределах 4,5—2 кгс/м3, а при наличии лропорционизатора
. -%
воздуха (устройства, регулирующего расход воздуха в соотв< ствии с расходом газа) 2—3 кгс/м2. Работа горелки завиё от разрежения в топке, соблюдения диаметров газовыхо ных отверстий и расстояния между ними, размеров и качест! кладки щели, соосности коллектора и щели, живого сечеш колосниковой решетки.
При расходе газа более 35 м3/ч устанавливались П-обра ные горелки, представляющие собой два однорядных газовь коллектора, соединенные патрубком. На патрубке просверлен отверстия, образующие дорожку «бегущего огня».
В чугунных котлах устанавливались также подовые горе, ки с принудительной подачей воздуха однорядные низкого да! ления ПГОД-Н (табл. 1.10) и среднего давления ПГОД-(табл. 1.11). Конструктивно газовые коллекторы горелок не о личаются от коллекторов горелок типа ПГ-Н. Имеются под вые горелки с двумя коллекторами, работающими на од! щель ПГД-Н (табл. 1.12) и ПГД-С (табл. 1.13). Номинальш давление воздуха под колосниками для горелок ПГОД и ПП 50 кгс/м2.
Жаротрубные котлы. Одно- и двухжаротрубные котлы м< гут работать в водогрейном режиме, а также в паровом — пр наличии сухопарника и при условии, что зеркало испарения котле будет выше огневой линии, т. е. верха боковых газох< дов, не менее чем на 100 мм. Котлы с одной жаровой трубо имеют поверхности нагрева площадью 30,3; 40,6; 43,0 м2 обеспечивают соответственно производительность 0,9; 1,2
1,3 т/ч, давление пара 0,7 кгс/см2. Котлы с двумя жаровым; трубами имеют поверхности нагрева площадью 80, 10€ 120 м2, производительность 2,4; 3,0; 3,6 т/ч, давление пар 8 кгс/см2.
Комбинированные котлы. Комбинированные котлы имею укороченную жаровую трубу и расположенные за ней по ход; газов дымогарные трубы. К ним относятся паровые котлы ста рых конструкций (локомобильный, паровозного и оборотной типа), выпускаемые в настоящее время котлы небольшой про изводительности типа КВ, «Кивиыли», а также котлы АПВ-S АВ-2.
Котлы КВ состоят из цилиндрического стального корпуса i съемной жаровой трубы. Передняя часть жаровой трубы явля ется топкой, а в задней части расположены кипятильные тру бы, образующие конвективный пучок. К верхней части корпус! приварен полуцилиндрический паросборник, сообщающийся паровым пространством котла через отверстия в корпусе. Ды мовая камера с трубой крепится к заднему днищу жаровЫ трубы.
Котлы КВ имеют три модификации— 100, 200, 300, пло щадь поверхности нагрева соответственно — 6,3; 10,0; 15,1м?
22
Таблица 1.9
Основные характеристики подовых однорядных горелок типа ПГ-Н
Характеристика Модификация
1 2 3 4 5 6 7 8
IhiMiui ильная тепловая мощность, Гкал/ч 0,043 0,06 0,085 0,13 017 0,30 0,43 0,64
Пимииильный расход TH III, М3/ч Диаметр коллектора, мм б 7 25 10 15 20 40 35 50 5 75 Ю
Ни<ло отверстий Дммстр отверстий, мм Шаг между отверстиями, мм Ширина щели, мм 26 38 1,4/1,3 15 90 52 76 100 1,4/1,3 15 ПО 174 170 | 254 1,6/1,4 20 120
Примечание. Диаметр отверстий — 21,0 кгс/м*. в числителе при давлении 139, в знамена-
Т а б л и ц а 1.10
Основные характеристики подовых однорядных горелок типа ПГОД-Н
Характеристика Модификация
1 2 3 4 5 6
Номинальная тепловая Мощность, Гкал/ч Номинальный расход газа, м3/ч 0,13 0,17 0,30 0,43 0,64 0,85
15 20 35 50 75 100
Диаметр коллектора, мм 32 40 50 50 80 80
Число отверстий 66 88 106 136 144 194
Диаметр отверстий,мм 1,4 1,2 1,4 1,2 1,7 1,5 1,8 1,6 2,1 1,9 2,1 1,9
Ширина щели, мм 90 100 ПО ПО 130 130
Примечания. 1. В числителе диаметр отверстий при давлении 130, в знамеиа-ГЛ—200 кгс/м*. 2. Минимальное давление газа 20 кгс/м*. 3. Шаг между отверстиями ММ
23
Таблица
Основные характеристики подовых однорядных горелок типа ПГОД-С j
Характеристика Модификация
1 2 3 4 5
Номинальная тепловая мощность, Гкал/ч Номинальный расход газа. м3/ч Диаметр газового коллектора, мм 0,43 0,64 0,85 1,28 !,7J
50 75 100 40 150 200 50 1
Диаметр огневых отверстий, мм 1,5 1,55 1,6 1,7 1,8!
Число отверстий Ширина щели, мм 46 69 80 100 106 126 i 120 I
Примечания. 1. Номинальная тепловая мощность дана при давлении г.
3000 кгс/м2. 2. Минимальное давление газа 100 кгс/м’. 3. Шаг между отверстиями 20 М
' Таблица Ц
Основные характеристики подовых горелок типа ПГД-Н i
Характеристика Номинальный расход газа, м“/ч i
20 35 50 75 100 150 2^
Номинальная тепловая мощность, Гкал/ч 0,17 0,3 0,43 0,64 0,85 1,28 $ 1
Диаметр газовых мм Число отверстий отверстий, 1,5 1,3 88 1,8 1,6 106 1,8 1,6 136 2 2 144 £ 0 194 2,4 2,2 238 «'Г вг
Условный проход го газопровода, подводяше-мм 32 40 50 60
Примечания. 1. В числителе диаметр отверстий при давлении 130, в знаменатй^ 200 кгс/м2. 2. Ширина щели 110 мм. 3. Шаг между отверстиями 15 мм.
производительность — 0,18; 0,32; 0,45 т/ч; давление Ц1 0,7 кгс/см2. Котлы смонтированы на салазках и предназна^ для использования главным образом в сельском хозяйстве, Котлы «Кивиыли» состоят из цилиндрического корпуса,’! ровой трубы, смещенной относительно оси котла, двух^ трубных пучков. Продукты сгорания проходят жаровую тй по боковому пучку возвращаются к передней дымовой корм а затем по верхнему пучку направляются к дымовой (рис. 1.9). Давление в котлах: на паровом режиме — 0J9 водогрейном — 3 кгс/см2.
24
Т * rt л и и « I II
Основные характеристики подовых горелок типи ПГД-С
Характеристика Номинальный расход газа, м3/ч
50 75 100 150 200
I In м и 11 пл i> и а я тепловая мош-iiiiiii., Гкал/ч 0,43 0,64 0,85 1,28 1,7
гр газовых отверстий, мм 1,5 1,55 1,6 1,7 1,8
Mhui'i отверстий 1||нрИ11а щели, мм Днимггр газового коллекторе. мм 46 68 80 00 40 106 126 120 50
Примечания. 1. Номинальное давление газа 3000 кгс/м’. 2. Шаг между отвергшими 20 мм.!
Рис. 1.9. Котел <кивиыли».
|-(>1пе|>с1ня для поступления холодного воздуха; 2—поворотная камера; 3—взрывной iMiinii. 4—патрубок уходящих газов; 5—корпус котла; 6—верхний пучок дымогарных груо; 7—жаровая труба; «—передняя камера; 9—боковой пучок дымогарных труб.
Котлы имеют пять модификаций — I, II, III, IV, V; площадь поверхности нагрева — 18, 25, 35, 50, 80 м2; производительность — 0,3; 0,39; 0,54; 0,78; 1,25 т/ч.
; Котлы АПВ-2, АВ-2 состоят из цилиндрического барабана с |доскими отбортованными днищами, жаровой трубы, расположенной по оси барабана, и газотрубных пучков. Продукты сго-Ения проходят по жаровой трубе, далее по пучку труб, рас-доженному в нижней части барабана, к передней камере и двум пучкам труб, находящихся по обе стороны жаровой убы, в выходную камеру, присоединенную к заднему днищу рабана. Удаляются газы через патрубок в верхней части вы-дной камеры. Котел АПВ-2 рассчитан на получение 12 т/ч сыщенного пара при давлении 2 кгс/см2 или 280 т/ч горя-11 воды с температурой от 70 до 95 °C. Котел АВ-2 — водо-ейный; рассчитан на получение 7 Гкал/ч,
2&
При переводе жаротрубных котлов на газовое топливо пр, меняют инжекционные горелки типа ИГК или горелки с npi нудительной подачей воздуха, например ГА. Котлы АПВ-2 АВ-2 оборудованы горелкой РГМГ-7 (см. табл. 1.23). Кг правило, переднюю часть жаровой трубы защищают сплошж или с просветами (в виде решетки) футеровкой, длина которс в зависимости от типа горелки и длины жаровой трубы соста ляет 1—3 м. В конце футеровки устраивают дожигательную р щетку из огнеупорного кирпича.
Вертикально-цилиндрические котлы. К этой группе относя! ся котлы Шухова, Шухова — Сарафа, ВТКБ, ММ3, ТМЗ, МЗВ КВ-1, КП-1, АК-1. Котлы состоят из концентрически распол<|
Тис. 1.10. Схема вертикально-цилиндрического котла (типа ВГД).
1—дымогарные трубы; 2—кипятильные трубы: 3—уторное кольцо; 4—паровое пространство.
женных наружного и внутреннего цй линдров. Цилиндры в нижней част соединены кольцом (уторным) жело| чатой или плоской формы. Котл'1 имеют внутреннюю или выносную тог ку. Продукты сгорания движутс только вертикально.
На рис. 1.10 показана схема однс го из вертикально-цилиндрических koi лов (типа ВГД). Другие типы котла отличаются в основном наличием ; расположением водо- и газотрубны пучков. Недостатками' этих котлов яе ляются ненадежность его нижней час ти (уторного кольца), где скаплива ется много шлама и ухудшается теп лопередача, а также высокая темпера тура уходящих газов. Производителе ность котлов различных типоразмера колеблется от 0,2 до 1 т/ч. Давлений пара, кгс/см2: котлов ВК-1, BK-1W КП-1—до 8, остальных — до 6.
Для сжигания газового топлива 1 вертикально-цилиндрических котля применяют горелки с принудительна подачей воздуха со стабилизаторб! (керамический туннель или горк<
из битого шамотного кирпича), горелки типа ИГК или БШ (рис. 1.6). -
Горизонтально-водотрубные котлы. Наиболее распростравЙ ны котлы Шухова и Шухова — Берлина (рис. 1.11). Котлы хова состоят из отдельных трубных секций, расположении под небольшим углом к горизонту и включающих два пучЛ труб, переднюю и заднюю камеры (секционные головки). Кя меры соединены подъемной и опускной (циркуляционной) трЯ
26
fiMMii i' продольно расположенным барабаном. Пучки труб раз-•и trin.t перегородкой на два газохода. Котлы имеют пять ти-1мгров с производительностью, т/ч: 1,9; 3,8; 5,7; 7,6; 9,5.
II милах Шухова — Берлина длинный продольный барабан нп11’.|||.ных секций заменен одним барабаном на несколько секции В >тих котлах увеличено число газоходов, что улучшило -НШ1П1 теплопередачи. В некоторых случаях для увеличения йнропроизводительности котлы дополняют топочными экранами Котлы имеют четыре типоразмера (А-2, 3, 5, 7) с произ-00'1111елыюстью, т/ч: 2,4; 3,6; 6; 8,4.
,Рис. 1.11. Схемы котлов Шухова (а) и Шухова —Берлина (6).
«-«ищи *нная головка; 2—подъёмная труба; 3—барабан; 4—опускная труба; 5—грязевик;
6 — поперечный барабан
Вертикально-водотрубные котлы. В отопительно-производст-ЙНhi.lx котельных находятся в эксплуатации котлы типа КРШ, ||ВД. ТВД, ДКВ, ДКВР и появившиеся в последние годы, Предназначенные для работы на газовом топливе котлы типа |(1/9 1Г и типа ДЕ. Котлы КРШ, ВВД (ТВД) состоят из Церхпего и нижнего барабанов, расположенных параллельно |фонтовой стенке котла, боковых и фронтовых экранов, кон-0ИТИВ1ЮГО пучка труб, присоединенных к барабанам. В котле |||Д (ТВД) барабаны расположены по одной вертикальной |6И. а в котле КРШ смещены относительно друг друга. Кон-ИКтинные пучки труб отделены от топки перегородкой из ша-ПОТпого кирпича и разделены на три газохода вертикальными Ирсгородками из торкретной массы. Барабаны котла Е-1/9-1Г |ц,положены по одной вертикальной оси и соединены между loftoii трубами, составляющими конвективную поверхность на-’рева, которая разделена двумя перегородками из жаростой-стали, образующими газоходы (рис. 1.12). Топка имеет роковые и верхний экраны и отделена от конвективной части МИысокой стенкой. В последнее время эта стенка не изготовляли.
Каждый котел оборудован горелкой типа Г-1,0 (см. |И('. 1.15), индивидуальным вентилятором для подачи воздуха ( Горелку и индивидуальным дымососом. Обмуровка котла со-Цоит из легковесных огнеупорных плит, прилегающих непо-
27
Рис. 1.12. Схема котла т Е-1/9-1Г.
1 — коллектор ПОТОЛОЧНОГО 91 на: 2—потолочный экран; 3— ковой экран; 4—взрывной клал 5—верхний барабан; 6—пер» родки из жаростойкой ста 7—конвективные пучки; 8—н ний барабан.
Рис. 1.13. Схема котла ДКВР-6,5-13.
/—колектор бокового экрана; 2—боковой экран; 3—верхний барабан; 4—камера дой ния; 5—первый конвективный пучок; 6—перегородка; 7 —второй конвективный пу< в—нижний барабан.
2&
Таблица 1.14 о* ионные характеристики котлов ДКВР без пароперегревателей
Гнп Площадь поверхности нагрева, м2 Расчетный кпд, й Расчетный расход газа, м’/ч
Экраны Конвективная
HV ИГ 2,5-13 17,7 73,6 90,1 280
)tl HP -1-13 21,4 116,9 90,6 446
jil1 III’ 6,5-13 27,9 197,4 91,2 721
Д1 III’ 10-13 47,9 229,1 91,3 1105
hl’ IIP 20-13 . 51,3 357,4 92,1 2060
бедственно к трубам, покрытых газоуплотнительной обмазкой й отмщенных стальной обшивкой.
1Г В котлах ДКВР (рис. 1.13, табл. 1.14) барабаны располо-ргны по продольной оси котла. Верхний барабан длиннее Ижпего и часть его расположена над топкой. Поверхности мрабана, обращенные в топку, предохраняют от перегрева {доем торкрета.
В котлах производительностью до 10 т/ч включительно за Тинкой расположена камера догорания, предназначенная для Того, чтобы избежать затягивания пламени в конвективный цучок, а также для уменьшения химической неполноты сгора-Ипи и уноса несгоревших частиц при работе на твердом топливе. Продукты сгорания из топки уходят в камеру догорания М₽|>ез проем в правой части разделительной стенки, затем проводят через два газохода, образованные вертикальной чугунной Перегородкой и далее направляются к хвостовым поверхностям нагрева. В котле ДКВР-20-13 верхний барабан укорочен и не попадает в пределы топки. Камера догорания отсутствует.
Индексы котлов соответствуют производительности при работе на твердом топливе (т/ч) и избыточному давлению (юс/см2). Промышленностью выпускаются котлы ДКВР с пароперегревателем, что отмечается в индексе котла (например, ДКВР-10-13-225). Наличие букв «ГМ» указывает, что котел Предназначен для работы на газовом топливе или мазуте.
При сжигании газового топлива производительность, указанная в табл. 1.14, может быть увеличена на 50 % (ДКВР-20 на 40%) при соблюдении следующих условий: докотловой обработки воды; торкретирования поверхности барабана, обращенной в топку и камеру догорания; поддержания температуры Продуктов сгорания за конвективным пучком не выше 400— 500 °C.
Если резервным топливом является мазут, то с фронта котла устанавливают газомазутные горелки. Наиболее распространенными в настоящее время являются горелки ГМГм; встречаются на котлах ранее выпускавшиеся горелки ГМГ и ГМГБ.
2d
В тех случаях, когда при переоборудовании топок предусмотри но резервное твердое топливо (с сохранением Колесникове решетки), горелки устанавливают с фронта котла (ГА, ГП ИГК, подовые низкого и среднего давления типа ПГОД ПГД) или на боковых стенках топки (БИГ и др.).
В горелке ГМГм газ поступает в среднюю узкую камеру выходит через два ряда отверстий параллельно оси горелки , перпендикулярно к ней. Необходимый для горения воздух пост; пает двумя потоками: небольшая часть его (примерно 15 %
Рис. 1.14. Схема горелки типа ГМГм.
1—газовый канал; 2—завихритель вторичного воздуха; 3 — монтажная плита; 4 — кера! ческий туннель; 5—завихритель первичного воздуха; 6 — паромеханическая форсунка..
называемая первичным (турбулизирующим), проходит черед вихритель (регистр) к корню факела, а основная часть, наз1 ваемая вторичным, также проходит через завихритель и зак{ ченным потоком поступает к месту горения (рис. 1.14, табл. 1.1 Завихрители представляют собой прямые лопатки, располож® ные под углом. Закрутка потока происходит в одну сторону, и этом создается левое или правое вращение воздуха.
В горелке ГМГБ * газ выходит через отверстия в кольце® разном коллекторе перпендикулярно к потоку воздуха, проз дящему через лопаточный завихритель. Меняя угол наклей лопастей завихрителя поворотным рычагом, можно изменй степень крутки потока и длину факела. При работе на газов1 топливе завихритель должен быть полностью раскрыт. Горел имеют правую и левую крутку.
* Здесь и далее данные из выпусков «Экспресс-информация» прома (117049, Москва, Казанский пер., д. 7/19, ВНИИЭгазпром).
30
Основные характеристики горелки ГМГБ следующие.
Тепловая мощность, Гкал/ч: •
номинальная...........................• 5,5
минимальная ........................—-г 1,8
Номинальный расход газа, м3/ч...................647
Поминальное давление газа, кгс/м-...............500
Номинальный расход воздуха, м3/ч...............6715
Номинальное давление воздуха, кгс/м2.............НО
Гели на котле установлены две или три горелки типа ГМГБ (шшример, на котле ДКВР-20), то воздух к горелкам посту-пне । из общего короба, одной стенкой которого является фрон-HHioii лист котла. Давление воздуха в коробе следует измерять in стороны, противоположной подводу.
Таблица 1.15
Основные характеристики горелок типа ГМГм
Характеристика 1,5 м 2 м 4 м 5 м
Инициальная тепловая мош- 1,35 2,0 4.0 5.0
иисгь, Гкал/ч
|',н ход газа, м3/ч:
поминальный 159 236 472 588
минимальный 35 58 70
Дцп п'иис, кгс/м2:
газа номинальное 380 360 380
минимальное 15 25 20
воздуха номинальное 90 120
Инжекционные горелки БИГ (табл. 1.16) состоят из от-иг.'п.иых элементов-смесителей, объединенных общим коллекто-
Таблица 1.16
Основные характеристики горелок типа БИГ
Характеристика Ы 1-11 1-18 2-10 2-16 3-21 3-24
Номинальная тепловая мош- 0,08 0,91 1,48 0,82 1.32 1,73 1,98
Иоеть, Гкал/ч Щрцод газа, м3/ч: номинальный 9,7 107 175 97 155 204 233
минимальный 2,8 31,4 51,4 28,5 45,7 59.9 68,3
Примечания. 1, Номинальное давление газа. 8000 кгс/м*. 2. Минимальный рас-r* *fl определен при давлении 700 кгс/м2.
В Газовые отверстия в смесителях расположены по ок-иости (периферии) и под углом к их оси. Особенностями лок являются: отсутствие центрального газового сопла и ушно-регулировочной заслонки, широкий диапазон регули
31
рования тепловой мощности, возможность и удобство размет ния на боковой стенке топки при минимальном числе демонт руемых экранных труб, возможность наблюдения за горенщ через открытые торцы смесителей.
Вертикально-щелевые горелки (табл. 1.17) устанавливали главным образом на котлах ДКВР. Горелки состоят из вс душного короба, часть которого утоплена и закреплена в hhi обмуровки котла, двух газовых коллекторов и вертикальн щели шириной 80 мм. Диаметр коллекторов, число, диаметр шаг огневых отверстий зависят от типоразмера котла, для к торого предназначена горелка. Воздух в короб поступает вентилятора. В передней съемной стенке короба имеются Д1 отверстия: для розжига горелки и для наблюдения за гор нием.
Таблица 1J
Основные характеристики вертикально-щелевых горелок применительно к котлам ДКВР *
Характеристика 2,5-13 4-13 6,5-13 10-13 20-13
Число горелок 2 4 6
Номинальная тепловая мош- 0,89 0,71 1.14 1,75 2,2
ность горелки, Гкал/ч Расход газа, м3/ч 104 83 135 205 267
Давление воздуха, кгс/м2 45 30 55 60 90
Диаметр отверстий, мм 2,2 2,0 2,3 2,4 2,7
Число отверстий 8 2 96 140 132
Примечания. 1- Номинальное давление газа 1000 кгс/м!. 2. Шаг между отв стаями —14, для котла ДКВР-20—15 мм.
Котлы ДЕ предназначены для работы на жидком ui газовом топливе. Помимо модификаций, приведенных табл. 1.18, промышленность выпускает котлы с пароперегрев: телями и на давление (абсолютное) 24 кгс/см2. В отличие ( других рассмотренных вертикально-водотрубных котлов у ко лов ДЕ топка и конвективный пучок расположены рядом, ecj смотреть с фронта котла. В топке экранированы фронтова боковая и задняя стенки, потолок и под. Обращенные в топ! поверхности барабанов защищены от перегрева фасонным ш мотным кирпичом и шамотобетонной обмазкой. В котлах ра ной производительности длина топки при одинаковой ширш и высоте ее различна.
Конвективный пучок состоит из коридорно расставленнг вертикальных труб, ввальцованных в барабан. От топки ко вективный пучок отделен перегородкой из труб, поставленнь вплотную и сваренных между собой. В задней части стен» имеется окно для выхода продуктов сгорания из топки. В ко лах ДЕ-4, ДЕ-6,5 и ДЕ-10 конвективный пучок разделен трем перегородками; в котле ДЕ-16 одна ступенчатая продолык
32
Таблица 1.18
Основные технические характеристики котлов типа ДЕ-ГМ
(ин котла Тип горелки Площадь поверхности нагрева, м? Расчетный кпд, % Расчетный расход газа, м3/ч
котла экономайзера вти
1 II ГМ-2,5 70,3 94 90,3 304
(1 1 1 ГМ-4,5 95,9 142 91,0 489
III I I ГМ-7 156,7 236 92,1 743
III 11 ГМ-10 204,1 330 91,8 1194
Л. 1 1 ГМП-16 272,9 808 92,8 1845
Примечания. 1. Первое число после индекса—паропроизводительность (т/ч), Sh« н'к-олютиое давление пара (кгс/смг). 2. Число после индекса горелки — тепловая mtt и. (Гкал/ч).
Bpri < >родка; котел ДЕ-25 перегородок в конвективном пучке I Имеет.
(.пениальные газовые и IMitMo описанных выше Ьупных котлов Е-1/9-1Г
газомазутные котлы. К этой группе котлов «Факел», вертикально-водо-и ДЕ относятся котлы небольшой Ьйн пюдительности: КГСМ, Е-1-9Г и Е-0.4-9Г, КПА-500, а |кже ТВГ, ПТВМ, КВ-ГМ.
Котлы КГСМ состоят из двух кольцевых камер, соединен-м» между собой вертикальными трубами, расположенными по |ум окружностям. Трубы с наваренными на них плавниками ||>лчуют два газохода: между внутренним и наружным ряда-11 труб и между наружным рядом и кожухом. Нагреваемая Иди входит в нижнюю камеру и выходит из верхней. Макси-•льпая производительность котла 1 Гкал/ч; температура на-КИл воды не более 95 °C; расчетный кпд котла 0,9; номи-
1.ПЫЙ расход газа 130 м3/ч. Котел оборудован специальной ой. Давление газа перед приборами автоматики не бо-Й 300 и не менее 150 кгс/м2; давление воздуха за вентиля-ом 200—300 кгс/м2.
FКотлы Е-1-9Г (МЗК-7АГ) и Е-0.4-9Г (МЗК-8Г) рассчитаны ) получение соответственно 1 и 0,4 т/ч пара давлением до кгс/см2. Каждый котел состоит из двух кольцевых камер, Йдивснных между собой вертикальными трубами, располо-ВНиыми в шахматном порядке по окружностям. Топка ци-|ЦДрической формы образована внутренним рядом труб с Йииренными к ним плавниками. Часть труб расположена ИКо и газы в этом месте выходят из топки в конвективный боход.
В Особенностью котлов является установка горелки типа Г-1 || Г-0,4 (табл. 1.19, рис. 1.15) в верхней части котла с на-бвлением газового факела сверху вниз. Топка находится под ыточным давлением 20—40 кгс/м2. Номинальный расход
| J«K. 780
33
Таблица 1.19
Основные характеристики горелок типа Г*
Хар актеристика Г-0.4 Г-!
Номинальная тепловая мош- 0,38 0,96
ность, Гкал/ч Номинальный расход газа, м3/ч Давление газа, кгс/м2 44 112
28 80
Расход воздуха, м3/ч 440 1100
Давление воздуха, кгс/м2 40 ПО
Рис. 1.15. Горелка Г-1.
/—фарфоровая трубка электрода; 2—воздушный короб; 5—фронтовой лист; 4— х< для крепления электрода; 5 — стабилизатор запальника; 6 — стабилизирующая ша 7—электрод контроля пламени; 8 — основная газовая труба; 9—запальная трубка.
газа (QH = 8000 ккал/м3) котлами соответственно 90 и 36 м3 Расчетный кпд равен 0,86.
Котел КПА-500Г рассчитан на выработку от 200 до 500, пара в час. Состоит из наружной и внутренней цилиндричес! секций, имеющих форму плотно навитых змеевиков, соедини ных последовательно. Горелка закреплена на верхней крыд котла, факел направлен сверху вниз (рис. 1.16). Каждый ко: укомплектован водоумягчительной установкой, сепаратором 1 ра, в котором отделяются капельки воды и твердые нераст) ренные частицы, баком конденсата. Вода из бака подается котел с помощью поршневого насоса. Температура питатель воды 65—80 °C. Расход газа при номинальном реж1 46 м3/ч, давление газа 90—200 кгс/м2, кпд составляет 0,8.,
Котлы ТВГ-4Р и ТВГ-8М обеспечивают производительна равную соответственно 4,3 и 8,3 Гкал/ч. Особенностью э котлов является сильно развитая радиационная поверхности грева (табл, 1.20). Топочная камера разделена на отсеки/
34
Дим и труб, обогреваемых горячими газами с двух сторон. Кроме того, в камере размещены боковые и потолочные экраны, р каждом отсеке установлены подовые горелки, к которым |о;|дух поступает от дутьевого вентилятора. Из верхней части fiiiio'iiiofl камеры продукты сгорания поступают в газоход, где t«('положена конвективная поверхность нагрева, состоящая из Мечниковых секций. Газы отводятся индивидуальным дымососом.
Рис. 1.16. Котел КПА-500 Г.
вентилятор; 2— патрубок уходящих газов; 3—змеевик; 4—место установки горелки! 5—сепаратор.
Т абл ица 1.20
Основные характеристики горелок котлов ТВГ *
Тип Площадь поверхности нагрева котла, мг Тепловая мощность, Гкал/ч Давление гдза, кгс/м2 Расчетный расход газа, м3/ч Расход воздуха, м’/ч
Экраны Конвективная
Ьг-4Р 35,5 54,8 0,97 1800 113 1256
ГВГ-8м 76 109.6 2,2 2200 256 2800
» Котлы ПТВМ состоят из полностью экранированной топки, Имеющей форму прямоугольной шахты, и конвективной части, {оставленной из пакетов трубчатых змеевиков. Котлы ПТВМ-50
2*
35
Т а б л и ц а
Основные характеристики котлов ПТВМ
Тип Площадь поверхности нагрева, м2 Число горелок Расчетный кпд, % Расчетный расход газа, м’/ч Раею ВОД1 в ОСНОЕ режи» т/ч
Экраны Конвективная
ПТВМ-ЗОМ-2 128 693 6 92,2 5200 49!
ПТВМ-50 139 1110 12 89.6 6800 611
ПТВМ-100 184 2960 18 88.6 14 000 1251
Примечание. Теплопроизводительность котла ПТВМ*30М-2 при работе на га_ до 40 Гкал/ч, котлов ПТВМ-50 и ПТВМ-100—соответственно 50 и 100 Гкал/ч.
и ПТВМ-100 (табл. 1.21) башенного типа, и конвективв часть в них расположена над топкой. Котлы имеют самостс тельные дымовые трубы, которые размещены непосредствен над котлами и крепятся к их каркасу. Котлы ПТВМ-ЗОМ и» ют П-образную форму, и конвективная часть в них располоя на во втором газоходе.
Котлы работают по прямоточной схеме. В котлах ПТВМ-и ПТВМ-100 предусмотрены два режима движения воды: < новной и пиковый. В основном режиме вода проходит полови конвективной части, радиационную часть и вторую полови конвективной части. В пиковом режиме вода проходит че[ боковые экраны, конвективную часть, затем двумя потока проходит задний и фронтовой экраны и поступает в сб ный трубопровод.
Котлы оборудованы специальными горелками (рис. 1.1 Воздух к каждой горелке подается от индивидуального веш лятора типа Ц-13-50 №4 и проходит через лопаточный зав« ритель. Котлы ПТВМ-ЗОМ в некоторых случаях оборудова, горелками с общим дутьевым вентилятором. Газ поступает кольцеобразной камеры через два ряда отверстий под прям! углом к потоку воздуха. При работе на газовом топливе 1 зутную форсунку из горелки вынимают.
Котлы KB-ГМ имеют три унифицированные серии следу щей теплопроизводительности, Гкал/ч: 4 и 6,5; 10, 20 и 30; и 100 (табл. 1.22). В котлах КВ-ГМ-4 и -6,5 боковые и заДн стенки, верх и под топки экранированы. Конвективная пове ность расположена в шахте за разделительной стенкой и стоит из двух пакетов, набираемых из U-образных ширм. 1 толок и боковые стенки конвективной шахты также экрани ваны. В левой стенке топки и в задней стенке конвектив! шахты имеются лазы.
Конструктивной особенностью котлов КВ-ГМ-10, -20 и является наличие в топке промежуточного экрана из двух дов труб с газоплотной перегородкой между ними. Экрану лит топку на две неравные части, меньшая из которых яэд 36
th н камерой догорания. Продукты сгорания проходят через и||пм< гкуточный экран, поступают в нижнюю часть конвектив-Ин|| шахты и (в отличие от котлов КВ-ГМ-4 и -6,5) отводятся Hi верхней части шахты. В конвективной шахте расположены дно пакета поверхностей нагрева, а стены шахты экранированы ‘.юнка между топкой и конвективной шахтой цельносвар-
Воздух
Рис. 1.17. Горелка котлов ПТВМ.
«могровое окно; 2—мазутная форсунка; 3—завихритель воздуха; 4—газовая камера: 5 — шамотобетон; 6— асбестодиатомитовый бетон; 7—концевой упор горелки.
Таблица 1.22
Основные технические характеристики котлов КВ-ГМ
Гип Площадь поверхности нагрева, м2 Кпд, % Расчетный расход газа, м3/ч Расход воды, т/ч
Экраны Конвективная
ИМ-4 38,6 88,7 90,5 515 50
•ГМ-6,5 48,9 150,4 91.1 830 80
•ГМ-10 73,6 221,5 91,9 1260 123
• ГМ-20 106,5 406,5 91,9 2520 247
•ГМ-30 126,9 592,6 91,2 3490 370
•ГМ-50 245 1223,0 92,6 6260 618
•ГМ-100 325 2385,0 92,7 12520 1235
L Примечания. 1. Число после Расход газа ойределен при QH=867( индекса котл ккал/м3. а—теплопрс шзводительно 1ть, Гкал/ч,
Котлы КВ-ГМ-50 и -100 П-образной компоновки и различайся между собой размерами топочной камеры и конвективной
37
шахты. Котлы приподняты над полом и расположены; опорной конструкции. Газы выходят из котла внизу конвект ной части.
Все котлы KB-ГМ оборудованы газомазутными горелка типа РГМГ (табл. 1.23), предназначенными для раздельц
Таблица
Основные характеристики горелок РГМГ i
Характеристика 4 7 10* 20* 30j
Номинальная тепловая мощность, Гкал/ч 4,5 7,4 11,1 22.3 33,
Номинальный расход газа, м3/ч 530 870 1265 2560 392
Давление газа, кгс/м2 Давление воздуха, кгс/м2: 2000 1500—3000 1800 3300 400
первичного 530 500-850 840 1340 240
вторичного 100 200 100 150 23
сжигания газа и мазута. Совместное сжигание допускав только при переходе с одного вида топлива на другой. ц работе на газе мазутную форсунку выводят из горелки. 1 Особенностью этих горелок является соединение в еди| изделии газовой кольцевой камеры, расположенной в устье! редки, вентилятора с направляющим аппаратом, ротацион! форсунки, завихрителей, запально-защитного устройства и д гих элементов. Во всех горелках, за исключением РГМГ-7,1 из камеры выходит через ряд отверстий перпендикулярнд потоку воздуха, а в горелках РГМГ-7 — через 11 трубок д метром 22 X 2 мм, присоединенных к камере и изогнутых ]
прямым углом. j
1.3. Экономайзеры и 1
воздухоподогреватели |
Поверхностные экономайзеры. По своему назначению, верхностные экономайзеры бывают: питательные (с инд« «П»), предназначенные для нагрева воды, идущей на пиП паровых котлов, и теплофикационные (с индексом «Т»)—-нагрева воды, поступающей в систему теплоснабжения. Tei фикационные экономайзеры допускается переключать с на ва воды для закрытых систем теплоснабжения на нагрев IE тельной воды, но питательные экономайзеры переключать нагрев воды для открытых систем теплоснабжения не ется. J
По степени нагрева воды различают «некипящие» и «и1 шие» экономайзеры. В качестве «некипящих» экономайзервЯ
38
p|i>4riiioM давлении пара в котле, не превышающем 23 кгс/см2, iHMcinnoT экономайзеры типа ВТИ, состоящие из чугунных fipiu iux труб, соединяемых фасонными частями — калачами, убы располагают в одну или две колонки, разделенные меж-t'oOoii металлической перегородкой. Основные данные о пи-
Ifai.iibix чугунных экономайзерах применительно к котлам (HP приведены в табл. 1.24, а данные о теплофикационных
Цнн1<1майзерах — в табл. 1.25.
Таблица 1.24
Основные технические характеристики питательных чугунных
• <= ж * м .А ... экономайзеров (применительно к котлам ДКВР)
Площадь поверхности нагрева, м9 Число Температура газов за экономайзером, ®С Температура воды. °C
колонок труб в ряду рядов на входе на выходе
94 2 2 16 150 100 138
4 13 142 2 3 16 150 100 140
•д 13 236' 2 5 16 150 100 140
|,П 13 236 1 5 16 150 100 140
|1) 1.3 330 1 7 16 155 100 142
RO -13 808 1 9 20 158 100 166
’ Пр 1! л е ч а н и я 1. Длина труб эконок «айзера 3 м для котло ДКВР-20-1 3 и 2 м для
2. Живое сечение для прохода газов, мг: при длине 2 м—0,12; 3 м—0,181.
I Таблица!.25
i Основные технические характеристики теплофикационных чугунных экономайзеров (применительно к котлам ДКВР)
Ки гсл L Площадь поверхности нагрева, м* Число Температура газов за экономайзером, °C Температура воды, °C
колонок труб в ряду рядов на входе на выходе
Д-13 70,8 2 2 12 145 70 101
4-13 106,2 2 3 12 150 70 102
Д—13 177 2 5 12 150 70 101
В-13 177 1 5 12 150 70 101
0-13 248 1 7 20 153 70 103
0-13 646 1 9 16 150 70 100
Чугунные групповые экономайзеры должны быть отключае-|ми по воде и уходящим газам и иметь обводной газоход R пропуска газов помимо экономайзера. Температура воды выходе из индивидуального экономайзера должна быть не нее чем на 20 °C ниже температуры насыщенного пара в рабане котла (и не менее чем на 40°C для групповых
39
отключаемых экономайзеров). Температура воды на вход) экономайзер должна быть на 5 °C выше температуры то росы продуктов сгорания в этом месте.
Таблица 1.26
Характеристика стальных экономайзеров
Типоразмер Площадь поверхности нагрева, м* Комплектуемые котлы
БВЭС-1-2 28,8 ДКВР-2.5-13 ДЕ-4-14
П-2 36,4 4-13 6,5-14
Ш-2 57,6 6,5-13 10-14
IV-1 113,8 10-13 16-14
V-1 240,2 20-13 25-14
Стальные экономайзеры (табл. 1.26) состоят из змееви| изготовленных из труб диаметром 28—32 мм, ввальцой ных или вваренных в коллекторы круглого или квадратн; сечения. Высота отдельных пакетов змеевиков составляет; более 1,5 м. Между пакетами предусмотрены разрывы для р мешения обдувочного устройства. Стальные экономайзеры ( вают «кипящего» и «некипящего» типа. В экономайзерах «, пящего» типа количество испаряемой воды составляет 1! 30 % от общего количества проходящей воды. Такие эконом зеры соединены с котлом без каких-либо запорных устрой и имеют только один предохранительный клапан на входе! ды. «Некипящий» экономайзер должен иметь два предохра тельных клапана — на входе воды в него и на выходе водьц экономайзера.
Воздухоподогреватели. По конструкции делятся на гориэ тальные и вертикальные. Применяемые в настоящей' вре трубчатые вертикальные воздухоподогреватели состоят из ; дельных секций, в которых к трубным решеткам привар^
Таблица 1.27
Стальные трубчатые воздухоподогреватели применительно к котлам ДКВР
Типоразмер котла Площадь поверхности нагрева, м2 Число пакетов Число ходов Сечение для прохода газов, м1
воздуха газа
2,5-13 85 2 2 2 0,203
4-13 140 2 2 2 0,326
6,5-13 233 2 2 2 0,545
10-13 300 1 1 1 0.698
20-13 498 1 1 1 1,41
20-13 228 1 1 1 1,45
40
Сними-генные трубы. Газы проходят по трубам, как правило, НИЩ вниз, а воздух проходит по двум, трем или четырем ходим, образованным перегородками, насаженными на трубы и положенными на определенном расстоянии друг от друга.
II 1.16л. 1.27 приведены данные по транспортабельным бло-1мм воздухоподогревателей, изготовленных из труб диаметром II - I ,.г> мм применительно к котлам ДКВР.
1.4. Назначение и устройство установок водоподготовки
Основные, примеси воды. Качество воды, используемой в ко-в.пых и системах теплоснабжения, зависит от источника води* нлбжения и способов ее предварительной подготовки. В во-содержатся растворы солей жесткости, которые при опреде-Ммшых условиях могут откладываться на внутренних стенках Ьинерхностей нагрева в виде плотного слоя накипи или выпа-111ь в осадок в барабанных котлах в виде рыхлой массы — шли мл. Взвешенные или грубодисперсные примеси воды, со-|Тошцие в основном из частиц глины и песка, т. е. окислы |дк>мосиликатов, также могут участвовать в процессе накипе-|0р,1зования.
В тех местах, где образовалась накипь, ухудшаются усло-|ци теплопередачи, так как теплопроводность накипи в 20— О раз ниже чем у стали или чугуна. Можно отметить, что при Болтине накипи 1 мм перерасход топлива составляет 2—3 %. Исжелательно также наличие в воде масла, которое пропиты-цет накипь или образует пленку на поверхностях нагрева, так Бик его теплопроводность в 10—200 раз меньше теплопроводности стали. Кроме того, совместно с взвешенными веществами И солями жесткости масло образует мастичные соединения, которые могут стать причиной закупорки труб и нарушения циркуляции.
[ Как показала практика, с переходом на газовое топливо вчастились случаи разрыва экранных и кипятильных труб, а |«кже секций чугунных котлов, которые нагреваются при наличии в них накипи до температуры слабого каления. В поверхностных водах содержатся в растворенном состоянии различные газы, из которых коррозионно активными являются Кислород, углекислый газ, сероводород. В подземных водах основной газовой примесью является углекислый газ, а во многих источниках и сероводород.
Осветление воды. Очистку воды от взвешенных частиц в котельных осуществляют, как правило, в фильтрах напорного типа, в которых вода с определенной скоростью проходит через Слой фильтрующей загрузки. В качестве фильтрующих материалов применяют кварцевый песок, дробленый антрацит, активированный уголь различных марок, керамзит. В процессе осветления для удаления загрязнений осуществляется периодическая
41
интенсивная промывка фильтра восходящим потоком boi с применением воздуха.
Для более полной очистки воды от органических и взвеш) ных веществ, а также от солей железа и кремния до фильт{ ции воду коагулируют, т. е. вводят в нее коагулянты (со алюминия или железа, например алюминий сернокислый, же. зо сернокислое окисное или закисное, алюминат натрия). I агулянты вызывают процесс укрупнения частиц примесей bq вследствие их взаимного слипания. При значительном сод< жании соединений железа в воде в схемах водоподготовки п дусматривается обезжелезивание с помощью угольных или ц< люлозных фильтров.
Умягчение воды. Удаление из воды накипеобразующих < лей жесткости называется умягчением и в котельных осуще вляется, как правило, путем пропускания воды через cnei альные фильтры. Жесткость воды зависит от содержания в в кальциевых и магниевых соединений.
Различают жесткость некарбонатную (постоянную), кар! натную (временную) и общую. Для некарбонатной жесткое характерны соли CaSO4 и MgSO4, CaCh и MgCl2, CaStO3 MgSiO3 и др., для карбонатной — двууглекислые соли (бик; бонаты) кальция и магния [Са(НСО3)2 и Mg(HCO3)2], код рые при нагревании (кипячении) разлагаются. При этом обде зуется углекислота, малорастворимый карбонат калыц (СаСО3), выпадающий в осадок, и гидроокись магщ [Mg(OH)2J.
Единицей, характеризующей жесткость, является милл грамм-эквивалент на 1 литр (или 1 кг) раствора (мг-экв/( или микрограмм-эквивалент на литр (мкг-экв/л); 1 мг-экв] соответствует содержанию 28 мг/л окиси кальция или 20 мп окиси магния. 3
По жесткости природные воды подразделяют на следующ( группы: мягкие — до 2, средней жесткости — 2—7, жесткие^ 7—14, очень жесткие — более 14 мг-экв/кг. В большинст| районов Севера и Северо-Запада СССР, Сибири, Дальнего Bq тока воды мягкие, в средней полосе европейской части страй жесткие; в Приазовье, Казахстане, на Украине и в Молдав! воды характеризуются высокой жесткостью. Особенно высот жесткостью в большинстве случаев отличаются подземн>| воды.
Состав солей жесткости определяет характер накипи, кот рая может быть: плотной и трудно удаляемой при повышенна содержании солей кремния; рыхлой при значительном соде; жании сульфата кальция; легко удаляемой при наличии в » де карбоната кальция и магния.
Для умягчения воды применяют природный минерал — гл уконит и сульфоуголь, т. е. бурый или каменный уголь, а работанный серной кислотой и обогащенный катионами нД рия, аммония или водорода. Реакция замещения катиону
42
1И11.П11Я (Са2+) и магния (Mg2+)’ на катион натрия (Na+)', 1ЫМОПИЯ (nh4+) или водорода (Н+) происходит в катионито-рю фильтрах. В отопительных котельных чаще применяют h.i гионирование или совместное двухступенчатое Na—NH4-Hi шлифование и Na—Н-катионирование. Последний метод почтительнее, когда необходимо снизить щелочность котло-Ю11 ВОДЫ.
В процессе умягчения катионирующий материал насыщает-н кильцием и магнием и теряет свою способность к обмену с 1ИНМИ жесткости. Для регенерации (восстановления) его об-iiriiiBiii способности через Na-катионитовый фильтр пропускают I Н)%-ный раствор поваренной соли (NaCl), а через NH4-iniионитовый фильтр — 2—3%-ный раствор сульфата аммония tin юристого аммония (NH4C1).
В ряде случаев для борьбы с образованием накипи проворней внутрикотловая обработка воды путем подачи в пита-»г.и.ную воду щелочного раствора концентрации 5—7 % каль-IIIUIIрованной соды (Na2CO3) и тринатрийфосфата (Na3PO4« I'.’ILO) в соотношении соответственно 80 и 20 %. При этом tfip.iзуются малорастворимые соединения кальция и магния, H.IH.Iдающие в осадок. Необходимость введения тринатрийфос-связана с тем, что едкий натрий не вступает в непосред-пн-нное взаимодействие с солями кальция.
Режимом работы паровых котлов и тепловой схемой котель-toii предусматривается возможность систематической или не-Ьсрывной продувки, т. е. удаления шлама. При внутрикотло-рй обработке воды такая продувка обязательна. Интенсив-|Сст1> и периодичность продувки определяются лаборантом ко-|лыюй в соответствии с инструкцией.
Щелочность воды. Одной из задач водоподготовки являет-ll контроль и регулирование щелочности воды. Пониженная |слочность воды при наличии в ней газов усиливает процесс 1ррозии. Кислый или щелочной характер определяется по со-ржанию в воде ионов водорода (Н+) или гидроксильной уппы (ОН~). Концентрации ионов выражаются в грамм-нах на литр. Водородный или гидроксильный показатель Н и рОН) представляют собой отрицательный десятичный гарифм концентрации водородных ионов. В случаях, когда = ОН-, водный раствор нейтрален и pH = 7. Значение pH же 7 указывает на кислую реакцию, т. е. на избыток породных ионов в воде, а pH более 7 — на щелочную акцию.
Деаэрация воды. Содержание газов в воде определяется ее Йипературой: чем выше температура воды, тем меньше в ней (створенных газов. Так, растворимость кислорода в воде со-гавляет при О °C — 14,2 мг/л, а при 100 °C — 0. В котель-|1х установках эффективным и экономичным способом удале-ря кислорода и углекислого газа является термическая легация путем нагрева воды до 104—106 °C в деаэраторах
43
атмосферного типа (при избыточном давлении 0,15—i кгс/см2) или в вакуумных деаэраторах.
Наибольшее распространение получили деаэраторные кол ки смешивающего типа, устанавливаемые над баками-акку; ляторами. В колонках размещены распределительные тарел Химически очищенная вода подается в верхнюю часть коло! и сливается каскадами через отверстия в тарелках. В нижи часть колонки подается пар, который равномерно распредё ется по сечению колонки. Далее пар направляется в верхи] часть колонки, омывая струи воды. Выпар (избыточный nd содержащий кислород и углекислый газ, удаляется из верх! части колонки. i
В водогрейных котельных применяют деаэрацию под ва умом, осуществляемую по различным схемам. Деаэрация ! вакуумом заключается в подогреве воды до температуры сыщения при давлении ниже атмосферного. При этом пар альное давление удаляемого газа над жидкостью снижает вследствие чего растворимость его падает практически до ну Одна из схем деаэрации под вакуумом приведена на рис. j
Качество питательной и подпиточной воды. Качество пц тельной воды для паровых чугунных котлов должно сооте ствовать следующим требованиям:
Жесткость, мкг-экв/кг, не более...................... 200
Содержание, мкг/кг, не более: кислорода....................................... 100
углекислого газа............................... 10 000
сульфата натрия................................ 2000
Значение pH, не менее................................... 7
Для паровых стационарных котлов с абсолютным давле: ем до 40 кгс/см2 должны соблюдаться требования к качесп питательной воды и пара, изложенные в ГОСТ 20995—? Среднесуточные показатели качества питательной воды га трубных котлов не должны превышать следующих значений
Содержание взвешенных частиц, мг/кг................ 5
Общая жесткость, мкг/кг . . . .................... 30
Содержание кислорода, мкг/кг...................... 50
Показатели качества питательной воды на входе в во, трубный котел перед экономайзером не должны превышу значений, приведенных в табл. 1.28. Показатели качества 1 сыщенного и перегретого пара не должны превышать значен; приведенных в табл. 1.29. Допустимые содержания вредн] примесей в подпиточной воде в зависимости от температу подогрева сетевой воды в установках источника теплосиаб^ ния приведены в табл. 1.30 (СНиП II—36—73. Тепловые сета Качество воды систем горячего водоснабжения должно са ветствовать требованиям, предъявляемым к питьевой воде.
44
Таблица 1.28
Среднесуточные допустимые значения показателей качества питательной воды
— ‘ Показатель Абсолютное давление, кгс/смг
До 14 24 40
удержание взвешенных частиц, мг/кг К Не допускается
feliiпн жесткость, мкг-экв/кг 15 10 5
Удержание соединений железа (в пере-ечегс на Fe), мкг/кг 300 100 50
||д<'ржание соединений меди (в пересчете Hn Си), мкг/кг Не нормируется 10
Удержание растворенного кислорода, Мкг/кг 30 [ 2С
|ц|р|епие pH (при / = 25° С) 8,5-9,5
{одержание свободной углекислоты, мкг/кг Не допускается
{одержание нитритов (в пересчете на NO..), мкг/кг Не нормируется 20
{одержание веществ, экстрагируемых Офиром (масла и др.), мг/кг 0.5
Таблица 1.29
Среднесуточные допустимые значения показателей насыщенного и перегретого пара
Показатель Абсолютное давление, кгс/см2
До 14 24 40
{олесодержание, мкг/кг:
в пересчете на NaCl 820 410 250
в пересчете на Na2SO« 1000 500 300
Удержание свободной углекислоты, мг/кг 20
.одержание свободного аммиака, мг/кг Не допускается
Примечание. Для котлов без пароперегревателя допускается влажность пара № 1%.
45
Таблица 1
Допустимое содержание вредных примесей в подпиточной воде
Показатель Температура подогрева волы, °C
До 75 76-100 101- 20С
Растворенный кислород, мг/кг Взвешенные вещества, мг/кг Карбонатная жесткость, мг-экв/кг Остаточная общая жесткость, мг-экв/кг Свободная углекислота Значение pH Примечания: 1. Остаточная общая жести 0 1,5 ость при йен 1 5 0 0,1 Не доп; 6,5-8,5 эльзовании во 0,05 7 0,05 икается ды продущ
котлов допускается в закрытых системах теплоснабжения. 2. Условная сульфатно-кал? циевая жесткость допускается при температуре нагрева воды 101—200° С в пределах зн) чений. исключающих выпадение из раствора CaSO4. 3, В соответствии с «Правилам устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов» значение ш в подпиточной воде водогрейных котлов должно быть не менее 7. I
1.5. Расчет тепловой нагрузки котельной
В задачи наладочной организации в ряде случаев може входить определение рационального использования теплоть вырабатываемой котельной, а также проверка соответстви теплопроизводительности котельной тепловой нагрузке. Гк следняя включает, ккал/ч: отопление зданий Qo; нагрев во; духа в установках искусственной вентиляции QB; горячее вс доснабжение Qr. в; производственные нагрузки Qnp; расход на собственные нужды котельной Qc. н; транспортные потер QTP. Таким образом,
Qkot Qo + Qb + Qr.B + Qnp + Qc. н 4- QTp- (1-8
Соотношение между составляющими тепловой нагрузки ото) пительных котельных зависит от различных факторов и колеб^ лется в следующих пределах, %:
отопление жилых и общественных зданий......... 60—75
вентиляция жилых и общественных зданий.......... 5—15
горячее водоснабжение......................... 30—15
Определение Qo. Расходы тепла на отопление здани| следует принимать по данным проектов систем отопления । учетом потерь во внутридомовых разводках. Для зданий ста рой застройки расчетный часовой расход теплоты на отоплени можно определить по формуле 1
Qo = 1>О5<7о(4н ip. о)^зл> (1*4
!
где 1,05 — коэффициент, учитывающий потери во внутридомс^ вых разводках; до — удельная отопительная характеристика!
46
Нвл/(м3 • °C • ч)'; /Вн — расчетная температура внутреннего 1йни\ха помещений, °C; tP. о — расчетная температура наружен о воздуха, °C; Уад — наружный объем здания (от уровня |?M.'lll) , м3.
Примерные значения до приведены в табл. 1.31 и табл. 1.32,
Таблица 1.31
Удельные отопительные характеристики старых кирпичных зданий </0, ккал/(м3 • °C • ч)
Кубатура» тыс. м3 Расчетная температура наружного воздуха, *С
Ниже -30 От —20 до —30 Выше -20
0,5—1 0,44 0,49 0,53
1-2 0,37 0,41 0,46
2-5 0,3 0,33 0,38
5-10 0,26 0,27 0,33
10-15 0,24 0,26 0,3
15—25 0,22 0,25 0,28
Более 25 0,21 0,24 0,27
Таблица 1.32
Удельные отопительные характеристики панельных жилых и общественных зданий для tp о = —25 °C </0, ккал/(м3 • °C • ч)
Этажность Кубатура, тыс. м3 Конструкция зданий
Крупнопанельные Панельные
2-3 0,55 0,42
5 До 10 0,49 0,38
10-15 0.43 0,41
15—20 0,4 0,37
Свыше 20 0.39 0,37
9 25—30 0,35 ——
30-50 0,32 —-
Пр имечание. При других расчетных температурах наружного воздуха значения qa умножаются на поправочный коэффициент: при -20° С —1,05 при —30’—0,93, Ври —35°С —0,86, при —40’С —0,83.
Расчетную температуру внутреннего воздуха принимают, °C:
жилые и административные помещения, общежития, парикмахерские ..................................... 18
учебные и классные комнаты,' лаборатории, клубы, предприятия общественного питания................... 16
кухни, гимнастические залы.......................... 15
детские сады и ясли, поликлиники, амбулатории, диспансеры, больницы................................... 20
кинотеатры........................................... 14
Таблица
Расчетные параметры наружного воздуха
Населенный пункт Расчетное барометрическое давление, мм рт. ст. Параметр А. •С Параметр Б, °C (холодный период) Период со средн суточной температурой воздуха С 8 °C
Теплый период года Холодный период года Продолжительность, сут Темпе; тура °C
Алма-Ата 700 27,6 -10 -25 166 —2
Архангельск 760 18,6 -19 —32 251 -4;
Астрахань 760 29,5 —8 —22 172 —1,
Ашхабад 730 36,0 —2 — И 111 3,
Баку 760 28,3 1 —4 119 5
Вильнюс 745 21.6 -9 —23 194 -о,
Владивосток 745 23,6 -16 -25 201 —4<
Волгоград 745 28,6 -13 —22 182 -з?
Горький 745 21,2 -16 —30 218 -4,'
Днепропетровск 760 26,5 —9 —24 175 —И
Душанбе 685 34,3 —2 — 14 112 3,
Ереван 685 29,7 —4 -19 114 -о,
Иркутск 715 22,7 -25 —38 241 —8,
Караганда 715 25,1 -20 —32 212 -7,!
Киев 745 23,7 -10 —21 187 —1,
Кишинев 745 26,0 —7 -15 166 о,<
Краснодар 730 28,6 -5 -19 152 1,
Красноярск 730 22,5 -22 —40 235 —7,
Куйбышев 745 24,3 — 18 -27 206 —6,
Ленинград 760 20,6 -11 —25 219 —2,
Львов 730 22,1 —7 — 19 191 —0,
Минск 745 21,2 -10 -25 203 — 1,
Москва 745 22,3 -14 -25- 205 —з,:
Новосибирск 760 22,7 —24 -39 227 —9,
Одесса 760 25,0 -6 —18 165 1,(
Омск 745 22,4 —23 —37 220 -7;
Рига 760 20,3 -9 —20 205 —0,<
Саратов 745 25,4 -16 —25 198 - 5,(
Свердловск 730 20,7 —20 —31 228 —6,4
Таллин 760 19 -9 —21 221 —од
Тбилиси 715 28,8 0 —7 152 4,Я
Томск 745 21,7 —25 —40 234 —8,а
Тюмень 745 22,4 -21 -35 220 —5,1
Ульяновск 745 23,8 -18 -31 213 , -5,а
Фрунзе 700 28,9 -9 -23 157 -о,я
Хабаровск 745 24,1 -23 -32 205 -10, и
Харьков 745 25,1 — 11 —23 189 —2,1
Челябинск 745 22,8 -20 -29 216 —7, И
Чита 700 24 -30 -38 240 — Н.Ч
Якутск 745 23 —45 -55 254 —19,а
Примечание. В качестве расчетных параметров наружного воздуха приняв А—холодный период-средняя температура наиболее холодного месяца, теплый s |>иод—средняя температура самого жаркого месяца; 5 — холодный период —средт температура наиболее холодной пятидневки.
48
Расчетную температуру внутреннего воздуха производственна 1Д.ШИЙ следует принимать по характерной температуре в Нимсшениях здания. Расчетную температуру наружного возду-следует принимать как среднюю температуру наружного >пдуха наиболее холодной пятидневки для данной местности ^Тнбл 1.33, параметр Б).
~ Максимальный часовой расход теплоты в современных зда-Йинх определяют по укрупненным показателям (СНиП || 3(1—73. Тепловые сети): „ А . _.
• ' Т я п л и тг я Я4.
Qi। — Qo maxF (1 + Ю> (1-Ю) J7l*' '/и — укрупненный noil кнель максимального расового расхода теплоты Укрупненный показатель максимального часового расхода теплоты на отопление жилых зданий
tn л. р. о "о max- ккал/(ч.м‘)
Нй о । пиление жилой площа-|jli, ккал/(ч-м2) (табл. 1.34); w жилая площадь, м2; (д коэффициент, учитывающий расход теплоты на |)|ои.1ение общественных 0 -10 -20 -30 -40 80 110 130 150 160
1Д1ПН1Й, при отсутствии данных должен Щам 0,25. приниматься рав-
Расчетный годовой расход теплоты на отопление
Qo гол — QoTo • 24м0,
(1.11)
То — коэффициент относительной тепловой нагрузки отопления; цо — продолжительность отопительного периода, сут.
Коэффициент относительной тепловой нагрузки характеризует долю расчетного количества теплоты,, соответствующую вредней за отопительный период температуре наружного воздуха /Ср. о:
ф) (/вн /ср. oVObh /р. о)* (К12)
I Но формуле (1.12) может быть определена фактическая потребность теплоты за год или другой отрезок времени. Для того вместо средней расчетной следует принять среднюю фактическую температуру наружного воздуха. Например, при /р. о = * -30 °C и /Ср. о = —4,7 °C значение фо составляет 22,7:48== ► 0,475. Фактическая средняя температура за отопительный период составила /*ро =—2 °C, а = 20 : 48 = 0,415.
Определение QB. Для расчета часового расхода теплоты на Ию рев воздуха в системах искусственной вентиляции, если от-угствуют расчетные данные, можно пользоваться приближен-|ой формулой
Qb = <7b(/bh-/P.b)^. ' (1-13)
ГДе 7в — условная удельная тепловая вентиляционная характе-Шстика здания (табл. 1.35); /р. в — расчетная вентиляционная
49
температура наружного воздуха, °C, принимаемая как сре няя температура воздуха наиболее холодного перио (табл. 1.33, параметр Л). Таблица 1, Удельные вентиляционные характеристики зданий дв, ккал/(м3 • ч • °C
Здание Объем, тыс. м3 ’в Здание Объем, тыс. м3 ?,
Детские заведения Административные Школы, институты До 5 Более 5 До 5 10 15 До 5 10 0,11 0,1 0,09 0,08 0,07 0,09 0,08 Больницы Бани Прачечные Предприятия общественного питания До 5 10 До 5 До 5 До 5 10 0,2 0,2 1,0 0,8 0,7 0,fi
Максимальный часовой расход на вентиляцию обществе ных зданий в районах нового строительства определяют формуле
Qb max ~ KiKQqF, (1.
где Ki —коэффициент, учитывающий расход теплоты на всш ляцию, при отсутствии данных должен приниматься равным С
Годовой расход теплоты на вентиляцию составляет
Qb. год ^ФвтахФв^О» О.
где г— число часов работы установок вентиляции в тече! суток; фв — коэффициент относительной вентиляционной нагр ки, который определяют по формуле
Фв Овн ^СР. o)/Gbh tp. в)- ( 1 •
Определение Qr. в max. Максимальный часовой расход теп, ты на горячее водоснабжение жилых и общественных здай определяют по формуле
Qr.Bmax = (2-^2,4)m(a + &)(55-/x.B)- 1,2/24, (1.
где Кн = 24-2,4 — коэффициент часовой неравномерности; т число жителей, пользующихся горячей водой; а — норма р, хода воды при температуре 55 °C для жилых зданий на 1 чела ка в сутки, л; Ь — то же, для общественных зданий; /х. в— т< пература холодной (водопроводной) воды в отопительный риод, при отсутствии данных принимается равной 5°C; 1,2 коэффициент, учитывающий теплоотдачу в помещения от т бопроводов систем горячего водоснабжения (отопление ващ комнат, сушка белья).
Нормы расхода горячей воды для жилых зданий приведи в табл. 1.36; для общественных зданий при отсутствии прое
БО
Таблица 1.36
Норма расхода горячей воды в домах квартирного типа на 1 жителя, л
Средняя за В сутки В час
Оборудование
отопительный водопотреб- водопотреб-
период ления лення
Ft
WMMIIU 11.НИКИ, мойки, души 85 100 7,8
ванны и души 90 по 9,2
aiiiu.i чинной 1500—1700 мм и души 105 120 10
Д iiuM.ix с 12 этажами и более 115 130 10,9
||<1 х i.iuHbix, параметр b можно принимать равным 25 л. Нормы ia горячей воды в коммунально-бытовых и других пред-I" пиниях, лечебных и учебных заведениях приведены в СНиП 31 -76. Горячее водоснабжение.
, Величину Qr.B. щах приближенно можно определить по нрмуле
Qr.B max = (2-4- 2,4) qT.Bm, (1.18)
|Дг — укрупненный показатель расхода теплоты, зависящий )1 среднего за отопительный период расхода воды на одного |»лоиека в сутки, ккал/ч (табл. 1.37).
Таблица 1.37
Укрупненный показатель среднечасового расхода теплоты на горячее водоснабжение на одного человека
Расход воды, л/чел 85 90 10J 115
<7Г. в, ккал/ч 275 285 325 350
Годовой расход теплоты на горячее водоснабжение состав-lur г
Qr. в. год 24Qr в cptt(i 24Qr в л (/?г в Mg), (1.19)
*Дс Qr. в. ср — среднечасовой расход теплоты на горячее водо-Иибжение, определяется по формуле (1.17) или (1.18) без коэф-11ииента часовой неравномерности; Qr. в. л —среднечасовой расой теплоты в летнее время, принимается равным (0,7 4-0,8) X (Qr. в. ср; Пг. в — число суток в году работы системы горячего Одоснабжения.
Определение Qnp. Расчетный часовой расход теплоты на |1оизводственные нужды определяют по утвержденным инди-Ндуальным нормам на производство единицы продукции в словиях данного предприятия или по паспортным данным
51
работы отдельных теплопотребляющих установок. П этом следует учитывать одновременность работы этих yci новок. j
Определение Qc. Расходы и потери теплоты на собстве ные нужды, связанные с работой котла, включают: периодщ скую и непрерывную продувку, обдувку, пуски и останов! работу паровых насосов. Расходы теплоты по котельной вкл| чают: работу установок химводоподготовки, охлаждение бак и трубопроводов, отопление и горячее водоснабжение. Наибо^ значительными являются потери теплоты в случаях, когда i обеспечен возврат конденсата и когда не используется вып деаэраторов.
Примерный расход теплоты на собственные нужды сост< ляет, %: в водогрейных котельных — 0,5—1,5; в паров! котельных при наличии деаэрации и непрерывной продувки: 2,5—3; то же, при отсутствии деаэрации и непрерывной п[ дувки— 2—2,5.
Определение QTp. Как показала практика, потери тепло" в разводящих тепловых сетях достигают в ряде случаев 10—15 общей тепловой нагрузки котельной. Объясняется это главщ образом плохой тепловой изоляцией сетей, а также низким я чеством их эксплуатации. Такие потери теплоты часто привод к тому, что теплопроизводительность котельной оказывается т достаточной для покрытия расчетной нагрузки. Отсутств приборов учета горячей воды (тепломеров, горячеводных во/ меров) затрудняет определение количества отпущенной котел ной и получаемой отдельными потребителями теплоты. Поэтов фактические потери теплоты в сетях остаются невыявленны: Эти потери, а также условия распределения воды по отде. ным зданиям могут быть приближенно определены путем едш временного измерения перепадов температуры воды на пода щей и обратной линиях тепловой сети в котельной и на ввод в нескольких зданиях. Измерения должны производиться чей каждые 10—15 мин в течение 2—3 ч (в зависимости от радиу| действия системы) при поддержании температуры теплоносга ля в подающей линии котельной на постоянном уровне. Из1 рения желательно проводить при средней для отопительн^ периода температуре наружного воздуха. !
Количество теплоты, отпущенной отопительной котельн^ без учета потерь с утечками воды, соответствует сумме тепл ты, переданной отдельным объектам, и потерь в тепловых сет| Так как расчетная температура обратной воды в систем отопления жилых зданий принимается одинаковой, а пота теплоты в разводящих трубопроводах этих систем колеблю^ в узких пределах (4—6 %), то и общие перепады температур в отдельных домах не должны значительно отличаться. Рези отклонения указывают на нарушения в расходах воды: ч| меньше воды протекает через систему отопления дома, Я больше перепад температуры.
52
’> Зная перепад температуры воды в котельной Д/к и среднее 1|)||фметическое значение перепада по объектам Д/От, можно >|>||<чпировочно определить потери теплоты в сетях, %:
QTp = (l — Д/от/Д/к) - 100. (1.20)
^ОД>С
Рис. 1.18. График качественного регулирования температуры воды в тепловых сетях»
Результаты измерений позволяют определить не только1 Югери теплоты, но и необходимость выявления причин непра-(ильного распределения воды по участкам сети и отдельным Юмам.
Встречаются случаи, когда в обратной линии котельной емпература воды выше значений, полученных в отдельных
53
домах. Это указывает на наличие перетечек из подающей лин! в обратную в каком-либо тепловом пункте (через элеватд регулятор температуры горячего водоснабжения). !
Температурный режим работы котельной. Регулирован! расхода теплоты в котельной, как правило, осуществляют 1 качественному графику, при этом расход воды остается постоя ным, а меняется температура воды в прямой и обратной линия На рис. 1.18 приведена зависимость температуры воды в прям (/1), обратной (/г) линиях и за элеватором (/см) от темпера! ры наружного воздуха в данный период времени (/„) для р< личных расчетных графиков регулирования (150—70
130—70 °C) и различных расчетных температур наружно воздуха (/р.о). (На рисунке в качестве примера показано опр деление fi, t2 и tc„ для tH = —8 °C при tp.o = —35 °C.)
К сожалению, очень часто графики регулирования не собл1 даются, что приводит к нарушению температурного режима ота1 ливаемых помещений. В котельных с развитой сетью разв, дящих теплопроводов нарушения графика могут быть вызван большими потерями теплоты. В небольших котельных темпер! тура воды на выходе из котлов и перепад температуры вод часто бывает меньше предусмотренного графиком. Объясняет^ это тем, что циркуляционные насосы устанавливают с больше! чем требуется, подачей, а это и приводит к завышенному кол честву циркулирующей воды и перерасходу электроэнерги Снижение температуры теплоносителя ухудшает работу нагр! вательных приборов, расположенных первыми по ходу вод] особенно в однотрубных системах отопления. ;
Нарушения в работе насоса могут быть вызваны засор| нием его, перетечкой воды через обводную линию, подсосб воздуха через неплотности сальников или фланцевых соедиш ний. В котельных, где отсутствует непосредственный водоразба на цели горячего водоснабжения, наладчики должны проверит режим подпитки системы. Частые подпитки, причиной которы являются утечки воды или самовольное пользование жильцам горячей водой, вызывают усиленное накипеобразование, усил< ние коррозии трубопроводов.
ГЛАВА 2
ТЕПЛОВОЙ БАЛАНС КОТЛА
2.1. Объемные соотношения процесса горения
Коэффициент избытка воздуха. Основным видом газового1 Топлива являются природные газы, содержащие от 82 до-li об. % метана (СН4) и от 1 до 8 % других углеводородов »тан С2Н4, пропан СзН8 и др.). В нефтепромысловых (попут-ых) газах содержание метана снижается до 30—50 % и соот-етственно увеличивается содержание тяжелых углеводородов. I природных и нефтепромысловых газах содержатся и негорю-Ие (балластные) газы — азот (N2) и углекислый газ (СО2). ( искусственных газах горючими компонентами являются: |ilcтaн (20—40%), водород (до 50%), окись углерода (да О %). Значительную долю искусственных газов составляют плластные газы — азот, углекислый газ и небольшое количе-тио кислорода (до 1 %). Количество воздуха, необходимого ля полного сгорания, определяется химическими реакциями прения отдельных компонентов газового топлива с кислородом. 1рп этом принимают, что содержание кислорода в воздухе явно 21. %, а азота 79 % (соотношение 21 :79 или 1:3,76) для участия в горении 1 м3 кислорода нужно подать ,76 м3 воздуха.
В расчетах, связанных со сжиганием газового топлива, роме особо оговоренных случаев, объемы газа и воздуха, частвующих в горении, другие величины и характеристики пинимают при нормальных условиях, т. е. при 0°С и оО мм рт. ст.
Объемные соотношения реакций горения углеводородных 1зов выражаются общим равенством
СтН„ + (т + п/4) (О2 + 3,76N2) = /пСО2 + (п/2) Н2О +
+ (т + п/4) • 3,76N2, (2.1)
де т и п — число атомов углерода и водорода в соединении.
Пользуясь формулой (2.1), можно определить объем воз-1уха, необходимого для сгорания газа, и объем продуктов его* «ния. Например, для сгорания 1 м3 метана (СН4) требуется SI 4- 4/4)-4,76 = 9,52 м3 воздуха, а в результате сгорания случаются 1 м3 углекислого газа, 2 м3 водяных паров и
55-
2 • 3,70 = 7,52 м3 азота. Для метана и этилена объем продукт ci орания К' с равен объему исходных газов (горючего газа воздуха) Уисх, т. е. И' С/Уии=1. Для других углеводорода! газов это соотношение колеблется в пределах от 1,02 до 1,(
Для сжигания 1 м3 водорода или окиси углерода в соотв« ств и и с химическими реакциями горения требуется 0,5 1 кислорода или 2,38 м3 воздуха. В результате горения водоро, получаются 1 м3 водяных паров (Н2О) и 1,88 м3 азота,; в результате горения окиси углерода — 1 м3 СО2 и 1,88 азота. Соотношение У' JVacx = 0,85.
Если известен состав газового топлива в процентах, то и личество воздуха Lo, м3, теоретически необходимое для crop ния 1 м3 с учетом кислорода, содержащегося в самом топли (например, в сланцевом или кэксовем газе), определяют формуле
£0 = 0,01 (2,38Н2 + 2.38СО + 9,52СН4 + 16,62С2Н6 + 23,8С3Н8 -
+ 3O,94C4Hio + 38,08С5Н12 + 14,28С2Н4 + 21,42С3Н6 +
+ 28,56С4Н8 - 4,76О2). (2,
Коэффициенты при слагаемых в формуле (2.2) соответс вуют количеству воздуха (м3), необходимого для сгоран 1 м3 данного газа. Для природных газов Lo приближенно мо; но определить, принимая, что на каждые 1000 ккал высш теплоты сгорания требуется 1 м3 воздуха.
Практически, из-за трудности равномерного перемешивав] смеси, в которой количество воздуха точно соответствуй теоретически необходимому, и обеспечения полноты сгорани количество воздуха, участвующего в горении, должно бы больше обусловленного реакцией горения. Отношение фактич ского количества воздуха, участвовавшего в горении, к теорет чески необходимому называется коэффициентом избытка во духа
о = L^JLq. (2.1
i
В продуктах сгорания содержатся также азот, кислород водяные пары избыточного воздуха, поступившего в топку газовых горелок и подсасываемого через неплотности в топ и газоходы котла за счет разрежения в них. При химическ неполноте сгорания возможно содержание в продуктах crop ния окиси углерода, водорода, метана. Во всех случаях сжип ния газового топлива в продуктах сгорания содержатся вредин примеси [окислы азота, бенз (а) пирен и др.], которые в расад тах объемных соотношений не учитываются. Методы определи ния и снижения содержания этих вредных примесей изложен в специальной литературе.
56
Коэффициент избытка воздуха в общем случае определяют । Ц<> данным состава уходящих газов*:
N2~N^/<t
а = —-------~ / Г -------к (2.4)
N' - N^/и'. г - 3,76 (О' - 0,5СО - 0,5Н' - 2СН') ’
[<де N2 и N2 — содержание азота в продуктах сгорания и в газовом топливе, %; V^r—объем сухих газов, м3/м3 [формула !<2.10)].
11ри содержании в газовом топливе не более 3 % азота и При отсутствии в продуктах сгорания компонентов химической I Неполноты сгорания формула принимает следующий вид:
а = N2/(N2 - 3,?6О2). (2.5)
По приведенным формулам может быть определен коэффициент избытка воздуха в любой точке газового тракта: за [топкой, котлом, экономайзером или воздухоподогревателем. ‘|Г1ри этом коэффициент избытка воздуха по ходу газов при Наличии разрежения в тракте будет возрастать за счет присоса : воздуха через неплотности.
Содержание кислорода в продуктах сгорания с увеличением коэффициента избытка воздуха возрастает и стремится в пределе к 21 %, а содержание углекислого газа уменьшается. Максимальное содержание углекислого газа в продуктах сгорания (СО2тах) соответствует полному сгоранию отдельного газа или смеси газов при количестве воздуха, участвовавшего в горении, равном теоретическому, т. е. при а= 1. СО2тах представляет собой выраженное в процентах отношение объема углекислого газа в продуктах сгорания к сумме объемов углекислого газа и азота:
СО2 тах = /со, • 100/(VcOl + Vn2). (2.6)
Для метана СО2тах — 11,75 %; для различных видов газового топлива в прикидочных расчетах принимают, %: природный, состоящий в основном из метана, — 11,8—12,2; нефтепромысловый (попутный)—13—13,5; сланцевый—16,2; коксовый —10,4; генераторный -А20.
Для подсчета СО2тах по формуле (2.6) определяют У(.О2 и поданным состава газового топлива:
/со, = 0,01 (СО2 + СО + СН4 + 2С2Н6 + ЗС3Н8 + 4С4Н10 +
4-2С2Н4 + ЗСзНв); (2.7)
Уы, = 0,01N2 + 0,79 Lo- (2.8)
* Здесь и далее компоненты продуктов сгорания даны со штрихом.
57
Подсчитать CO2max по данным анализа продуктов сгораю можно также по формуле
го (со; + с<У + сн;)-100 .
2 тах 100 - 4,76 (o' - 0.4СО' - 0,2Н' - 1,бСН') '
Объем продуктов сгорания. Объем продуктов сгорания 7'J отнесенный к 1 м3 сожженного газового топлива, представляв собой сумму объема сухих продуктов сгорания 7' „ и объе1 водяных паров V'B п Объем сухих продуктов сгорания опрея ляют исходя из баланса углерода в сжигаемом газовом топли и в образовавшихся продуктах сгорания. При а > 1 объем < хих газов подсчитывают по формуле ’
COg “4е СО СН, + 2С2Нв 4- ЗСзНз -f-
_ -4- 4С4Ню4-5С5Н1г+2С2Н4-|-ЗСзНб+4С4Н8 . j
— со' + со' + сн'
Если известен общий объем сухих продуктов сгорания/ анализом найдено процентное содержание в них отдельщ компонентов, то объем каждого компонента определяют ра дельно по формулам
V , = 0,017' „СО; или 7 ,=0,017'с „01 и т. д. (2.11
со, с. г 2 о с. г 2 .1
Таблица 2
Физические свойства влажного воздуха при давлении 760 мм рт. ст. j
Температура» •с Плотность сухого воздуха, кг/м3 Упругость (парциальное давление) водяного пара, мм рт. ст. Содержание водяных паров, | г/м3, при относительной ; влажности. %
100 80 60
—20 1,396 0,93 1,1 0,9 0,7 0,4
—16 1,374 1,31 1,5 1,2 0,9 0.0
-12 1,353 1,83 2,0 1,6 1,2 0,8
-8 1,332 2,46 2,7 2,2 1,6 1.0
—4 1,312 3,37 3,6 2,9 2,2 1,4
0 1,293 4,58 4,9 3,9 2,9 2,0
4 1,275 6,10 6,4 5,2 3,9 2,6
8 1,256 8,02 8.3 6,7 5,0 3.3
12 1,239 10,52 10,6 8,6 6,4 4.3
16 1,222 13,63 13,6 11,0 8,2 5,5
20 1,205 17,54 17,2 14,0 10,4 6,9
24 1,189 22,38 21,6 17,6 13,2 8,7
28 1,173 28,35 27,0 22,2 16,5 10,9
32 1,157 35,66 33,5 27,7 20,6 13,0
36 1,142 44,56 41,4 34,5 25,6 16,3
40 1,128 55,32 50,8 42,8 31,7 20,8
68
Объем водяных паров в продуктах сгорания определяют по формуле
К... - 0,01 [Н2 + 2СН< + £ у СОТН„ + 0,124 (dr + dBLoa)], (2.12)
где dr — абсолютная влажность газа, г/м3 ; dB — абсолютная Влажность воздуха, г/м3 (табл. 2.1).
В расчетах по формуле (2.12) содержание водяных паров в Воздухе можно принимать равным 10—14 г/м3, что соответствует температуре воздуха 20—25 °C и относительной влажности 50—70 %. Количество водяных паров в сжигаемом газе можно принимать также по табл. 2.1.
Если в продуктах сгорания содержатся водород или метан, то при точном расчете объем водяных паров, подсчитанный по формуле (2.12), должен быть уменьшен на значение, равное 0,01 У'с Г(Н' + 2СН').
С достаточной для приводимых ниже расчетов точностью объем продуктов сгорания природных газов можно определить по формуле
Кс=Уи(1 + ^о). (2.13)
2.2. Составление теплового баланса котла
Слагаемые теплового баланса. Тепловой баланс котла, отнесенный к 1 м3 сожженного газового топлива, представляет собой равенство, левая часть которого включает располагаемую теплоту, поступившую в топку, а правая часть — сумму полезно использованной теплоты и потерь, ккал/м3:
Qh + <2ф.в + Оф. г = Qi + Q2 + Q3 + Qs. (2-14) где QB — низшая теплота сгорания газа; фф.в — физическая теплота, внесенная в топку воздухом; фф.г — физическая теплота газа; Qi— полезно использованная теплота; Qi — потери с уходящими газами; Q3 — потери от химической неполноты сгорания; Qs— потери в окружающую среду.
Некоторые потери теплоты связаны с образованием сажи при неполном сгорании топлива. Потери эти, как правило, незначительны, а выявление их связано с определенными трудностями.
Теплотехнические расчеты обычно ведут по низшей объемной теплоте сгорания, т. е. по количеству теплоты, выделяющейся при полном сгорании 1 м3 газа при условии, что вода, образующаяся при горении, будет находиться в парообразном состоянии и теплота парообразования не используется. Только расчеты котлов и экономайзеров контактного типа ведут по высшей теплоте сгорания. Высшая теплота сгорания — количество теплоты, выделяющейся при полном сгорании при условии,
59
что водяные пары, образовавшиеся при сгорании, сконденсив ются и теплота парообразования будет использована. Тепла сгорания газового топлива определяют калориметром, a eq известен его состав, то высшую и низшую теплоту сгорая подсчитывают по формулам: |
QB = 30,4Н2 + 30.16СО + 95,1СН4 4 167,9С2Н6 4 241,7С3Н8 \ + 319,6С4Н10 + 404,ЗС5Н12 4 150,5С2Н4 4 219,6С3Н6 + 290С41
(2.
QH — 25,8Н2 + 30.16СО + 85,7СН4 4 153,7С2Н6 + 222,6С3Н8 4
4- 295,1С4Н10 4 374С5Н12 4 141,1С2Н4 + 205,5С3Н6 + 271,2С4Н8. (2.
В приведенных формулах коэффициенты при значениях ( держания компонентов газового топлива, принятых в проЩ тах, представляют собой высшую и низшую теплоты сгоран этих компонентов, уменьшенные в 100 раз. Для окиси углеро! QH и Qb равны между собой, так как при сгорании этого газа в дяные пары не образуются. |
Количество физической теплоты, внесенной в топку возд хом, определяют по формуле I
Фф. В === (2-1
где св — объемная теплоемкость воздуха, ккал/(м3 - °C); ts — тя пература поступающего в топку воздуха, °C.
Количество физической теплоты, внесенной в топку газовы топливом, незначительно. Определяется оно по формуле ;
Фф.г = 0,012urcrZr, (2.1;
где иг — содержание отдельных компонентов, %; сг — объе! ная теплоемкость отдельных компонентов, ккал/(м3-°С /г — температура газового топлива, °C.
При расчетах по формуле (2.18) можно пользоваться усре; ценным для данного состава газового топлива значением тешт емкости, определяемым по формуле
Ссм = 0,01 (N2c№ 4 О2со2 4 • • •), (2.1^
где cN2, с02 и т. д.— теплоемкости отдельных компонентов газс| вого топлива, ккал/(м3-°С).* 4
Средние объемные теплоемкости некоторых газов, воздуха и водяных паров при постоянном давлении в интервале темпа ратур от 0 до t, приведены в табл. 2.2.
Обычно физическую теплоту, внесенную в топку воздухом j газовым топливом, учитывают не в приходной части тепловоп баланса, а соответствующим уменьшением потерь теплоты '< уходящими газами. Физическую теплоту предварительно пода1 гретого воздуха учитывают только в том случае, если он подо грет вне котла. Если подогрев осуществлен в воздухоподогрева
60
Таблица 2.2
Средняя объемная теплоемкость некоторых газов, воздуха и водяных паров, ккал/(м3 • °C)
г(. °C со2 NS °2 СО Н2 сн4 СЛ Воздух сухой н2о
о 0,38 0,31 0,31 0,31 0,31 0,37 0.53 0,31 0,36
100 0,41 0.31 0.31 0.31 0,31 0,39 0,60 0,31 0.36
200 0,43 0,31 0,31 0,31 0,31 0.42 0,66 0,31 0,36
зоо 0,45 0,31 0,32 0,32 0,31 0,45 0,73 0,31 0,37
400 0,46 0.31 0,33 0,32 0,31 0.48 0,79 0,32 0.37
Г>00 0,48 0,32 0,33 0,32 0,31 0,51 0,85 0,32 0,38
600 0,49 0,32 0,34 0,32 0,31 0,54 0,90 0,32 0,39
700 0,50 0,32 0,34 0,33 0,31 0.57 0,95 0,33 0,39
300 0,51 0,33 0.35 0,33 0,31 0,60 1,00 0.33 0,40
900 0,52 0,33 0,35 0,33 0,32 0.62 1,04 0,33 0,41
000 0,53 0,33 0,35 0,34 0.32 0,64 1,08 0,34 0,41
100 0,54 0,34 0,35 Д34 0.32 0,67 1,12 0,34 0,42
200 0,54 0,34 0,36 0.34 0,32 0.68 1,15 0,34 0,42
iTr.ie котла за счет теплоты продуктов сгорания, то в приходной Ь|асги эта теплота не учитывается, так как тепловой баланс со-iCiявляется относительно температуры уходящих газов за воздухоподогревателем. При этом можно считать, что сколько теп-д<>ты отнято нагреваемым воздухом от уходящих газов, столько «с вносится в топку.
i Количество теплоты, полученной в водогрейном котле, отвеченное к 1 м3 израсходованного газового топлива, подсчитывают по формуле
Qi = Св (?к - Zk) c/Vh, (2.20)
Где GB —расход воды через котел, кг/ч; /' и t" — температура воды на входе в котел и на выходе, °C; с — теплоемкость роды, .принимаемая равной 1, ккал/(кг-°С); Va — количество сожженного газа, приведенное к 0 °C и 760 мм рт. ст., м3/ч. Количество теплоты, полученной в паровом котле, определяют по формуле
Qi [£>п. п On.п Zn.в) -{- он.п (iHiп Zn-B) -|- Gnp (Znp. в /п в)]/Vн,
(2.21)
Где £>п. п. — количество выработанного перегретого пара, кг/ч; Р„.п — количество насыщенного пара, расходуемого непосредственно из барабана котла, кг/ч; Gnp — количество продувочной воды, кг/ч; in. п и iH. п — энтальпия перегретого и насыщенного пара, ккал/кг (табл. 2.3 и 2.4); inp. в и in. в —энтальпия продувочной и питательной воды, ккал/кг.
Для упрощения расчетов энтальпию воды можно заменять се температурой, так как эти величины численно близки между собой. Энтальпию влажного насыщенного пара с достаточным для практических целей приближением можно принимать по
61
Т а б л и ц а
Энтальпия перегретого пара i„ ккал/кг
°С Абсолютное давление, кгс/см2 ]
2 5 10 15 20 30
140 656,5
160 666,4 661,3 — — __
180 675,9 671,7 663,8 __
200 685,4 681,7 675,4 668,4 — — ‘
220 695.0 691,7 686,5 681,9 674,4 —
240 704.5 701,6 697.2 692,5 687,2 675,2
260 714,1 711,5 707,6 703.4 698,9 688,9 678
280 723,8 721,5 717,8 714,1 710,2 701,9 693
300 733,4 731,4 728,0 724,7 721,3 715,6 706
320 743,1 741,4 738,4 735,2 732,4 726,1 71S 1
Т а б л и ц а
Параметры сухого насыщенного пара
Абсолютное давление. кгс/см2 Температура насыщения, Энтальпия, ккал/кг Скрытая тем парообразовст ккал/кг 1
кипящей воды пара
0,8 93,0 93,0 636,4 543,4
0,9 96,2 96,3 637,6 541,3
1 99,1 99,2 638,8 539,6
2 119,6 119,9 646,3 526,4
3 132,9 133,4 650,7 517,3
4 142,9 143,7 653.9 510,2
5 151.1 152,1 656,3 504.2
6 158,1 159,3 658,3 499,0
7 164,2 165,7 О •о 8 494,2
8 169,6 171,4 661,2 489,8
9 174,5 176,5 662,3 485,8
10 179,0 181,3 663,3 482,0
11 183,2 185,7 664,1 478,4
12 187.1 189,8 664,9 475,1
13 190,7 193,6 665,6 472,0
14 194,1 197,3 666,2 468,9
15 197,4 200,7 666,9 466.2
16 200,4 204,0 667,1 463,1
18 206,1 210,2 667,8 457,6
20 211,4 215,9 668,5 452,6
24 220,8 226,2 669.2 443,0
28 229.0 235,4 669,5 434,1
32 236,4 243,7 669,6 425.9
36 243,0 251,3 669,4 418,1
40 249,2 258 4 669,0 410,6
62
Таблице сухого насыщенного пара (табл. 2.4). Уточненную энтальпию влажного насыщенного пара определяют методом ка-дориметрирования [4].
Объем сожженного газа, определенный с помощью измерительного устройства при рабочем давлении и температуре, приводят к О °C и 760 мм рт. ст. по формуле
17 — 17 273 (Рбар + Ризб — Рв. п)
Ин~ ^изм 273 +/г 760 ’
Где Уизм — объем газа, измеренный прибором, м3; tr — температура газа перед прибором, °C; рвар — барометрическое давление в период измерения, мм рт. ст.; рИзб — избыточное давление газа перед прибором, мм рт. ст.; рв. п — парциальное давление водяных паров (учитывается при влажном газе), мм рт. ст. (см. табл. 2.1).
Потери теплоты с уходящими газами определяют, как ука-аывалось выше, с учетом теплоты, внесенной воздухом и газом:
Q2 = Qy-(Q«.B+Q*.r)- (2.23
Первое слагаемое этого равенства определяют по формуле
Qy = (Vc. гСс. г + Ув. пСз. п.) /у’ (2.24)
где сс. г и св. п — усредненные объемные теплоемкости уходящих сухих газов [см. формулу (2.19)] и водяных паров в интервале от 0 до ty; ty — температура уходящих газов за котлом (экономайзером, водоподогревателем), °C.
Как видно из формулы (2.24), потери теплоты с уходящими газами тем меньше, чем меньше их объем и ниже температура. Объем уходящих газов зависит от избытка воздуха, и чем меньше избыток, тем меньше потери.
Температура уходящих газов зависит от конструкции котла, наличия экономайзера и воздухоподогревателя, правильности процесса горения и состояния поверхностей нагрева. В нормальных условиях работы температура уходящих газов равна, °C: секционные котлы — 150—250; вертикально-цилиндрические — до 400; комбинированные— 180—200; ДКВР (перед экономайзером) производительностью до 10 т/ч — 275—300, 20 т/ч —• 300—330, за экономайзером — 120—130; ТВГ — 200—210; ПТВМ— 160—185; КВ-ГМ — 140—180; ДЕ —265—325.
Снижение температуры уходящих газов необходимо ограничивать в целях предотвращения конденсации содержащихся в Них паров воды на последних по ходу газов поверхностях нагрева. Кроме того, при работе на естественной тяге в зимний период в устье дымовой трубы могут образовываться ледяные наросты вследствие конденсации и замерзания паров воды. Поэтому температура уходящих газов за конвективными поверхностями нагрева должна быть не ниже 120 °C, а на выходе |Цз экономайзера не менее чем на 20 °C выше температуры точки росы уходящих газов.
63
Потери теплоты из-за химической неполноты сгорания 3 ппсят от содержания в продуктах сгорания водорода, оки углерода, метана, а в редких случаях и этана. Величина t характеризует теплоту, которая могла бы дополнительно выл литься при сгорании этих газов. Подсчет Q3 ведется по объа ному содержанию горючих составляющих в продуктах сгоран| и их теплоте сгорания:
Q3 = VCHz • 8570 + 2580 + Ус / • 3016. (2,
Химическая неполнота сгорания наблюдается при недос1! точном количестве воздуха, участвующего в горении, или п, хом его перемешивании с газом, при снижении температурь топке или при соприкосновении газового факела с отдельны холодными зонами поверхности нагрева котла. В тех случа; когда процессы горения организованы плохо, химическая i полнота сгорания может наблюдаться и при больших избытв воздуха.
Потери теплоты в окружающую среду Qs зависят от тем, ратуры наружной поверхности обмуровки и окружающего в( духа, габаритных размеров, взаимного расположения и нагр; ки котлов, наличия хвостовых поверхностей нагрева, а в чуг] ных котлах — от конструкции фронтовых секций (наличия < крытых металлических поверхностей).
Определение этой составляющей теплового баланса пут непосредственных измерений крайне затруднительно. Поэто значения потерь в окружающую среду принимают приближен по графикам, составленным для котлов в тяжелой обмуров работающих на твердом топливе. Для специальных газовых газомазутных котлов новых конструкций эти потери составля: 1-2%. j
Кпд брутто котла может быть определен по методу пряма или обратного (косвенного) теплового баланса. При oпpeдeJ нии кпд по методу прямого баланса требуется измерить кол чество и теплоту сгорания израсходованного газового топлю а также количество полученной теплоты. При этом кпд оп[ деляется без анализа отдельных видов потерь теплоты. Обрг ный тепловой баланс составляют на основании данных о те! пературе и составе уходящих газов, по которым определяют л тери Q2 и Q3: 1
Qi = Qu — (Q2 + Сз + Qs) • (2.2i
В относительных соотношениях формула (2;26) может бы1 представлена в следующем виде:
Пбр = <71 = ЮО —(<72 + <7з + <75)- (2-2|
По точности определения кпд методы прямого и обратно! теплового баланса можно считать равноценными. Однако мете обратного баланса позволяет определить раздельно потерн тё!
64
Лоты с уходящими газами и от химической неполноты сгорания. Вместе с тем определение кпд по методу прямого баланса Позволяет проверить сходимость этого очень важного показателя, определенного по двум методам. При возможности индивидуального (для данного котла) учета расхода газа и теплоносителя проведение необходимых для этого измерений не будет затруднительным.
Широкое распространение при теплотехнических испытаниях И определении кпд по обратному тепловому балансу получила Методика, разработанная проф. М. Б. Равичем. Методика основана на использовании некоторых обобщенных характеристик Топлива, подвергающихся незначительным колебаниям при изменении его состава и теплоты сгорания. Ниже приведены значения этих характеристик (констант) и поправочных коэффициентов.
/тах — жаропроизводительность или максимальная температура, которая может быть получена при полном сгорании Газа в теоретически необходимом объеме сухого воздуха при 0°С и отсутствии потерь теплоты, °C;
4nax = Qh/SVh. сСо 4-tmax> (2.28)
Где Со -=. tmax—средневзвешенная объемная теплоемкость продук-гов сгорания при постоянном давлении в интервале температур От 0 до /тах, ккал/м3. В расчетах принимают значение /(пах (табл. 2.5), учитывающее небольшое снижение жаропроизводи-Гельности из-за содержания в воздухе около 1 % влаги (по Массе).
Таблица 2.5
Жаропроизводительность различных видов газовогсГ* топлива, значения Р и В
Газ t' , вс max Р. ккал/м3 В
Природный - 2010 1000 0,81
Нефтепромысловый 2050 1000 0,84
Коксовый 2090 1080 0,77
Сланцевый 1950 1000 0,82
Р — количество теплоты, выделяемое при полном сгорании топлива в теоретически необходимом объеме воздуха, отнесен-юе к 1 м3 сухих продуктов сгорания (а=1), ккал/м3 (табл. 2.5):
P = Qn/Vc.r. (2.29)
В — отношение объема сухих продуктов сгорания к суммарному объему продуктов сгорания (табл. 2.5):
B = (V ,+ V ,)/(V , + V , + V ,). (2.30)
V СО2 N27/k C°2 N2 ri2°'
з Зак, 780
65
h изменение объема сухих продуктов сгорания по cpaei нни! с нчфетнческим вследствие разбавления их воздухом, 1йкж<* неполноты сгорания:
/г = СО2тах/(СО; + СО' + СН;). (2.3|
с' — отношение средней объемной теплоемкости не разба^ ленных воздухом продуктов сгорания в интервале от О °C ] действительной температуры продуктов сгорания /п.с к их тб лоемкости в интервале от О °C до /тах (табл. 2.6): 1
с' = с0 -i. t /co-^t (2.3
u • *п.с/ и • ‘max* v 1
k — отношение средней объемной теплоемкости воздуха] интервале температур от О °C до t„.c к объемной теплоемкоц не разбавленных воздухом продуктов сгорания в интервале, О С ДО /шах (табл. 2.6):
k = co + t /co + t • п. с' u ‘max
. Таблица
Значения поправочных коэффициентов с' и k
Температура продуктов сгорания, вС с' k с' k
при малом N5 и содержании СО2 при большой Ns и содержании СО?
100 0,82 0,77 0.83 0,78 ,
200 0,83 0,78 0,84 0,79 :
300 0,84 0,79 0,86 0,80 ’
400 0,86 0,80 0,87 0,81
500 0,87 0,81 0,88 0,82 ,
600 0,88 0,82 0,90 0,83
700 0,89 0,83 0,91 0,84
При сжигании смесей природного газа с другими видами зового топлива и, что довольно часто встречается, природ» газа с мазутом следует пользоваться табл. 2.7 и 2.8. По фор: ле (2.9) на основании данных анализа продуктов сгорания ределяют СО2тах и по этой величине — соотношение га; (или газа и мазута), а также обобщенные теплотехничес! характеристики, необходимые для определения qz и q$. "
Коэффициенты h и а связаны следующим равенством: 1
Аизв = (а- 1)£0 = (Л-1)14г. (2.
Значения h и а в зависимости от состава продуктов его ния природного газа приведены в табл. 2.9, а нефтепром; лового газа (попутного) — в табл. 2.10.
Потери теплоты (%) с уходящими газами при отсутсп внешнего подогрева воздуха определяют по формулам:
S6
Таблица 2.7
Расчетные характеристики смесей газового топлива
Смесь Отношение объема газа к объему природного t' . вс max Р, ккал/м3 В со„ 2 шах %
Ьиродный и нефте- 0,2 2020 1000 0,81 12,0
1 промысловый газы 0,6 2030 1000 0,81 12,4
1,0 2030 990 0,82 12,6
2,0 2040 990 0,83 12,9
природный и ежи- 0,2 2030 1000 0,81 12,4
I 'ценный газы 0,6 2050 1000 0,82 13,0
1,0 2060 1000 0,83 13,2
2,0 2070 1000 0,84 13,4
тродный и коксо- 0,5 2020 1010 0,80 11,6
|ый газы 1,0 2030 1020 0,80 11,4
2,0 2050 1040 0.79 11,2
4,0 2070 1060 0,78 10,9
Таблица 2.8
Расчетные характеристики смесей газового топлива и мазута
Смесь Отношение количества . мазута, 1 кг, ’ к 1 м3 газа f , вс шах Р, ккал/м3 В СО,, 2 max %
» . иродный газ и ма- 0,2 2020 1000 0,81 12,6
|ут . 0,6 2040 980 0,83 13,7
0,8 2050 980 0,84 14,0
• 1 2060 980 0,85 14,3
2 2080 970 0,86 15,0
•ж— 3 • 2090 970 0,87 15,4
ксовый Газ и ма- 0,2 2090 1060 0.79 12,4
WT 0,4 2090 1030 0,81 13,5
1 2100 1000 0,84 14,8
при "Л > 1 2 2100 980 0,86 15,5
q2 = [с' + (Л - 1) Вк] • 100; (2.35)
^тах
при h < 1
_ q2=*Y~tB he' 100. (2.36)
^тах
Если в приведенные формулы подставить значение t'm№ ) для определенного вида топлива, значения с' и k для соот-ствующих температур, а значение (Л— 1) принять в зависи-;тя от наличия в продуктах сгорания углеродсодержащих га-, то эта формула примет вид
<72 = O,Olz(/y-rB). (2.37)
67
Таблица
Значения h и а в зависимости от состава продуктов полного сгорания природного газа (СО2 гаах = 11,8)
‘ -одержание . % Коэффициенты Содержанке, % Коэфф ицкея
СЛ> 2 о' 2 N' 2 h а со' 2 ч n' 2 Л fe
11,8 0,0 88,2 1,00 1,00 7,8 7,1 85,1 1,51 1,
11,6 0,4 88,0 1,02 1,02 7,6 7,5 84,9 1,55 и
11,4 0,7 87,9 1,03 1,03 7,4 7,8. 84,8 1,59 U
11,2 1,1 87,7 1,05 1,05 7,2 8,2 84,6 1,64 1;
11,0 1,4 87,6 1,07 1,06 7,0. 8,5 84,5 1,68 1,
10,8 1,8 87,4 1,09 1,08 6,8 8,9 84,3 1,73 к
10,6 2,1 87,3 1,11 1,10 6,6 9,2 84,2 1,79 1J
10,4 2,5 87,1 1,13 1,12 6,4 9,6 84,0 1,85 1;
10,2 2,8 87.0 1,15 1,14 6,2 10,0 83,8 1,90 13
10,0 3,2 86,8 1,18 1,16 6,0 10,3 83,7 1,96 11
9,8 3,6 86,6 1,20 1,18 5,8 10,7 83,5 : 2,03 l’
9,6 3,9 86,5 1,23 1,20 5,6 11,0 83,4 2.11
9,4 4,2 86,4 1.25 1,22 5.4 11,4 33,2 . 2,18
9,2 4.6 86,2 1,28 1,25 5,2 11,8 83,0 2,26
9,0 5,0 86,0 1,31 1,28 5,0 12,1 . 8£9 2,36
8,8 5.3 85,9 1,34 1,30 4,8 12,5 .. 82,7 2.40 ~
8,6 5,7 85,7 1,37 1,33 4,6 12,8 ,82,6 . 2,э6 . та
8,4 6,1 85,5 1,40 1,36 4,4 18.2 : 82,4 £68 э
8.2 6,4 85,4 1,44 1,40 4,2 13.5 4 .823
8,0 6,8 , 85,2 1,47 1,43 4,0 13,9 - '82Л -- Т . £94 1 а б ли п а?
Значения Л и а в зависимости от состав&: продуктов й.оЛиого сгорания нефтепромыслового газа ;($О£ ma^^43;0y.>'- '
Содержание, % Коэфф? цненты | Со. держание %
со' о' N' 2 2? Л а со; - N- 2 I 1
.1 1
13,0 0,0 87,0 1,00 1,00 9,4 • 5ЛЛ 84,8 4,38- . |
12,8 0,3 86,9 1,02 1,02 9,2 6Д. - 84,7 - W 1 1
12,6 0,6 86,7 1,03 1,03 9,0 6,4 84,6 1,<4 1 ]
12,4 1,0 86,6 1,05 1,04 8,8 6,8 84.ч ’ .4- 1
12,2 1,3 86,5 1,06 1,05 8,6 7,1' 84,3 1,«>* 1 1
12,0 1,6 86,4 1,08 1,07 8,4 7,4- <84,2 1,55 I #
11,8 1,9 86.3 1,10 1 09 8,2 7,7 • 84,1 .1.58 '1
11,6 2,2 86,2 1,12 1,11 8,0 8,1 83,9 1.62 i
11,4 2,6 86,0 1,14 1,13 7,8 8,4 83,8 1,6/ , i
11,2 2,9 85,9 1,16 1,15 7,6 8,7 83,7 1.71 > i
11,0 3,2 85,8 1,18 1,16 7,4 9,0 $3.6 1,76 : ! 1
10,8 3,5 85,7 1,20 1,18 7,2 9,4 83,4-_ . 1.81 1 1
10,6 3,9 85,5 1,23 1,21 7,0 9,7- 83,3 !,») I
10,4 4,2 85,4 1,25 1,23 6,8 10,0 83,2 J .9-* 1
10,2 4,5 85,3 1,27 1,25 6.6 103 83,1 : 1,97 1
10,0 4,8 । 85.2 1,30 1,27 6.4 10,7. 82,9 2,03 i
9,8 5,1 1 85,1 1.33 1,30 6,2 11,0 82,8 2,10 4
9,6 5,5 ; 8-1,9 1,35 1,32 6,0 11,3 82,7- 2,17
Таблица 2.11
Значения х для природных газов
:о' +со' + сн', % V °с
100 150 200 250 300 350 400 450
11,8 4,08 4,10 4,13 4,15 4,18 4,23 4,28 4,30
11,6 4,14 4,16 4,19 4,21 4,24 4,29 4,34 4,37
11,4 4,17 4,19 4,22 4,24 4,27 4,32 4,37 4.40
11,2 4,23 4,26 4,28 4,31 4,33 4,39 4,44 4,47
11,0 4,30 4,32 4,35 4,37 4,40 4.45 4,50 4,53
10,8 4,36 4,38 4,41 4,44 4,47 4,52 4,57 4,60
10,6 . 4,42 4,45 4,48 4,50 4,53 4,58 4,63 4,66
10,4 4,48 4,51 4,54 4,56 4,59 4.64 4,70 4,72
10,2 4,55 4,57 4,60 4,63 4.66 4,71 4,76 4,79
10,0 4,64 4,66 4,70 4,72 4,75 4,80 4.86 4,89
9,8 4,70 4,73 4,76 4,79 4,82 4,87 4,92 4,95
9',6 4,79 4,82 4,85 4,88 4,91 4,97 5,02 5,05
9,4 4.86 4,89 499 4,95 4,98 5,03 5,08 5,11
9,2 4,95 ' 4,98 5.01 5.04 5,07 5.13 5,18 5,21
9,0 5,04 5,07 5,10 5,13 5,17 5,22 5,28 5.31
8,8 5,13 5,16 5,19 5,22 5,26 5,31 5,37 5,41
8.6 5,22 5,26 5,29 5,32 5,36 5,41 5,47 5,50
8,4 5,32 5,35 5,39 5,42 5,45 5,51 5,57 5,60
8:2 5,14 5,47 5,50 5,53 5 56 <^2 5,68 5,72
8,0 5,54 5,57 5,60 5,63 5,67 5,73 5,79 5,83
7,8 5,66 5.70 5,73 5,77 5,80 5,86 5,92 5,96
7,6 5,79 5,82 5,86 5,89 5,93 5,99 6,05 6,09
7.4 5,91 5,94 5,98 6,02 6.05 6,12 6,18 6.22
7,2 6,06 6,10 6,14 6,18 6,21 6,28 6.34 6,38
7.0 6,18 6,23 6,27 6,30 6,34 6,41 6,47 6,51
6,8 6,34 6,38 6,42 6,46 6,50 6,57 6,63 6,67
6,6 8,53 6,57 6,61 6,65 6,69 6,76 6,82 6,87
6,4 6,72 6,76 6,80 6,84 6,89 6,95 7,02 7,06
6,2 6,87 6>91 6,96 7,00 7,04 7,11 7.18 7,22
6.0 7,06 7,10 7,15 7.19 7,23 7,30 7,37 7,42
5.8 7,27 7,32 7,37 7.41 7,46 7,52 7,59 7,65
5,6 7,52 7,57 7,62 7.67 7,71 7.79 7,85 7,91
5,4 7,74 7,79 7,84 7,88 7,93 8,00 8.08 8,13
5,2 7,98 8,0? 8,08 8,14 8,19 8,27 8,33 8,39
8,29 * 8.35 8,40 8.45 8,50 8,58 8,65 8,7’
Таблица 2.12
Значения г для попутных нефтепромысловых газов
;о' -: co'-tCH' % * 4 У
100 150 200 250 3<J0 350 400 450
13,0 4,00 4,02 4,05 4,07 4.10 4,15 4,19 4,22
12,8 4,05 4,07 4,10 4.12 4,15 4,20 4,24 4,27
12,6 4,09 4,12 4,15 4.17 4,20 4,24 4,29 4,32
12,4 4,15 4J8 4,21 4.23 4,26 4.31 4,36 4,39
12,2 4,19 4,21 4,24 4,26 4,29 4,34 4,39 4,42
12,0 4,25 427 4,30 4,33 4,36 4,41 4,45 4,48
69
Продолжение табл. 2
СО 4- С О 4* С Н , % 2 4 £у °с
100 150 200 250 300 350 400 45и
11,8 4,32 .4,34 4,37 4,39 4,42 4,47 4,52 4,53
11,6 4,38 4,40* 4.43 4,45 4,47 4,53 4,58 4,61j
11,4 4,44 4,47 4,50 4,52 4,55 4,60 4,65 4,68
11,2 4,50 4,53 4,56 4,59 4,61 4,67 4,72 4,75
11,0 4,57 4,59 4.62 4,65 4,68 4,73 4,78 4,8!
10,8 4,63 4.66 4,69 4,72 4,75 4.80 4,85 4,881
10,6 4,72 4,75 4,78 4,81 4,84 4,89 4,94 4,971
10,4 4,79 4,82 4,85 4,88 4,91 4,96 5.01 5.04
10,2 4,85 4,88 4,91 4,94 4,97 5,02 5,08 5,11
10,0 4,95 4,98.. 5,00 5,04 5,07 5,12 5,13 5,21
9,8 5,0-f ' 5,07 5,10 5,14 5,17 5,22 5,28 5,31
9,6 5,10 5,Ц 5,17 5,20 5,23 5,29 5,34 5.37j
9,4 5,20 5,23 5,26 5,30 5,33 5,39 5,44 5,4j
9,2 5,29 5,33 5,36 5,39 5,42 5,48 5,54 5,5а
9,0 5,39 5,42 5,46 5,49 5,52 5.58 5,64 5,67
8,8 5,51 5,55 5,58 5,62 5,65 5,71 5,77 5.8С
8,6 5,61 5,64 5,68 5,71 5,75 5,81 5,87 5.9С
8,4 5,73 5,77 5,80 5,84 5,88 5,94 6,00 6,04
8,2 5,83 5,86 5,90 5,94 5,98 6,04 6,10 6,и
8,0 5,96 5.99 6,03 6,07 6,11 6,17 6,23 6,28
7,8 ' 6,11 6,15 6,19 6,23 6,27 6,33 6,39 6.43
7,6 6,24 6,28 6.32 6,36 6,40 6,46 6,52 6,31
7.4 6,40 6,44 6,48 6,52 6,56 6,62 .6,68 6Д
7,2 6,55 6,59 6,63 6,68 6,72 6,78 6,85 6,8!
7,0 6,71 6,76 6,79 6,84 6,88 6,94 7,01 7,01
6,8 6,87 6,91 6,96 7,00 7,04 7,11 7,18 7,25
6,6 7,06 7,10 7,15 7,19 7,24 7,31 7,38 7,«
6,4 7,25 7,29 7,34 7,39 7.43 7,50 7,57 7,68
6,2 7,46 7,54 7,56 7,61 7,66 7,63 7,80 7,4
6,0 7,69 7,74 7,79 7,83 7,88 7,96 8,03 8.®
5,8 7,90 7,96 8,01 8,06 8,11 8,19 8,26 8,3
5,6 8,16 8,22 8,27 8,32 8,37 8,45 8,52 8.S
5,4 8,45 8,50 8,55 8,61 8,66 8,74 8,81 8,8
5,2 8,73 8,79 9,84 9,90 8,95 9,02 9,11 9,1
5,0 9,02 9,08 9,14 9,20 9,26 9,36 9,42 9,4
Значения z для природных газов приведены в табл. 2.11 а для нефтепромысловых газов — в табл. 2.12.
Пользуясь обобщенными характеристиками, потери теплот! (%) из-за химической неполноты сгорания определяют по ф4|
муле
(30.2СО' + 25,+ 85,7СН')й
= -:-------------р------------— • 100. (2.31
Р
Для природных газов, у которых р « 1000 ккал/м3, значв ние q3 можно определить по формуле
</з = (3.02СО' 4- 2.58Н2 + 8,57СН4) Л.
(2.31
70
Потери теплоты в окружающую среду в зависимости от производительности котла принимают по графикам, приведенным На рис. 2.1 и 2.2. Если производительность отличается от номинального значения, то значение <75, принятое по графику, долж-
|М> 2.1. Потери теплоты в окружающую среду паровыми (а) и водогрейными (<Г) котлами-/ — без хвостовых поверхностей нагрева; 2—с хвостовыми поверхностями нагрева.
0 быть пересчитано по формуле
<?бф = ?6г^>Г/£>ф ИЛИ ?5ф = <75rQr/Q<t» (2.40)
!с q5r — относительная потеря теплоты, принятая по графику, ; Ьс, Qr — паро (тепло) производительность номинальная, I или Гкал/ч; D$, Q<t>— паро (тепло) производительность жтическая, т/ч или Гкал/ч.
I При отсутствии в котельной приборов измерения количества Йработанного пара или горячей воды производительность кот
71
ла можно определить приближенно по расходу газового топл ва и ожидаемому кпд брутто:
Дф == ^нФнПбр/^'п. п —“ Gi. в)» кг/ч, (2-4
Рф == V„QHTi6p> ккал/ч. (2.4
Подсчитанный по результатам испытаний кпд брутто кот1 может не соответствовать его истинному значению из-за нета ности в определении потерь теплоты в окружающую среду nj составлении обратного теплового баланса. Поэтому в неко| рых случаях ограничиваются только определением коэффицие
Рис. 2.2. Потери теплоты в окружающую среду секционными котлами. Высота цоколя >1300 мм.
та использования топлива (к. и. т), который выражается ра ностью 100—(<72+ ?з), %. Этот коэффициент позволяет corf ставить только потери теплоты с уходящими газами и из-за мической неполноты сгорания.
Нормы удельных расходов топлива. Для котельных нор^ удельных расходов топлива устанавливают в килограммах 4 ловного топлива (кг у. т.) на 1 Гкал отпущенной теплоты. П| этом требуется знать кпд нетто т]н, учитывающий расходы те лоты на собственные нужды. Средний за определенный пери| времени кпд нетто котла (котельной) определяют по.форму;
ПнМЗк- Qc.h)- 100/(7hQh); (2.4
Т)н= Ябр ?с. н» (2-^
где qk — количество теплоты, полученное в котле (котельной ккал; QC.H — расход теплоты на собственные нужды, ккал.
В тех случаях, когда конденсат частично или полностью вс вращается в котельную, количество отпущенной теплоты умей
72
Ш,-нот на Qkoh, ккал/ч, которую определяют по формуле
Qkoh = GKOH ({'кон ^и)> (2.45)
где GKoh — количество возвращенного конденсата, кг/ч; iK0H и 1„ — энтальпия конденсата и исходной воды, ккал/кг.
Если известен кпд нетто котельной, то удельный расход условного топлива определяют по формуле, кг у. т./Гкал,
6уд = 106/(т)н. кот -7000)= 143/Пн.кот, (2.46)
ГДС "Пн.кот — кпд нетто котельной (в долях от 1).
Норму удельного расхода газового топлива с данной тепло-|<>й сгорания определяют по формуле
bfa = bya-70QQ/Qa- (2.47)
Расчетный кпд нетто котельной определяют по формуле
_______ Ф1кП1кТ1 + ФгкПгкТг + • • + ФпкПпкТи „ (п дох Пи. кот— Q1kT1 + Q2KT2 + . . . + QnKT„ Че. н. кот>
где Qu, Ргк, ..., Q«K — среднечасовые нагрузки отдельных котлов за планируемый период, Гкал/ч; т)1К, т]2к, ..., Ллк — кпд <>цельных котлов; ТьТг, ..., хп— предполагаемое число часов работы этих котлов за планируемый период, ч; «/с.н.кот — расход теплоты котельной на собственные нужды.
Продолжительность работы каждого котла в течение года определяют исходя из графика планово-предупредительных ремонтов:
ТгоД = 8760 — (трем + тр.т), (2.49)
где Трем — запланированная длительность всех видов ремонта котла, ч; тР,т — продолжительность работы на резервном топливе, ч.
Кпд нетто отдельных котлов определяют по формуле, аналогичной формуле (2.48), но значения входящих в нее величин принимают для характерных нагрузок данного котла. Длительность отдельных нагрузок котла принимают в соответствии с распределением нагрузок между котлами, а кпд брутто котла при различных нагрузках — по результатам наладочных работ.
2.3. Составление теплового баланск экономайзера
Если индивидуальный экономайзер скомпонован совместно с котлом или предназначен только для одного котла, то его можно рассматривать как составную часть единого агрегата. В этом случае расчет ведут для двух балансовых точек — за конвективным пучком и за экономайзером. Затем определяют прирост кпд котла за счет работы экономайзера, а также кпд
73
экономайзера, т. е. степень использования в нем теплоты п[ дуктов сгорания. Прирост кпд котла за счет работы экономг зера составит, %,
ЛПэ = 11а — Пк. (2.5
где т]а — общий кпд брутто котла; т]к — кпд брутто без экон майзера.
Экономия газового топлива (%) может быть определена формуле
ДУ = Дт]э • 100/т]а. (2.5
Кпд собственно экономайзера может быть определен из с отношения
Пэ = Д'Пэ- 100/(?2ка), , '(2.5
где q2K — потери теплоты продуктов сгорания по измерения выполненным за конвективным пучком котла, %; а—доля тс части общего объема продуктов сгорания, которая проход! через экономайзер.
Если обводная линия экономайзера отключена и продукт сгорания проходят через экономайзер в полном объеме, 1 а = 1. В случаях, когда только часть продуктов сгорания пр< ходит экономайзер, ее объем следует определять непосредстве, ным измерением. Например, по данным испытаний котла с и; дивидуальным экономайзером i]a — 90 %, Пк = 84 %, q2K = 13%, а =1. Тогда кпд экономайзера составит т]э — (90-—84) • 100/13 = 46 %. Экономия топлива в рассматриваемо примере составит ДУ = 6 • 100/90 — 6,6 %.
Если вся вода, поступающая в котел, проходит через эконс майзер, то экономию топлива (%) от применения последнег можно приближенно определить из соотношения .
ДУИ = (/" - ,') . 100/Ок - £э)> (2.d
где гэ и г — энтальпия теплоносителя на входе в экономаиз^ и на выходе из него, ккал/(кг-°С); iK — энтальпия теплой сителя на выходе из котла, ккал/(кг • °C).
Теплотехнические показатели группового или теплофикац онного экономайзера определяют независимо от показателе котла на основании следующих расчетов. Приход теплоты экономайзере, отнесенный к 1 м3 сожженного газа, соответств; ет количеству теплоты, отданной продуктами сгорания, а ра< ход теплоты — полезно использованной теплоте Qi3 плюс пот^ ри в окружающую среду Q63:
/э+7в.э-Х' = Р1э + р5э. (2.54
где /' и I" — энтальпия продуктов сгорания перед экономайз^ ром и за ним, ккал/м3; /в. э — физическая теплота воздуха, п<! ступившего через неплотности в экономайзер, ккал/м3.
74
Слагаемые формулы (2.53) определяются следующим образом:
/э == (SKс. г. э^с. г. э Н" в. п. э^в. п. э) (2.55)
z:=(sv:I..94'I.,9+v:n.9C:n.9)^ (2.55)
где У'с г э и V" г 9 — объем сухих газов перед экономайзером и за ним, м3/м3; с' р 9 и с" г э — теплоемкость сухих газов, ккал/(м3 • °C); К'п 9 и К"пэ —объем водяных паров, м3/м3;
„ э и свпэ — теплоемкость водяных паров, ккал/(м3 • °C); <, и t" —температура газов перед экономайзером и за ним, °C.
При расчетах по формулам (2.55) и (2.56) можно пользовался усредненным для данного состава газов значением теплоемкости, определяемым по формуле (2.19). Объем сухих газов определяют по формуле (2.10), а водяных паров — по формуле (2.12).
Физическую теплоту воздуха, поступающего в экономайзер за счет присосов без учета водяных паров, содержащихся в этом воздухе, подсчитывают по формуле
' /в. э — (®в. э С^в. э) Z#pCB/Bt • (2.57)
где.а9 э и а"э — коэффициенты избытка воздуха перед экономайзером и за ним; са и tB — теплоемкость и температура воздуха, ккал/(кг-°С), °C.
Величина Q53 складывается из потерь теплоты через обмуровку и через калачи, выступающие за пределы обмуровки чугунных экономайзеров; Q59 можно принимать равным (0,034-0,06) <21э. Большее из указанных значений относится к чугунным экономайзерам с кирпичной обмуровкой при температуре газов на входе в экономайзер 250—300 °C.
При наличии водомера количество теплоты, полученной в экономайзере, отнесенное к 1 м3 газа, определяют по формуле
Q1.9 = G9 (t". в — t'n. в) c/V„ = Q9/VH’ (2.58)
где Ga — количество воды, прошедшей через экономайзер, кг/ч.
Кпд группового экономайзера определяют по формуле
т]9 ='Q19 • 100/Z9. (2.59)
Количество газа, которое пришлось бы израсходовать в котле для получения количества теплоты, равного полученному в
групповом или теплофикационном экономайзере, 1
Vh==Q9/(Qhti6p). . (2.60)
Прирост кпд котла за счет работы воздухоподогревателя можно определить по формулам, аналогичным приведенным для индивидуального экономайзера. При этом сравнительный расчет ведут по данным балансовых точек за воздухоподогревателем и за экономайзером.
ГЛАВА 3
СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИИ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ
ПРИ ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКИХ ИСПЫТАНИЯХ
3.1. Основные метрологические термин! и определения
В соответствии с ГОСТ 16263—70 (Метрология. Термины и определен.!я| измерением называется нахождение значения физической величины опытным путем с помощью специальных технических средств. Измерение, при котором искомое значение величины находят непосредственно из опытных данных, называется прямым. Измерение, при котором искомое значение величины нд« ходят на основании известной зависимости между этой величиной и величий нами, подвергаемыми прямым измерениям, называется косвенным. ’
Измерительный прибор — средство измерений, предназначенное для вы< работки сигнала измерительной информации в форме, доступной для непо средственного восприятия наблюдателем.
По способу фиксации измерений приборы, применяемые в котельных бывают: показывающие, по которым можно определить значение измеряв' мого параметра в каждый данный момент (пружинный манометр, ртутны! термометр, тягонапоромер и др.); самопишущие — регистрирующие приборы фиксирующие значение измеряемого параметра во времени на движущейс! бумажной ленте или вращающемся бумажном диске (термометры самопишу щие, манометры самопишущие и др.); интегрирующие, в которых подводи мая величина (количество проходящего вещества или электрической энергии) подвергается интегрированию (суммированию) во времени (газовый рота ционный счетчик, водомер).
С метрологической точки зрения все средства измерений делят на дв! группы: рабочие (лабораторные и эксплуатационные) и образцовые, предна значенные для поверки и градуировки по ним других средств измерений 1 утвержденные в качестве образцовых. Измерительные устройства включают первичный измерительный преобразователь (ранее назывался датчиком), про межуточный и передающий измерительные преобразователи, вспомогательны! устройства, показывающий или самопишущий измерительный прибор.
Первичный измерительный преобразователь устанавливается непосред ственно в месте измерения и воспринимает изменения контролируемого пара метра. Промежуточный преобразователь находится в измерительной цепи з: первичным. Передающий измерительный преобразователь предназначен дл дистанционной передачи сигнала измерительной информации измерительном] прибору. Сигнал, поступающий на вход средства измерений, называете! входным, а получаемый на выходе средства измерений — выходным.
Начальное и конечное значение шкалы измерительного прибора — наи меньшее и наибольшее значение измеряемой величины, указанное на шкале Область значений шкалы, ограниченная конечным и начальным значениям! шкалы, называется диапазоном показаний. Диапазон измерений — облает! значений измеряемой величины, для которой нормированы допускаемые по грешности средства измерений. Предел измерений — наибольшее или наи меньшее значения диапазона измерений.
Чувствительность измерительного прибора — отношение изменения сиг нала на выходе измерительного прибора Д/ к вызывающему его изменено измеряемой величины Дх. Абсолютная чувствительность s = Д//Дх. Стабиль ность средства измерений — качество, отражающее неизменность во времен, его метрологических свойств. Наименьшее значение измеряемой величины 76
Гпособное вызвать изменение показаний прибора, называется порогом чув-гтвптельности.
Для каждого прибора определены условия его применения: температура И относительная влажность воздуха в месте его установки, атмосферное дав-дгппе, взрывобезопасность, чувствительность к вибрации, параметры контролируемой среды.
.Значение физической величины, которое идеальным образом отражало бы И качественном и количественном отношении соответствующее свойство объ-ГКГ.-1, называется истинным значением. Отклонения результатов измерений Ur истинного значения измеряемой величины вызываются как погрешностями Измерений, так и погрешностями средств измерений. Действительным значением физической величины называется величина, найденная экспериментальным путем и настолько приближающаяся к истинному значению, что может бы и, использована вместо него.
Погрешности измерений и средств измерений можно разделить на следующие группы: по характеру проявления — систематические, случайные, Губьективные;-по способу количественной оценки — абсолютные, относительные, приведенные; по зависимости от условий использования средств измерений— основные, дополнительные. Систематические погрешности, остающиеся постоянными или закономерно изменяющимися при повторных измерениях одной и той же величины, могут быть вызваны изменениями параметров измеряемого вещества, параметров источника питания. Случайная погрешность — составляющая погрешности измерения, изменяющаяся случайным образом при повторных измерениях одной и той же величины. Случай-Ния погрешность может быть вызвана колебаниями показаний измерительно! <> прибора, округлением значений контролируемого параметра при отсчитывании • показаний. Абсолютная погрешность измерения Дх представляет Гобой разницу между значением, полученным при измерении хИЗм, и истинным значением измеряемой величины х: Ах = хизм— х. Относительная повинность измерения — отношение абсолютной погрешности к истинному Шипению измеряемой величины — может быть выражена в процентах: б = » Дх-100/х.
Субъективные погрешности зависят от квалификации и опыта наблюдателей. К ним относятся следующие погрешности: отсчитывания (неточный отсчет показаний средств измерений); интерполяции (неточная оценка на |лаз доли деления шкалы, соответствующей положению указателя); параллакса (неправильное визирование стрелки на шкалу, когда наблюдатель находится сбоку от прибора). Грубыми называются погрешности измерений, существенно превышающие ожидаемые при данных условиях. Грубые погрешности (промахи) возникают главным образом из-за неправильного обращения с измерительным прибором, неверного отсчета показаний или ошибок при записи результатов измерений.
Причинами, вызывающими погрешности средств измерений, являются Недостатки изготовления, сборки и градуировки, а также влияние изменения Температуры, влажности и других факторов в период измерений. Погрешности показаний могут зависеть от значения измеряемого параметра. Методика определения характеристики погрешностей средств измерений установлена ГОСТ 8.009—72 и ГОСТ 8.011—72.
Погрешности средств измерений могут быть учтены поверкой рабочих Приборов образцовыми или исключены введением соответствующих поправок п результаты измерений. Поправки обычно указывают в поверочных свидетельствах, а относительные погрешности измерения — в паспортах, которые обязательно должны быть приложены к каждому прибору. Возможны ошибки, вызванные несовершенством метода измерений, неудачным выбором места отбора сигнала измерительной информации (импульса), неправильным Использованием прибора.
Важной характеристикой средств измерений является класс точности, Т. е. обобщенная характеристика, определяемая пределами основных и дополнительных погрешностей, а также другими свойствами средств измерений, влияющими' на точность. Класс точности не является непосредственным Показателем точности измерений, выполняемых с помощью этих средств.
77
Класс точности определяется как отношение максимальной абсолютной грешности прибора ЛХпП1ах к пределу измерения IV, выраженное в про тах: К = Л*птах • 1OO/JV. Класс точности указан на шкале прибора.
Так, по классу точности приборы для измерения давления делят на группы: образцовые — класса точности 0,15; 0,25; 0,4; манометры для ных измерений (МТИ)—0,6; 1,0; общего пользования — 1,5; 2,5; 4,0. Ео например, манометр с верхним пределом измерения давления 16 кгся отнесен к приборам класса точности 2,5, то его погрешность не доля превышать 16-0,025 — 0,4 кгс/см2. I
При режимно-наладочных испытаниях применяют приборы следую^ классов точности.
Давление газа перед горелками, перед диафрагмой, температура уходящих газов, воздуха за воздухо-
подогревателем, разрежение в топке................ 1,5 '
Расход газа, паропроизводительность................. 2 ✓
Давление питательной воды, пара..................... 2,5
Все средства измерений подлежат периодической поверке в орган! метрологической службы Государственного комитета стандартов (Госста! дарт) СМ СССР или в ведомственных метрологических службах. Повер| рабочих средств измерений, предназначенных для взаимных расчетов (меж| потребителями и поставщикам"й'>газовогр .топлива), обеспечения техники 6q опасности и охраньцокружающей среды, проводится в следующие сроки.
Расходомеры для жидкостей, пара и газа (в том числе манометры и
термометры, работающие в комплекте с расходомером)........... 1 раз в год
Газосчетчики, водосчетчики и теплосчетчики промышленные.............. 1 раз в 2 года
Термометры всех типов............. 1 раз в год
Манометры всех типов и тягона-
поромеры......................... 1 раз в год
Газоанализаторы всех типов .... 1 раз в 6 мес
Хроматографы...................... 1 раз в 6 мес
Калориметры газовые............... I раз в 3 мес
Интерферометры для газов и жидкостей .............................. 1 раз в год
Сроки поверки средств измерений, предназначенных для учетных он раций, в том числе и применяемые при проведении режимно-наладочных pl бот, устанавливаются территориальными органами Госстандарта СССР.
3.2. Приборы для анализа газов
Газоанализаторы типа ГХП и ГХЛ-1. В приборах использ< ван волюмометрический (объемный) метод газового анализ: основанный на измерении уменьшения объема анализируемс пробы в результате последовательного поглощения отдельна компонентов газовой смеси соответствующими растворами, i
Для сокращенного анализа проб газовоздушных смесей и^ продуктов сгорания на углекислый газ, кислород и окись угл< рода широкое применение получили газоанализаторы ГХП Прибор ГХП-100 (рис. 3.1) состоит из измерительной бюрет ки 4 вместимостью 100 см3, что соответствует 100 % объем]
78
пробы, трех поглотительных сосудов 5, уравнительного (напорного) сосуда 1, фильтра 2 и соединительной гребенки с кранами. Имеются также приборы с двумя поглотительными сосудами, предназначенными для определения углекислого газа и кислорода.
Рис. 3.1. Газоанализатор ГХП-100 (с дополнительной грушей).
1—уравнительный сосуд; 2—фильтр; 3—трехходовой кран; 4—измерительная бюретка. 5—поглотительные сосуды; 6 — деревянный футляр; 7— резиновая груша для отбора пробы 8—дополнительная груша для подкачки; 9—дополнительный кран.
Для охлаждения поступившей в прибор пробы и поддержания постоянной ее температуры бюретка помещена в стеклянный цилиндр, заполненный водой. В целях увеличения поверхности соприкосновения определяемого газа с реактивом, в поглотительные сосуды помещены стеклянные тонкостенные трубки диаметром 4—5 и длиной 100—120 мм. Поглотительные сосуды прибора заполняют следующими реактивами: ближайший к измерительной бюретке — раствором едкого калия (КОН) или едкого натрия (NaOH) для поглощения СОг и SO2; сле
79
дующий сосуд — щелочным раствором пирогаллола для погл( щения О2; и наконец, последний — аммиачным раствором пол} хлористой меди или суспензией закиси меди с бета-нафтолом серной кислоте для поглощения СО.
Уравнительный сосуд заполнен запирающей жидкостью, ' качестве которой применяют насыщенный раствор поваренно соли, слегка подкисленный серной или соляной кислотой и под крашенный метилоранжем в розовый цвет. При случайном пс падании в измерительную бюретку реактивных растворов из nd глотательных сосудов запорная жидкость становится желтой
Для замены достаточно утомительного прокачивания проб! уравнительным сосудом применяют прокачивание с помощь» дополнительной груши 8, которой пользуются следующим обр^ зом. После соединения поглотительного сосуда с измерительно! бюреткой закрывают кран на пробке уравнительного сосуда помещают сосуд и грушу на стол. Затем постепенно нажимаю' на грушу, заполненную водой, и проба из бюретки вытесняете! в поглотительный сосуд. Уравнивание менисков жидкостей про изводят с помощью уравнительного сосуда при открытом кра не 9 на его пробке. .
До поступления в прибор проба проходит через фильтр, за полненный стеклянной ватой, где происходит очистка пробы 01 механических примесей. Трехходовой кран служит для присое; динения прибора к газоходу через фильтр или к аспиратору, ! котором находится исследуемая проба, а также для того чтобь| сообщить измерительную бюретку с атмосферой. '
Правильность определения содержания углекислого газа I кислорода в пробе при полном сгорании подтверждается еле] дующей зависимостью: '
С027С02тах+ 02721 = 1. (3.1|
Несоблюдение приведенного равенства может быть вызван»! следующими причинами: неправильным выполнением анализ^ пробы, несоответствием действительного значения СО2тах прш пятому в расчете, наличием химической неполноты сгорания^ Для уточнения химической неполноты сгорания необходимс отобрать повторно пробу на тех же режимах и выполнить аиа' лиз в лабораторных условиях. '
Раствор для поглощения СО2 считается пригодным, если н» изменился его цвет и в нем не образовался осадок. Пригодност! раствора для поглощения О2 проверяют после каждых 20— 25 анализов поглощением кислорода, содержащегося в воздухе Пробу воздуха для этого следует отбирать вне помещения.
Существенным недостатком щелочного раствора пирогалло ла является значительная потеря активности реактива при тем пературе ниже 15 °C и возможность выделения из раствор: СО. Количество образующейся окиси углерода зависит от ко личества кислорода, содержащегося в анализируемой пробе температуры окружающей среды при проведении анализа
£0
ггловий хранения раствора пирогаллола и других факторов. II случаях, когда необходимо определить полный состав проектов сгорания, следует по одной части отобранной пробы шределить СО2 и О2 на ГХЛ-1, а по другой — содержание •орючих газов на хроматографе.
Если из пробы предварительно был поглощен один из компонентов (например, СО2), то процентное содержание остальных компонентов, полученное при дальнейшем анализе, умножают на поправочный коэффициент
К = (ЮО - СО2)/Ю0. (3.2)
При работе в котельной прибор ГХП следует размещать возможно ближе к месту отбора проб в зоне умеренной и малоиз-Мсняющейся температуры воздуха, где нет сквозняка и куда не Попадают прямые солнечные лучи. Футляр прибора очень неустойчив и его следует крепить к столу специальной струбциной.
При пользовании прибором необходимо обеспечить плотность и легкую проворачиваемость стеклянных краников. Для »того применяют специально приготовленную смазку из вазелина, парафина и мелко нарезанного невулканизированного каучука. Если прибором не пользуются более недели, то в краники прокладывают полоски бумаги, чтобы они не «прикипали». Хранят прибор в закрытом помещении при температуре 5—35 °C Н относительной влажности не более 80 %.
Для проверки плотности прибора гребенку при отключенных Поглотительных сосудах соединяют с атмосферой. Поднимая Кверху напорный сосуд, заполняют бюретку и канал гребенки упорной жидкостью. Затем закрывают трехходовой кран и напорный сосуд опускают вниз, создавая разрежение в приборе. Прибор считается плотным, если уровень жидкости в измерительной бюретке останется неизменным в течение 30 с.
I В газоанализаторе ГХЛ-1 последовательно поглощаются соответствующим раствором СО2, СО, О2, С2Н4, СзН6, С4Н8. Определение Н2, СН4, С2Н6, С3Н8 требует предварительного [раздельного их дожигания в металлической трубке над окисью Меди.
Прибор включает шесть поглотительных сосудов и измерительную бюретку, состоящую из двух градуированных вертикальных трубок. Правая трубка бюретки вместимостью *1 см3 градуирована по всей длине с ценой деления 0,05 см3. Певая трубка вместимостью 80 см3 имеет три пережима, кото-1ые делят ее на четыре равные части. Вверх и вниз от пережимов идет шкала с ценой деления также 0,05 см3.
В водяном цилиндре расположены компенсационная трубка, ктраняющая влияние изменения давления и температуры шружающей среды на измеряемые объемы, соединенная с U-(бразным манометром. За 2 ч до начала анализа, а также в пе-И'рывах между анализами кран компенсационного устройства Юлжен оставаться открытым, а во время анализа — закрытым.
81
При этом мениски жидкости в манометре должны находиты на одном уровне.
Для дожигания водорода (при температуре 265—275 °C)-углеводородов (при 850—900°C) в приборе имеется дожи? тельная часть, состоящая из металлической петлеобразна трубки, заполненной гранулированной окисью меди, и электр ческой печи, получающей питание от сети 127 или 220 В чер. автотрансформатор типа ЛАТР-1. В первом случае темпера? ру контролируют ртутным термометром, во втором — преобр зователем термоэлектрическим. Разогрев печи должен продо жаться не более 12—15 мин, а температура сжигания долж1 поддерживаться постоянной 10—12 мин.
Приготовление растворов и зарядку приборов следует пр изводить только в химической лаборатории. На свободные (д| дательные) концы сосудов, заполненных щелочным растворе пирогаллола или суспензией закиси меди в серной кислот должны быть надеты баллончики из кислотощелочностойкс резины, для того чтобы предотвратить поглощение растворе кислорода из воздуха. ।
Точность определения содержания отдельных компонентов-смеси зависит от следующих условий выполнения анализа: ге метичности прибора; полноты поглощения каждого газа соо Бедствующим раствором; правильности отбора или представ! тельности пробы; точности отсчета объема газа по шкале изи рительной бюретки, а также точности совладания уровня зага рающей жидкости в бюретке и напорном сосуде при отсчет изменения температуры газа во время анализа; правильное! учета объема вредного пространства прибора (в прибо| ГХЛ-1). 1
Относительная погрешность, зависящая от полноты погЛ щения растворами, составляет, %: для СО2 ± (1 4-1,5), д СО ± 2; относительная погрешность, зависящая от представ тельности пробы, ±(3—3,5).
Прибор ПОУ. Действие настольного переносного прибр для определения окиси углерода в воздухе основано принципе окисления окиси углерода йодноватым ангид; дом до угольного ангидрида при определенной температу Реакция идет по формуле 5СО + 12О5 = 5СО2 + 12. Образу щийся углекислый газ поглощают раствором гидрата оки бария.
Прибор состоит из следующих частей: установки окислен окиси углерода с футляром; бутылей Боброва для отбора пр воздуха; микропоглотителя углекислого газа Реберга; тит[ вальной установки с футляром; насоса. Установка окислен включает в себя систему очистки воздуха от влаги, углекислс газа и углеводородов, а также электрическую печь. Полный i речень применяемых реактивов и растворов и порядок запол: ния ими прибора, а также правила его эксплуатации приведе! в инструкции, прилагаемой к прибору.
82
Газоиндикатор УГ-2. Предназначен для ускоренного определения содержания в воздухе производственных помещений окиси углерода, сернистого'ангидрида, ацетилена, окислов азота и некоторых других газов. Применяют прибор при температуре воздуха 10—30 °C, относительной влажности не более 90 % и атмосферном давлении от 740 до 780 мм рт. ст.
Действие прибора основано на линейно-колористическом (цветовом) принципе: при наличии в воздухе определенного газа изменяется окраска индикаторного порошка, предназна-
Рис. 3.2. Газоиндикатор УГ-2 (вид сверху в рабочем положении).
/ — коричневое кольцо в индикаторной трубке при наличии окиси углерода; 2—шкалы; j—стопор; 4—резиновая трубка; 5—крышка; —место для штока при переноске прибора; 7- ihtjk в рабочем положении; 8—трубка с индикаторным порошком; 5 —фильтрующий патрон; 10—ремень.
ценного для данного газа. Основной частью воздухоотборного устройства, расположенного в металлическом корпусе, являются резиновый гармоникообразный сильфон и помещенная в нем пружина. Для просасывания воздуха сильфон отжимают с помощью штока, а объем пробы ограничивают стопором (рис. 3.2). После освобождения штока пружина разжимает сильфон, в сильфоне и соединенной с ним резиновой трубке создается разрежение и проба проходит через фильтр и индикаторную трубку. Когда поднимающийся шток защелкнется стопором, следует выждать, пока движение воздуха через трубку не прекратится, так как в сильфоне еще некоторое время сохраняется разрежение. Если в пробе содержится газ, в индикаторной трубке появляется кольцо, по ширине которого на шкале, соответствующей данному объему пробы, определяют концентрацию газа.
Определение концентрации газа производят в два приема. Например, при определении содержания окиси углерода сначала
83
просасывают 60 см3 пробы и, если концентрация окажете^ менее 0,12 мг/л, просасывают 220 см3, а отсчет концентрацив производят по второй шкале. i
Точность измерения прибором ±10 %. Технические данные газоиндикатора У Г-2 для некоторых газов приведены i табл. 3.1. При пользовании прибором необходимо: проверят! плотность всех соединений; не допускать попадания в прибор загрязнений; не оставлять сильфон в сжатом состоянии; слегка смазывать шток машинным маслом; проверять срок годност! индикаторных трубок.
Таблица 3.
Технические данные газоиндикатора УГ-2
Газ Просасываемое количество воздуха, мл Пределы измеряемых концентраций, мг/мэ Продолжительность анализа, мин Срок годности индикаторных порошков, мес Предельно допустимая концентрация, мг/м3
Окись углерода 60 0—400 5 18 20
220 0-120 8
Окислы азота 150 0-200 5 16 5
325 0-50 7
Ацетилен 265 0-1400 6 24 Не устано!
0-6000 3 лена
Углеводороды нефти 300 0-1000 7 24 300 ’
Сернистый газ 60 0-200 3 8 10
300 0-30 5
Сероводород 30 0-300 5 20 10
300 0—30
Примечание. Предельно допу стимые концентрации в рабочей 3 * зоне даны пй
температуре 20° С и давлении 760 мм рт ст. 3
Газоопределитель ГХ. Портативный прибор ГХ-4 применяй для экспресс-определения малых концентраций содержащих^ в воздухе окиси углерода, окислов азота, сернистого газа, сере водорода, углекислого газа. Действие прибора основано на й пользовании цветных реакций, протекающих в индикаторнн трубках между определяемым газом и реактивом. Прибор с стоит из аспиратора АМ-5 и индикаторных трубок на опред ленный газ. Модификация прибора определяется индикаторю ми трубками на соответствующий газ (ГХ-4 СО — 0,2; ГХ NO + NO2 — 0,005; ГХ-4 SO2 —0,007; ГХ-4 H2S — 0,006 ГХ-5СОД.
Аспиратор АМ-5 (рис. 3.3) предназначен для просасывай: нормированного объема воздуха через индикаторную труб! Представляет собой сильфонный насос, работающий на всас: вание воздуха за счет раскрытия под действием пружины пре варительно сжатого рукой сильфона. Выброс воздуха происх дит при сжатии сильфона. Время полного раскрытия 8—9
84
В аспиратор вставляют (стрелкой к аспиратору) индикаторную трубку, предназначенную для одного из указанных газов и заполненную специальным реактивом, нанесенным на твердый Носитель (силикагель). Другой конец трубки с помощью шланга
14 15 12
Рис. 3.3. Аспиратор АМ-5.
[•-крышка; 2—индикаторная трубка; 3—штуцер; 4—фильтр; 5 —подвеска; 6—сильфон! [«-пружина; 8—цепочка; 9 —рычаг; 10—дно; II —клапан; 12—винт; 13—контргайка; 14—втулка.
рпсоединяют к емкости, в которой находится исследуемая про-в, или непосредственно соединяют с контролируемой средой, рубка пригодна только для разового употребления.
Объем просасываемой среды за один ход составляет 100 мл. |ри повышенных концентрациях окиси углерода можно ограни-Иться одноразовым просасыванием, при малых концентрациях росасывают 10 раз (1000 мл). Содержание окиси углерода
85
устанавливают по длине окрашенного слоя реактива с помопи шкалы, нанесенной на трубку, или совмещением градуировв ной части трубки со шкалой, имеющейся на упаковке трубя За чувствительность определения принята концентрация, со! ветствуюшая первому делению шкалы. ]
Отсчет концентрации газа производят по границе иитенси ной окраски реактива. При неровной границе окраски следад брать среднее значение длины окрашенного слоя. j
Технические данные газоанализатора ГХ для некоторых я зов приведены в табл. 3.2. Так как прибор показывает содерж ние данного газа в воздухе в объемных процентах, то для о nd деления массы его в воздухе необходимо найти плотность, d ответствующую температуре, при которой проводится анал! Соотношение содержания массы окиси углерода по из^ репному объему при 0 и 20 °C приведено в табл. 3.3. Определ
Таблица
Технические данные газоиндикатора ГХ
Газ Просасываемое количество воздуха, мл Пределы измеряемых концентраций, мг/м’ Чувствительность определения, мг/м3 Продолжительность анализа, мин Cpol действ трубо мес
Окись углерода 100 1000 0-2500 0-250 6,3 0,5—2 24
Окись азота 1000 0—100 2 1-5 12
Сернистый газ 1000 0—200 10 0,5-2 12
Сероводород 1000 0—100 5 0,5—2 12
Углекислый газ 100 200 0-15 0-2 1 0,25 1,5-2 12
Примечания, f. Для СО2 предела измеряемых концентраций и чувствительна даны в объемных процентах; предельно допустимая концентрация не установл 2. Основная погрешность определений возможна не более ±25% показаний.
Таблица
Определение массы СО в воздухе, мг/м3, по значению СО, об. %
И = 100 мл К = 1000 мл
СО. об. % о°с 20е С СО, об. % 0’ С 20° С
0,005 62,5 58 0,0005 6,25 5,8
0,01 125 116 0,001 12,5 11,6
0,02 250 232 0,002 25,0 23,2
0,035 437 406 0,0035 43,7 40,6
0,05 625 580 0,005 62,5 58
0,075 937 870 0,0075 93,7 87
0,1 1250 1160 0,01 125 116
0,15 1870 1740 0,015 187 174
0,2 2500 2320 0,02 250 232
£6
цис окиси углерода нельзя производить при наличии в смеси пропана и бутана. Эти газы следует предварительно поглотить к защитной трубке ГХ-4ТП с активным сорбентом. Определению не мешают углекислый газ, метан, водород, окислы азота, сернистый газ и сероводород.
До пользования следует проверить герметичность аспиратора со вставленной невскрытой индикаторной трубкой путем кратковременной выдержки сжатого до упора аспиратора. Прибор считается герметичным, если по истечении 5 мин высота сжатого сильфона не изменилась. Необходимо также убедиться в том, что рычаг введен под клапан -и открывает его в конце хода сильфона.
Учет работы аспиратора, результаты периодического контроля основных технических характеристик в период эксплуатации, сведения о замене составных частей и о результатах проверки следует заносить в формуляр. Газоопределители хранят в сухом отапливаемом помещении при температуре 5—25 °C и относительной влажности не бол^е 80 %. Воздух в помещении не должен содержать агрессивных газов и паров.
Преимущества прибора ГХ — простота и быстрота выполнения анализа. Существенным недостатком прибора, особенно при проведении испытаний, является большой расход индикаторных трубок. Поэтому его можно использовать только для предварительного определения наличия окиси углерода.
Термохимические газоиндикаторы. К этой группр относятся Приборы типа ПГФ (переносный газоиндикатор Файнберга) и приборы типа ИВП-I.VI.I (индикатор взрывоопасности переносный). Приборы ПГФ, предназначенные для использования в условиях умеренного климата, имеют следующие модификации: 11ГФ2М1-И1АУ4 «метан» — для определения концентраций метана; ИЗГУ4 «эфир» — для определения пропана, этилена, этилового спирта, коксового газа и других горючих газов и паров; И4АУ4 «водород» — для определения концентраций водорода.
Принцип работы прибора основан на определении теплового Нффекта сгорания горючего газа на каталитически активной Платиновой спирали. Два плеча электрического моста (измерительное R1 и сравнительное R2) изготовлены из платины, ( два других плеча — резисторы постоянного сопротивления (рис. 3.4).
При сгорании горючего компонента анализируемой смеси Сопротивление измерительного плеча увеличивается и в диагонали моста протекает ток, сила которого пропорциональна концентрации горючего компонента. По показаниям милливольтметра с помощью таблицы, имеющейся на крышке прибора, Определяют действительное содержание анализируемого компонента в пробе. Газовую смесь и чистый воздух закачивают в |рибор с помощью поршневого насоса через тройник, присоединенный к штуцеру «Вход». При равенстве давлений газовой {меси и воздуха на входе в прибор соотношение их 1:1.
87
Плохое поступление газовой смеси в прибор может быть вызв’ но засорением щелей взрывозащитных втулок.
Пробы, в которых могут быть взвешенные частицы (пыл влага), следует отбирать через фильтр, так как попадание эт1 частиц в рабочую камеру может вызвать заниженные показ ния прибора. Настройку прибора (установку на нуль) нуж1 производить на чистом воздухе. В загазованных помещение при настройке прибора чистый воздух 'можно подавать из асп ратора, газовой подушки и др. При выполнении анализа объ( прокачиваемой среды должен в 2—3 раза превышать емкое1
резинового шланга. После окончания анализа следует нескор ко раз прокачать через прибор чистый воздух.
С прибором можно работать при температуре от —20 40 °C и относительной влажности до 8О °/о.
Хранить прибор можно при температуре от 1 до 80 °C. Ед до начала работы прибор находился при температуре ни —10 °C, его следует выдержать при нормальной температ} в течение не менее 1 ч. Температура пробы не должна npei шать температуру прибора. Газовый блок следует 1 раз в 4 1 проверять на герметичность, для чего входной штуцер тр ходового крана необходимо закрыть резиновой пробкой и п нять шток насоса. Если блок герметичен, то поднятие штока coca требует больших усилий.
Гарантийное число анализов для каждой пары плечев элементов 2000. Допустимая погрешность прибора, об. %: 1
S8
анализе метана по первому пределу ±0,15, по второму 0,5; при анализе пропана соответственно 0,1 и 0,3.
В приборе ИВП-I.VI.I для получения теплового эффекта в схеме электрического моста использовано плечо с каталитически чувствительной окисью алюминия, пропитанной палладием.
Контролируемая смесь под действием разрежения, создаваемого резиновой грушей, поступает в камеру сгорания через фильтр и взрывозащитное устройство. Такое же устройство имеется и за камерой сгорания. Стрелка милливольтметра входит в сигнальную зону шкалы при наличии в контролируемой среде водорода в диапазоне 5—40 %, углеводородных и других газов 5—60 % нижнего предела их взрываемости. Для достижения концентрации горючего компонента в камере сгорания, равной концентрации на входе индикатора, необходимо осуществить не менее 10 прососов резиновой грушей. Кнопку «Вкл.» следует держать нажатой не менее 20 с. Отклонение стрелки в течение этого времени на закрашенный сектор свидетельствует о наличии взрывоопасной 'концентрации. Если при нажатии кнопки стрелка неподвижна, то следует проверить состояние батареек прибора.
В соответствии с «Правилами технической эксплуатации и безопасности труда в газовом хозяйстве РСФСР» газоанализаторы термохимического действия должны подвергаться проверке на правильность показаний эталонными газовыми смесями ежемесячно, а также после замены плечевых элементов и выполнения ремонтных работ. Результаты проверок заносятся в специальный журнал (форма 17-эг).
Шахтные интерферометры. Принцип действия шахтных интерферометров (ШИ) основан на явлении интерференции, т. е. усиления или ослабления световых волн при их наложении друг Па друга. При прокачивании резиновой грушей проба проходит через поглотительный патрон, заполненный химическим известковым поглотителем (ХПИ) для очистки от пыли и углекислого газа, а затем через патрон, заполненный гранулированным силикагелем для улавливания водяных паров. Далее проба поступает в газовоздушную камеру (рис. 3.5).
При наличии газа в пробе воздуха происходит смещение интерференционной картины (схема хода лучей на рисунке не показана). Смещение, наблюдаемое через окуляр, пропорционально разности между показателями преломления света исследуемой газовой смеси и атмосферного воздуха. Шкала прибора с равномерными делениями градуирована в объемных процентах; Нена деления 0,25 об. % метана; пределы измеряемых концентраций от 0 до 6 об.%; допустимая погрешность ±0,2 об.%; -Температура окружающей среды от —10 до 40 °C. Без перезарядки поглотительного патрона прибором можно производить мс более 600 измерений.
Хроматографы. Хроматографическими газоанализаторами (хроматографами) называются цриборы, предназначенные для
89.
анализа газовых смесей и основанные на физико-химичес^ методах разделения этих смесей. Наибольшее распространен! получила газоадсорбционная хроматография.
Адсорбция — поглощение газа пористым веществом (адсо бентом), происходящее благодаря наличию сил притяжеш между адсорбентом и адсорбируемым газом. Сорбентом мог служить активированный уголь, силикагель, окись алюминия другие пористые вещества. Перемещается проба газовой сме!
Рис. 3.5. Схема газоиндикатора ШИ-10.
Л—лампа накаливания! К — конденсорная линза; 3 — плоскопараллельное зеркал С—плоскопараллельное стекло; 77/, 77 —призмы; 31 — зеркало; Об—объектив; Ок—окулж Ш — отсчетная шкала; 7 — распределительный кран; 2— подготовительный патрон; 3—art цер; 4—лабиринт; 5—соединительные резиновые трубки.
в приборе потоком газа-носителя, в качестве которого исполе зуют воздух (гелий, водород, азот, аргон), поступающий и баллона через редуктор.
Хроматографы состоят из следующих узлов: пробоотборног устройства, колонки для разделения компонентов смеси, кате рометра (термокондуктометрического детектора), ротаметре контролирующего расхода газа-носителя, регистрирующего прг бора. В катарометре используется явление изменения электрй ческого сопротивления активных плеч измерительного моста ; зависимости от теплопроводности газа, проходящего через ра бочую камеру. Сигналы от детектора поступают на измерителе ный прибор, включенный в электрическую схему. КонтролирС вать результаты хроматографирования можно визуально или п хроматограмме, наносимой на ленту самопишущего прибора.
90
Отбор проб газа и воздуха. Пробы газа, воздуха, газовоз-lyiinibix смесей и уходящих газов для анализа при необходимо-TI1 их кратковременного хранения или перевозки отбирают в К'ппратор типа Коро или в склянку (бутыль) с тубусом. Пипет-III аспиратора типа Коро или склянка (аспираторный сосуд) юсдинены с напорной склянкой. Аспираторный сосуд до присое-Цтения к месту отбора пробы заполняют 22 % -ным раствором тористого кальция (СаСЬ) или поваренной соли (NaCI) I добавлением небольшого количества серной кислоты. Если (ткрыть оба крана этого сосуда, а напорный сосуд<расположить
Рис. 3.6. Отбор проб с помощью насоса-помпы.
Wприсоединительная трубка; 2— переходный штуцер-распределитель; 3— штуцер отбора проб; 4—клапан насоса помпы; 5—насос-помпа.
|иже, то вода из аспираторного сосуда будет стекать в напор-|ый. Под влиянием разрежения в аспираторный сосуд будет (вступать исследуемая среда. Аспираторный сосуд следует щромыть» отбираемым газом, т. е. набрать в него первую про-[у и выпустить в атмосферу через верхний трехходовой кран. Jpu этом будет удален воздух из соединительной линии.
Применяют также отбор проб сухим методом в резиновые («меры с помощью' ручного насоса или резиновой груши. Такой |сгод отбора допустим только при выполнении анализа непо-^едственпо после отбора пробы, так как через резиновую стен-iy газы диффундируют, что даже при кратковременном хране-ип пробы может привести к ошибкам. Резиновые груши, при-1сняемые для отбора проб непосредственно в газоанализатор, редко выходят из строя (засоряется клапан, неплотности в Втуцерах), что отражается на результатах анализа и времени бора проб. Для уменьшения времени прокачивания «Лендом газ» использует воздушный насос-помпу, применяемый для
91
наполнения резиновых матрацев, подушек и дополненный щ циальным переходным штуцером (рис. 3.6).
Для отбора проб используют стальные или кварцевые ст< лянные трубки. Стальные трубки можно применять при тем! ратуре газов, не превышающей 500 °C, так как при более в соких температурах сталь вступает в реакцию с О2, СО2 водяными парами, образуя при этом FeO, СО или Н2. Ес температура газов превышает 500 °C, применяют специальн охлаждаемые водой стальные или медные трубки. «Промэнер: газ» для отбора проб продуктов сгорания одновременно с из1 рением их температуры использует защитные оболочки пре< разователей термоэлектрических (см. рис. 3.8).
Соединяют трубки с прибором резиновым шлангом, Дли которого должна быть максимально короткой. Необходимо j ключить провисание шланга, при котором возможно образо: ние конденсатных пробок.
Пробы уходящих газов отбирают в точке сечения, по ко1 рой проводилась тарировка. При отборе проб из широких га ходов для усреднения проб рекомендуется устанавливать j трубки с противоположных сторон газохода. Отбор пробы газоанализатор осуществляют через коническую колбу с п< кисленной и подкрашенной водой, к которой присоединены j подающие трубки и одна трубка отсоса. Равномерность пост ления пробы по трубкам регулируют зажимами Гофмана количеству пузырьков, поступающих в единицу времени че] каждую подающую трубку.
Пробы уходящих газов за секционным котлом следует от рать не ближе 250 мм от шибера. В случае, если это мв! окажется недоступным или если шиберы расположены в не средственной близости от котла, пробу можно отбирать с фр та котла через чистки нижних газоходов. Длина трубки долл обеспечить возможность отбора пробы на выходе из газохода;
Частота анализа газового топлива при проведении режим наладочных работ зависит от следующих условий. Если по д ным газоснабжающей организации число Воббе не выходит! пределы допустимых отклонений, можно ограничиться дв] анализами — в начале и в конце испытаний. При подаче в родские сети газа от двух и более источников, когда возмо^ колебания его состава, пробы следует отбирать при каж) опыте. Пробы газового топлива из газопроводов следует oi рать в соответствии с инструкцией с соблюдением требова; ГОСТ 18917—82 (Горючий газ природный. Методы отб проб).
3.3. Приборы для измерения температуры
Ртутные термометры. Ртутные технические термоме: типа ТТ (ГОСТ 2823—73) применяют при измерениях темп* туры в пределах от —90 до 600 °C. Хвостовая часть техщ 92
ских термометров бывает прямой (обозначение П) или изогнутой под углом 90, 135° (обозначение У). Лабораторные ртутные термометры типа ТЛ бывают палочные диаметром 5— 6 мм со шкалой, нанесенной на стеклянный корпус в виде насечек.
Технические термометры должны иметь на обратной стороне шкалы указание о градуировке при погружении всей нижней части или специальный символ и цифру, показывающую глубину погружения, лабораторные термометры — поверочное свидетельство.
При теплотехнических испытаниях применяют Термометры с ценой деления шкалы 1 °C. Пределы допустимых погрешностей показаний ртутных термометров в зависимости от интервалов измеряемых температур и цены деления шкалы приведены в табл. 3.4. Верхний предел измерений термометра должен превышать наибольшую измеряемую температуру не менее чем на 20 °C.
Таблица 3.4
Пределы до-устимых погрешностей показаний технических и лабораторных термометров
Интервал измеряемых температур, ФС Цена деления шкалы, °C
0,5 1 2 5
0—100 101-200 201-300 301-400 401-500 ±1 ±1 ±2 db5
±2
±2 ±3 ±4
±3 ±4 ±10
±5 ±5
Точность измерений зависит от правильности выбора термометра, установки его на трубопроводе и условий теплообмена с измеряемой средой и окружающим воздухом. Устанавливают термометры в стандартные карманы, толщина стенок которых должна быть не более 1,5 мм при давлении измеряемой среды В—15 кгс/см2 и 2,5 мм — при давлении 15—60 кгс/см2. Внутренний диаметр кармана не должен больше чем на 3 мм превышать диаметр оболочки термометра. Зазор между карманом и термобаллоном должен быть заполнен машинным (компрессорным) маслом при измерении температур до 200 °C, медными или бронзовыми опилками — при измерении более высоких температур.
При установке на прямом участке трубопровода диаметром более 200 мм термометр располагают перпендикулярно к потоку,
93
при диаметре менее 200 мм — под углом 45° и навстреч| потоку. При установке в колене термометр вводят в трубопра вод на глубину 150 мм при измерении температуры воды и пар] и 250 мм — при измерении температуры газа и воздуха. ВЦ всех случаях термобаллон должен находиться на оси потока что следует проверять при погружении термометра в карма^ Для уменьшения теплообмена между гильзой и стенкой труба провода поверхность последнего должна быть покрыта тепла вой изоляцией на расстоянии 6—10 диаметров по обе сторона от гильзы. J
При выполнении измерений следует соблюдать следующиЦ правила: перед каждым отсчетом желательно слегка постучат! пальцем по оболочке термометра; отсчет производить с точно стью не менее половины цены деления шкалы; глаза наблюда теля должны находиться на одном уровне с мениском ртути | капилляре; при отсчете не вынимать и не приподнимать тер мометр.
Ртутные термометры следует проверять до и после пользО' вания ими. Для этой цели применяют термостаты с электриче ским нагревателем, а положение нулевой точки проверяют i термостате с тающим льдом. Приближенно при отсутствии тер мостатов следует выполнить одновременную взаимную проверь ку показаний нескольких термометров, погруженных хвостовы ми частями в нагреваемую воду. Термометры, показания kotoj рых выпадают из показаний других термометров, применят^ для испытаний не разрешается. >
Если при пользовании техническим термометром темпера] тура окружающего воздуха отличается от градуировочной tcmj пературы, то к показаниям термометра вводится поправка н| выступающий столбик: ।
Д/в.с = па(/гр —ZO.B)> (З.Э|
где п — число градусов в выступающей части ртутного столба ка, °C; а — температурный коэффициент видимого расширении ртути в стекле, равный 0,00016, градус-1; Zrp и t0. в — темпа ратура окружающего воздуха, показываемая выступающие столбиком ртути при градуировке и измерениях, °C. j
Манометрические термометры. Прибор состоит из термобаллона, капиллярной трубки и манометрической пружины, запоЛ! ненных газом типа ТПГ и ТГС (азот, аргон), жидкостью тип! ТПЖ и ТЖС (ртуть, иногда ксилол или метиловый спирт) или паром типа ТПП, ТКП, ТСМ (хлористый этил, ацетон, фреон^ Изменение температуры контролируемой среды приводит к из менению давления в термобаллоне и во всей системе, что вы зывает перемещение свободного конца пружины и соответст вующее перемещение пера с помощью передаточного мехз низма.
Газовые манометрические самопишущие термометры приме ияют при измерении температуры от —60 до 600 °C (рис. 3.7|
94
Длина капилляра может достигать 50 м. В качестве привода для диаграмм применены синхронные микродвигатели .или чатовые механизмы с 8-суточным заводом. В маркировке прибора указывается заполнение, количество записей, тип привода: например, манометрический термометр газовый самопишущий с одной записью и микродвигателем ТГС-711; двухзаписный ТГ2С-711; с часовым механизмом соответственно ТГС-712 и ТГ2С-712. Классы точности приборов 1 и 1,5.
Рис. 3.7. Схема термометра манометрического однозаписного.
/ — защитная трубка; 2 — термобаллон; 3 — капилляр; 4—манометрическая пружина; /> —биметаллический компенсатор: стрелка; 7—диаграммная бумага.
Приборы предназначены для работы при температуре воздуха 5—50°С и относительной влажности до 80%. Градуируют Приборы при температуре 20 °C. Погрешность прибора при отклонениях температуры капилляра от градуировочной определяют по формуле
MK = VK(tR-t0)/V6, (3.4)
Где VK и Уб — объем газа в капиллярной трубке и термобалло-ПС, см3; /к и t0 — температура капилляра при измерении и При градуировке, °C.
Объем VR зависит от длины капилляра и диаметра канала, равного 0,2—0,5 мм, и составляет 6—8 см3. Объем V6 может [оставлять 50—130 см3.
При пользовании манометрическими термометрами следует беспечить сохранность капилляра и плотность его присоединена к термобаллону и манометрической пружине, исключить сзкие перегибы, которые могут закупорить канал. Капилляр ледует крепить к стенам специальными скобами, а в необхо-пмых случах прокладывать в трубе или под металлическим
95
угольником. Нужно избегать прокладки капилляра вблизи н гретых поверхностей, приборов отопления и т. п. Монтаж пр бора настенный или щитовой.
Преобразователи термоэлектрические. Действие прибо] основано на том, что в замкнутой цепи, в которой имеются д1 разнородных проводника (термопара), возникает электродвиж щая сила (термоэдс), если спай и свободные концы этих прово ников имеют различную температуру. В комплект измерител ного устройства входят: преобразователь термоэлектрически электрический измерительный прибор, термоэлектродные (ко; пенсационные) провода. К измерительному прибору термоэле
Рис. ЗЛ. Использование оболочек термоэлектрических преобразователей в качестве газоотборных трубок.
тродные провода можно присоединить медными проводами. Для изготовления термопар чаще всего применяет сплав! хромель — копель и хромель — алюмель. Рабочие концы терм электродов соединяют пайкой п] диаметре проводов меньше 0,6 м и электрической дуговой сварк< с предварительным скручивание концов сварки.
Термопары изолируют фа форовыми или шамотными одн и двухканальными бусами, ма незитовыми трубочками и 3 щищают оболочками (onpi
вами). Наиболее предпочтительно применение преобразовав лей термоэлектрических типа 0515 ТХА и 0515 ТХК, инерцис ность которых не превышает 40 с. На оболочках этих прес разователей имеются подвижные штуцера, при помощи коч рых удобно выполнять монтаж для измерений. ;
Как указывалось выше, оболочки преобразователей тер# электрических и термопреобразователей сопротивления мож использовать в качестве газоотборных трубок. Для этого в Kot) оболочки следует просверлить (не повредив термопару и изол рующие бусы) три отверстия / диаметром 4 мм под углом 121 а вблизи головки просверлить отверстие и приварить штуце диаметром 6 мм для присоединения резинового шланга (рис. 3 После сверления отверстий из оболочки необходимо вытряхн; порошок, находящийся между оболочкой и бусами и служат для виброустойчивости преобразователей.
Диапазон температур при использовании различных тер; пар показан в табл. 3.5, а пределы их основных погрешностей термоэдс и температуре приведены в табл. 3.6. Если измерь
производятся в газоходе, где температура продуктов cropai превышает 400 °C, то следует применять водоохлаждаей экранированные термопары. Это устройство предусматрив непрерывное просасывание с помощью парового, пневматв ского или водоструйного эжектора продуктов сгорания, кото| нагревают спай термопары.
96
Таблица 3.5
Характеристика некоторых преобразователей термоэлектрических
Материал термоэлектродов Тип Диапазон температур, °C, при измерении Материал проводов и расцветка
длительном кратковременном
Хромель — алюмель Хромель — копель ТХА тхк От —200 до 1000 От —200 до 600 1300 800 Хромель — алюмель, фиолетовая— серая Хромель — копель, фиолетовая — жел- тая
Таблица 3.6
Пределы основных погрешностей термопар преобразователей термоэлектрических
Измеряемая температура. ®С хк ХА
Де, мВ Д/, ’С Де, мВ д«, ’С
-50 До 300 0.20 2,16 0,16 4 00
400 0,26 3,02 0,18 4,18
500 0,32 3,68 0,20 4,65
600 0,38 4,32 0,22 5,33
700 0,44 5,06 0,24 5,71
800 0.50 5,81 0,26 6,50
900 — — 0,28 7,00
1000 — — 0,30 7,69
1100 — — 0,32 8,42
1200 — — 0,34 9,20
1300 — —- 0,36 9,72
Преобразователи термоэлектрические могут быть использованы для измерения температуры нагретой поверхности, для (Чего рабочий конец термопары специальным образом зачекани-(Вают или закрепляют на этой поверхности [15].
В качестве измерительных приборов преобразователей термоэлектрических применяют потенциометры и милливольтметры. Наибольшее распространение получили потенциометры переносите постоянного тока типа ПП-63 и электронные автоматические ина КВП1, КСП4 и ранее выпускавшиеся ЭПП-09. Милливольт-нетры чаще всего применяют типа М-64, Ш-4500.
Потенциометры выпускаются одноточечные и многоточечные 3, 6, 12 точек). Многоточечные приборы должны работать с ермоэлектродами одной градуировки и одного предела изме-1епий. Недостатком переносных потенциометров является за-1исимость их чувствительности от сопротивления соединитель-lux проводов; недостатком пирометрических милливольтметров
1/24 Зак. 780
97
является меньшая чем у потенциометров точность. Термоэлеп родные провода изготавливают из тех же или близких по терме электрическим свойствам материалов, что и термоэлектрода При этом каждую жилу провода следует соединить только i определенным термоэлектродом, положительным или отрищ тельным по полярности, для чего жилам проводов придают раз личную расцветку (табл. 3.5). В обозначении типа термопар! положительный термоэлектрод обозначен первым. Для провер кй полярности к термопаре подключают измерительный прибое и подогревают спай. Отклонение стрелки прибора вправо ук» зывает на то, что полярность термоэлектродов соответствуя указанному на клеммах прибора. Провода должны быть снаб жены аттестатами.
Преобразователь термоэлектрический дает правильные по казания в тех случаях, когда температура свободных конца термопары соответствует температуре ее градуировки. Есл температура свободных концов выше температуры градуироэ ки, что, как правило, наблюдается вблизи нагретых поверхнб стей, то измерительный прибор дает заниженные показание Термоэлектродные провода, являясь продолжением термо электродов, позволяют как бы перенести свободные концы в ме сто с более низкой и постоянной температурой.
Для термостатирования, т. е. поддержания постоянства те» пературы свободных концов термоэлектродных проводов, при меняют специальные термостаты или устройства автоматиче ской компенсации изменения температуры свободных конца (компенсационная коробка типа КТ-54).
При использовании термоэлектродов типа ХК и милливольт метра, градуированного в градусах Цельсия, действительнуи температуру среды определяют по формуле
t — t + С (io — io)’ (3.5
где t' — показания милливольтметра, °C; i0 и i'— температура свободных концов при градуировке и измерении, °C; С — поправочный коэффициент.
Значение С в зависимости от температуры равно: при 100— 200°С —0,9; при 201—300°C — 0,83; при 301—400° С — 0,81
Провода следует прокладывать открытым способом, с наименьшим количеством изгибов, отдельно от электрических силовых линий и проводов электрических термопреобразователе! сопротивления, обеспечив надежную изоляцию и защиту от воз можного механического воздействия. Не допускается проклад ка проводов в сырых местах и вблизи нагретых поверхностей При подключении проводов необходимо обеспечить чистоту контактов соединений.
Термопреобразователи сопротивления. Работа прибора основана на использовании изменения электрического сопроти» ления проводника при изменении его температуры. Прибор состоит из первичного измерительного преобразователя (тепловое
98
Принимающего элемента), измерительного прибора, источника литания (батареи, аккумуляторы или стабилизированный источник питания типа СВ-4М), соединительных проводов.
Измерительные преобразователи из платины (ТСП) применяют для измерения температуры от —200 до 600 °C, а из меди (ТСМ)—от —50 до 150 °C. По конструкции измерительные Преобразователи бывают различного типа: погружаемые и по-Перхностные; стационарные и переносные; малой, средней и большой инерционности; одинарные и двойные; обыкновенные Н виброустойчивые и др.
В качестве измерительных приборов используют мосты уравновешенные электронные автоматические показывающие с пращающимся циферблатом типа КВМ-1 или автоматические Регулирующие со складывающейся диаграммой типа КСМ-4. Эти приборы бывают одноточечные и многоточечные. При необходимости точных измерений применяют потенциометры. Применение логометров нежелательно, так как они не обеспечивают точности измерений. В отличие от преобразователей термоэлектрических температуру измеряемой среды отсчитывают по нзмеритёльному прибору без поправки на температуру свободных концов.
Измерительные преобразователи сопротивления типа ТСП выпускают градуировки гр. 21 и гр. 22 с номинальным сопротивлением (при 0 °C) соответственно 46 и 100 Ом, типа ТСМ — гр. 23 и гр. 24 с номинальным сопротивлением 53 и ЮООм. Погрешность измерения температуры преобразователями ТСП ±0,1 °C, ТСМ ±1 °C.
Для изготовления преобразователей применяют платиновую проволоку диаметром 0,05—0,07 мм и медную диаметром 0,08—0,1 мм. Проволоку наматывают на каркас из электроизоляционного материала (слюда, кварц, пластмасса) и помещают каркас в металлический защитный футляр, внешне похожий па оболочку термоэлектродов. Для измерения температуры поверхности каркасу придают плоскую форму, в виде небольших пластинок.
Преобразователи присоединяют к измерительному прибору медными проводами. Сопротивление преобразователя и соединительных проводов следует подогнать с помощью подгоночных катушек под сопротивление, указанное в паспорте прибора. Колебания напряжения для равновесных мостов не должны превышать ±10 % от номинала, а для логометров ±20 %. Во всех схемах увеличение напряжения ведет к перегреву преобразователя, а следовательно, к завышению показаний. Перед установкой преобразователя следует проверить его исправность и сопротивление изоляции с помощью мегометра с номинальным напряжением 500 В. Сопротивление при нормальной температуре и влажности воздуха должно быть не менее 20 МОм.
В измерительный прибор преобразователь может быть зключен по двух- или трехпроводной схеме. Трехпроводная схема
'/24*
99
предпочтительнее, так как способствует устранению влияв; сопротивления соединительных проводов и температуры пару] ного воздуха на результаты измерений [15].
3.4. Приборы для измерения давления
Классификация приборов. Приборы для измерения давд ния по назначению делят на следующие группы: манометры быточного давления; манометры абсолютного давления; вак умметры (для измерения разрежения); мановакуумметры; ди< ференциальные манометры (дифманометры) — для измерен! разности давлений в двух точках системы; барометры — дг. измерения атмосферного (барометрического) давления. Г: принципу действия приборы бывают: жидкостные (в которь давление уравновешивается столбом жидкости) и с упруги чувствительным элементом (пружины, мембраны, сильфон и др.).
Жидкостные мановакуумметры. Применяются для измер< ния давления в газопроводах или воздуховодах и разрежения топках и газовом тракте. Выбор заполнителя (ртуть, спир! керосин) зависит от измеряемого давления, а также от темп] ратуры воздуха в том месте, где установлен прибор. В сте! лянных двухтрубных мановакуумметрах свободный коне трубки сообщается с атмосферой, а другой конец присоед! нен к месту отбора импульса давления. Диаметр трубки в ц| лях уменьшения влияния капиллярности должен быть не мен 5—6 мм.
Выпускают мановакуумметры типа МВ с пределом измер ния от 0 до 100, 250, 600 мм вод. ст. (кгс/м2). Градуиров! прибора начинается с нулевой точки в середине шкалы. Дел ния (мм) располагаются вверх и вниз от нуля. Давление е ответствует сумме отсчетов по каждой трубке. Погрешность п казаний ±2 мм вод. ст.
Если прибор залит этиловым спиртом или другой жидк стыо, то давление определяют по формуле
Р ^измРж’ (3|
где Лизм —разность уровней жидкости, измеренная по шкаа прибора, мм; рж — плотность жидкости, залитой в прибц г/см3. 1
Тягонапоромеры. По принципу работы тягонапоромеры ai логичны двухтрубным мановакуумметрам. Отличаются они т« что одна трубка заменена резервуаром, площадь сечения ко1 рого в 500—700 раз больше площади сечения другой труб! расположенной наклонно. Отсчет показаний шкалы ведут : уровню жидкости в трубке, пренебрегая при этом изменеии уровня жидкости в резервуаре. Точность измерения по тя: напоромеру значительно выше, чем у двухтрубного мановаку} метра, так как при расположении трубки наклонно каждо
100
миллиметру высоты подъема жидкости соответствует несколько миллиметров на шкале прибора.
Тягонапоромеры жидкостные типа ТНЖ-Н (рис. 3.9) применяют для измерения давления, разрежения или разности давлений.-Пределы измерений, кгс/м2: 25, 40, 60, 100, 160; статическое давление 0,2 кгс/см2. Заполняют прибор этиловым спиртом (плотность около 0,8 г/см3 при температуре 20°C).
Регулируют горизонтальную установку прибора с помощью регулировочного винта. Шкалу можно передвигать поворотом маховичка для совмещения нулевого деления с уровнем жидкости. При этом обе полости прибора должны быть сообщены с атмосферой. После того как шкала будет перемещена в крайнее левое положение, необходимо спирт из прибора слить, пере-
14 15 1Z 1Z
Рис. 3.9. Тягонапоромер типа ТНЖ-Н.
/ — стеклянный сосуд; 2—жесткое ушко; 3—шкалодержатель; 4—штуцер; 5—шкала; ii — уровень; 7 — корпус; 8—винт передвижения шкалы; 9—винт наклона прибора; 10—подвижное ушко; 11— маховичок; 12—резиновые трубки; 13—проволочная спираль; 14—измерительная трубка.
местить шкалу в крайнее правое положение и снова залить прибор спиртом.
Микроманометры. Микроманометры типа ЦАГИ, ММН позволяют измерять малые перепады давления. В отличие от тя-гонапоромеров в микроманометрах угол наклона трубки можно менять и фиксировать в определенном положении. Станину прибора в горизонтальное положение устанавливают с помощью винтов. Погрешность приборов ±1 %. Микроманометры рекомендуется заливать этиловым спиртом, подкрашенным красным красителем (50 мг метилрота на 1 л спирта). Прибор включают так, чтобы давление в резервуаре над жидкостью было больше, чем в измерительной трубке.
Жидкостные дифманометры. Дифманометры показывающие типа ДТ-5 и ДТ-50 состоят из двух стеклянных трубок, сообщающихся между собой через верхнюю и нижнюю колодки, вентильной группы, ловушек для запорной жидкости, шкалы с визирами. Рабочей жидкостью в приборе ДТ-5 служит дистиллированная вода, в ДТ-50 — ртуть (или вода), статическое давление соответственно 5 и 50 кгс/см2; верхний предел измерения давления 250 мм вод. ст. и 700 мм рт. ст.
101
При пользовании прибором необходимо строго соблюдать ; порядок включения, выключения и продувки с помощью coot- I ветствующих вентилей. Заполнение ртутью прибора могут производить только лица, специально обученные и проинструктированные,
Тягонапоромеры дифференциальные жидкостные типа ТДЖ градуированы в паскалях. Прибор представляет собой один или несколько чашечных вертикально расположенных манометров. Выпускают прибор с числом трубок 1, 2, 3, 4, 6, с пределами измерения от 1,6 до 6,3 кПа (160—630 кгс/м2). Разность давлений можно измерять при статическом давлении не более 10 кПа. Все узлы прибора укреплены на раме из листовой стали, к которой приварены верхний и нижний кронштейны, а к кронштейнам прикреплены стеклянные трубки и шкала. Сосуд с жидкостью (бачок) крепится при помощи резиновых шайб и фиксируется в нужном положении с помощью винтов. Измерительную часть можно подсветить, расположив источник света несколько выше верхней кромки прибора.
Манометры с упругим чувствительным элементом. К этой группе относятся манометры пружинные, мембранные, много-витковые (геликоидальные), сильфонные, анероидные. В пружинном манометре чувствительным элементом является трубчатая пружина овального сечения, изготовленная из латуни. При увеличении давления пружина стремится распрямиться, воздействуя при этом с помощью поводка на зубчатый сектор, который в свою очередь вращает маленькую шестерню и скрепленную с ней стрелку манометра.
Технические пружинные манометры выпускают с диаметром 100 мм (класс точности 1,5; 2,5) и 160 мм (класс точности 1,5), пределы показаний, кгс/см2: от 0 до 1; 1,6; 2,5; 4; 6; 10; 16; 25; 40; 60. Манометры подбирают так, чтобы рабочее давление находилось в пределах !/з—2/з значения шкалы, а при резких колебаниях — в средней части шкалы. В манометрах, устанавливаемых в котельных, максимально допустимое давление отмечается красной чертой.
Манометры типа ОБМ1 изготавливают с радиальным штуцером, ОБМ16 — с задним фланцем и радиальным штуцером, МОШ1 — с передним фланцем и осевым штуцером для щитовой установки. Если манометр расположен ниже точки его присоединения к барабану котла или паропроводу, то присоединительная трубка будет заполнена конденсатом и прибор будет показывать суммарное давление пара и столба воды.
До проведения испытаний каждый манометр должен быть проверен манометром точных измерений по всей шкале в лабораторных условиях, а в период испытаний — не менее 3 раз на месте его установки. Следует также проверить по паспорту соответствует ли данный прибор среде, давление которой подле-; жит измерению. j
102 !
Промышленностью выпускаются трубчато-пружинные показывающие вакуумметры типа ОБВ1, ОБВ16, ВОШ1 и манова-куумметры типа ОБМВ1, ОБМВ16, МВОШ1*. В вакуумметрах пулевая отметка шкалы находится справа, так как при измерении разрежения стрелка прибора движется против часовой стрелки. В мановакуумметре нулевая отметка находится в средней части шкалы.
Чувствительным элементом мембранных преобразователей — реле давления — и мембранных манометров является
Рис. 3.10. Напоромер мембранный типа НМП-52.
/ — поводок; 2—стрелка; 3—рычаг; 4—тяга; 5 —ось; 6—рычаг с отверстиями; 7-—спираль-йая пружина; 8 — винт настройки; 9 — мембранная коробка; 10 — трубка импульсного да^ ления; 11—корректор нуля.
упругая мембрана-пластина или мембранная коробка. В мембранном манометре давление, передаваемое через штуцер в прибор, действует па мембрану, которая прогибается и с помощью толкателя приводит в движение передаточный механизм, что вызывает соответствующее перемещение стрелки прибора. Принцип действия мембранного манометра использован также в мембранных вакуумметрах и мановакуумметрах.
Примером напоромера мембранного показывающего является прибор типа НМП-52 (рис. 3.10). Мембранная коробка состоит из двух спаянных гофрированных дисков. Наличие избыточного давления внутри мембранной коробки вызывает перемещение центра верхней мембраны, которое через передаточное устройство вызывает перемещение стрелки. Приборы этого
* Подробные характеристики приборов для измерения и регулирования давления, перепада давления и разрежения приводятся в номенклатурном Каталоге, выпускаемом ежегодно ЦНИИТЭИприборостроения.
103
типа имеют пределы измерений, кгс/м2: 16, 25, 40, 60, 100, 16 250, 400, 600 и 4000. Соединительную трубку испытывают i герметичность давлением не менее 0,6 кгс/см2. Если в контре лируемой среде наблюдается пульсация давления, то на присос динительной трубке, как и перед манометрами других типов таких случаях, устанавливают дроссель или демпфирующу1 вставку. Перегрузки не должны превышать 25 % от верхнег предела измерений. Приборы предназначены для утопленное щитового монтажа; допускается их установка в пожаро- и взрь воопасных помещениях. Принцип работы мембранных тягомера типа ТмМП-52 и тягонапоромеров типа ТНМП-52 такой же, ка у напоромера НМП-52. i
В сильфонных манометрах чувствительным элементом я( ляется сильфон — цилиндр. с гофрированными стенками, изгото! ляемый из латуни, бериллиевой бронзы и специального сплав! При воздействии внутреннего или внешнего давления (в завис! мости от конструкции) сильфон растягивается или сжимаете! Движение свободного конца сильфона через систему рычагов тяг передает сигнал в пневматическую систему контроля или Н стрелку самопишущего прибора.
Схема манометра с многовитковой трубчатой пружиной оче! близка к показанной на рис. 3.7. Импульс измеряемого давлен! поступает на пружину по капиллярной трубке. При пов! шении давления свободный конец пружины начинает раскр' чиваться, вращая при этом ось. Вращение оси через систеа рычагов передается стрелке с пером самопишущего устройств Диаграммный бланк вращается часовым механизмом или си хронным электродвигателем. i
Самопишущие дифманометры. По конструктивному приз» ку самопишущие дифманометры бывают поплавковые типа Д1 сильфонные ДС, кольцевые ДК, мембранные ДМ, колоко^ ные ДКО. Приборы этих типов могут быть показывающими; суммирующими (табл. 3.7). Поплавковый дифманомм (рис. 3.11) состоит из двух соединенных между собой стальни цилиндрических сосудов, заполненных до определенного уров1 ртутью или маслом (ДПМ).В сосуде большего постоянного да метра, называемом плюсовым или поплавковым, находит] стальной поплавок, второй сосуд минусовой или сменнь В комплект прибора входят семь сосудов, меняя которые мож измерять перепады давления в различных пределах (табл. 3.' При наличии перепада давления уровень ртути в сосудах ме! ется, причем во всех случаях максимальное перемещение ш лавка одинаковое. Поплавок связан с передаточным устрой вом, преобразующим вертикальные перемещения в угловые.
Мембранный дифманометр (рис. 3.12) состоит из двух 6i ков: мембранного и дифференциально-трансформаторного П] образователя. Мембранный блок включает две мембранные i робки, полости которых заполнены жидкостью, расположен^ в герметичных камерах плюсового и минусового давлей
104
Таблица 3.7
Технические характеристики дифференциальных манометров типа ДП, ДС
Дифманометр Тип Предельно номинальное давление, кгс/м2 (мм вод ст.) Класс точности Привод диаграммы
Поплавковый ртут- ДП-780Р 0,003; 0,1; 0,16; 0,25; 1,0 и Синхронный
ный расходомер Поплавковый ртутный самопишущий расходомер То же ДП-710Р ДП-710гР 0,4; 0,63; 1,0 1,5 двигатель Часовой механизм
Мембранный с унифицированным вы? ходным сигналом переменного тода ДМ (модель 23573) 0,4; 0,63; 1,0; 1,6; 2,5; 4,0; 6,3; (160, 250, 400, 630, 1000, 1600, 2500) 1,0
Сильфонный показывающий То же ДСП-780Н ДСП-780В 0,063; 0,1; 0,16; 0,25; 0,4; 0,63 0,4; 0,63; 1,0; 1,6 1,0 и 1,5
Сильфонный самопишущий То же ДСС-710Н ДСС-710гН 0,063; 0,1; 0,16; 0,25; 0,4; 0,63 Синхронный микродвигатель Часовой механизм
» » ДСС-710В ДСС-710гВ 0,4; 0,063; 1,0; 1,6 Синхронный микродвигатель Часовой механизм
Примечали е. Предельно допустимое рабочее избыточное давление 63 кгс/см2.
С центром минусовой мембранной коробки жестко связан шток, на котором насажен плунжер, перемещающийся в немагнитном разделительном стакане. Катушки трансформаторного преобразователя закрыты колпаком.
При наличии перепада давления в камерах жидкость из плюсовой мембранной коробки перетекает в минусовую коробку, вызывая прогиб ее вверх и перемещение плунжера. При этом меняется напряжение в обмотках Wi и М72 и меняется выходное напряжение пропорционально смещению плунжера.
Сильфонный дифманометр (рис. 3.13) состоит из двух сильфонов, связанных между собой штоком и размещенных в отдельных полостях. Внутренние полости сильфонов заполнены Жидкостью, содержащей 67 % дистиллированной воды и 33 % Технически чистого глицерина.
В левую полость сильфонного блока поступает плюсовое (явление, в правую — мйнусовое. При увеличении перепада (явления левый сильфон сжимается и жидкость из него перете-
5 Зак. 780
105
кает в правый сильфон, который разжимается, оказывая воз-: действие на пружину. Эти пружины сменные, что позволяет производить измерения в нескольких диапазонах перепада давления (табл. 3.7). При сжатии левого сильфона шток перемещается вправо и с помощью рычага закручивает торсионную трубку. Поворот оси торсионного вывода через поводок и систему рычагов передается на самопишущее устройство.
При температуре ниже —17°C необходим обогрев прибора вс избежание замерзания сильфонной жидкости и деформации сильфонов.
Рис. 3.11, Схема поплавкового дифманометра,
7—штуцер с пробкой для слива жидкости; 5—сосуд с поплавком; 3— поплавок; 4— измерительное устройство; б — уравнительный вентиль; 6—сменный сосуд.
Рис. 3.12. Схема мембранного дифманометра.
/ — фланец плюсовой коробки; 2—плюсовая мембранная коробка; 3—мембранный герметичный блок; 4 — разделительная перегородка; 5 — фланец минусовой коробки; 5—первичная обмотка; 7—разделительный стакан; 5—плунжер; 9—вторичная обмотка; 10—шток; 11— минусовая мембранная коробка.
Пневмометрические трубки. Предназначены для измерен полного и статического давления. Известны несколько констр) ций трубок: Прандтля, Пито, ВТИ, ЦК.ТИ и др. В приемник пневмометрических трубок имеются два канала: в канале, i правленном против потока, действует полное давление рп, со< ветствующее сумме динамического рд и статического рс дав; ний, а в канале с отверстиями, направленными перпендикуляр к потоку, — статическое давление. В комплекте с пневмометрн ской трубкой применяют микроманометры.
В зависимости От типа манометра рекомендуется полы ваться пневмометрическимн трубками при скоростях, не нга следующих, м/с: 7 — U-образный, 4 — микроманометр ЦАЙ 3 — микроманометр ММН. 1
При извевтном значении динамического давления | кгс/м\ можно определить скорость потока, м/с, в данной -Я
106
ке по формуле ____________
ап — Н Л/У2р-. • 9.81/р,
(3.7)'
где ц — коэффициент расхода трубки, приводимый в паспорте.
Для воздуха, соответствующего стандартным условиям (t = 20°С, р 760 мм рт. ст., р = 1,2 кг/м3), при ц= 1 формула (3.7) принимает вид
Пп = 4,04Урд (3.8)
Если параметры воздуха отличаются от указанных, то в формулу (3.8) вводится поправка
/ 760~273Т7 ,чсп
К N Рбар 293 • <3'9)
Установка приборов измерения давления. Места отбора импульса давления должны находиться на прямолинейных участках трубопровода или газохода, не имеющих местных сопротивлений и не подверженных вибрации. Жидкостные мановакуум-метры и пружинные манометры устанавливают строго вертикально, а тягонапоромеры и микроманометры — горизонтально.
Рис. 3.13. Дифманометр сильфонный типа ДСС.
/ — сильфон плюсовой камеры* 2—сильфонный блок; 3—шток: 4—рычаг; 5—торсионная трубка; 6—поводок; 7 — пружина; 8 — сильфон минусовой камеры; 9—дроссель; /0— перепускной вентиль.
Температура окружающего воздуха должна находиться в следующих пределах, °C: жидкостные мановакуумметры 10, 50; микроманометры типа ММН 10, 35; тягомера типа ТНЖ-Н и ТДЖ Ю, 50; пружинные манометры — 50, 60; мембранные приборы — 30, 50; самопишущие манометры 5, 50. Относительная влажность воздуха 30—80 %.
, Для отбора импульса статического давления в стенке трубы (металлического канала) просверливают отверстие диаметром й-6 мм. Над этим отверстием к трубе приваривают штуцер шля присоединения импульсной линии. Для удобства пользова-1ия пневмометрическими трубками применяют специальную (азъемную муфту. При пользовании жидкостными приборами 1собходимо соблюдать следующие требования: трубки должны |ыть заполнены чистой жидкостью, предназначенной для дан-|ого прибора; отсчет показаний следует вести по выпуклой при заполнении ртутью) или вогнутой части мениска (при за-олнении водой, спиртом); трубки прибора и резиновые шланги
б»
107
должны быть очищены от грязи и пыли; в резиновых шлангаз не должно быть резких перегибов и сужений проходного сече' ния и должна быть обеспечена полная герметичность шланго! и мест их присоединения к манометру.
Импульсные металлические линии должны выполняться и; стальных трубок при температуре контролируемой среды боле 400 °C и из медных или латунных трубок (с внутренним диа метром 8—15 мм) при температуре менее 400 °C. Расстояии от точки отбора импульса до прибора должно быть не боле 50 м, а для мембранных приборов не более 30 м.
Перед манометром должен быть установлен трехходово кран, который позволяет: проверить положение стрелки на пул при сообщении манометра с атмосферой, а также исправност и правильность показаний прибора, продуть сифонную трубю применяемую при измерении давления пара и горячей водь В трубке образуется гидравлический затвор, предохраняющи внутренний механизм манометра от воздействия высокой тек пературы и колебаний давления пара. Установка трехходовог крана перед манометром на газопроводах не рекомендуете: так как он может служить местом утечки газа в помещещ через контрольный фланец.
Пневмометрические трубки должны быть изготовлены тщ| тельно, очищены от загрязнений. Диаметр головки не должс превышать 8 % от внутреннего диаметра круглого сечения ил ширины прямоугольного сечения канала во избежание возм^ щения набегающего потока; головки и корпус трубки не долл ны иметь вмятин. Трубки присоединяют к микроманометру! помощью резиновых шлангов с внутренним диаметром 4—6 ьй длина которых должна обеспечить возможность свободного п ремещения трубки по оси измерений без изменения положен! манометра.
3.5. Приборы для измерения расхода и количества вещества
Ротационные счетчики. Ротационные объемные газок счетчики типа РГ имеют шесть типоразмеров с иоминальн! расходом 40, 100, 250, 400, 600 и 1000 м3/ч. Счетчик работ^ по принципу ротационного насоса, состоящего из двух ротоп восьмеричной формы, расположенных в чугунном корпуса приводимых в движение потоком газа. Вал одного из рото| соединен через редуктор со счетным механизмом, фиксирч щим объем проходящего газа в соответствии с частотой врап ния роторов.
Счетчики должны работать с минимальным расходом не, нее 10 % и максимальным (не более 6 ч в сутки) не бо 120 % от номинального; порог чувствительности 1,5%; тем ратура газа и воздуха в помещении 5—50 °C; давление i перед счетчиком не более 1 кгс/см2. Порог чувствительщ счетчиков и допустимые погрешности приведены в табл. 3.
108
Таблица 3.8
Порог чувствительности и погрешности ротационных счетчиков типа РГ
Показатель 40 100 250 400 600 1000
Порог чувствительности, м3/ч Погрешность, %, при расходе от номинального: • 0,6 1.5 3,75 6,0 9,0 15,0
от 10 до 20% 3 2 2 2 2 2
от 20 до 100% 2.5 1.5 1,5 1.5 1.5 1.5
Каждый счетчик снабжен дифференциальным манометром для проверки перепада давления, зависящего от количества проходящего газа и его плотности. Перепад давления в счетчиках 'всех типоразмеров при номинальному расходе газа не должен превышать 30 кгс/м2. Повышение перепада давления в дифференциальном манометре, а также стук вращающихся роторов указывает на необходимость промывки и ревизии механизмов счетчика. Резкое снижение перепада указывает на увеличение зазора между роторами и корпусом.
Счетчики устанавливают только на вертикальных участках газопроводов и строго по уровню, не допуская перекосов и вибраций. Перед входным патрубком должен иметься фильтр-ревизия для очистки газа от механических примесей. Масло должно заполнять коробку шестерен до уровня боковых отверстий; периодически следует менять масло и промывать роторы.
Расходомеры турбинные. Газовые автоматические счетчики типа ТУРГАС предназначены для автоматического непрерывного измерения объемного расхода и количества газа (воздуха). Комплект расходомера-счетчика состоит из турбинного преобразователя (датчика) объемного расхода ПРГ и электронного блока измерения БИР. Расходомеры ТУРГАС имеют пять типоразмеров по пределам измерения и три модификации по функциональному исполнению блока БИР: БИР-1—измеритель расхода; БИР-2 — измеритель суммарного количества; БИР-3 — измеритель расхода и количества. Пределы измерения расходомера-счетчика, м3/ч: 100, 200, 400, 800 и 1600; основная погрешность по расходу и количеству, % (в зависимости от диапазона измерений): ±1; ±1,5; рабочее давление (> кгс/см2; температура измеряемой среды 0—50 °C.
Дроссельные расходомеры. Принцип действия дроссельных расходомеров основан на том, что при проходе газа (жидкости, пара или воздуха) через местное сужающее (дросселирующее) устройство скорость потока увеличивается, а статическое давление падает. Перепад давления в сужающем устройстве тем больше, чем больше расход измеряемой среды, и разность
109
давлений перед сужением и в месте сужения служит косвенны! показателем расхода. В качестве сужающего устройства чащ! всего применяют камерные и бескамерные диафрагмы, а длл измерения разности давлений перед диафрагмой и за ней — показывающие или самопишущие дифманометры, присоединен ные к диафрагме импульсными линиями. Важной характеристи-кой диафрагмы является ее модуль т, представляющий co6oi отношение площади отверстия диафрагмы с диаметром d\ к площади трубопровода, которое может быть выражено отно-шением диаметров: т = (do/Drp)2. Применяют диафрагмы н< трубопроводах диаметром не менее 50 мр при условии, что т не меньше 0,05 и не больше 0,7.
В качестве приборов для измерения перепада давления применяют переносные дифманометры типа ДТ-5 и ДТ-50, а также дифманометры типа ДП, ДМ, ДСП и ДСС (см. раз: дел 3.4). '
Методика расчета диафрагм, а также требования, предъявляемые при их установке на трубопроводах и присоединении к измерительным приборам, изложены в правилах «Измерение расхода газов и жидкостей стандартными сужающими устройствами» (РД 50—213—80) и в «Методическом материале по применению РД50—213—80». Линии, соединяющие диафрагму с дифманометром, должны быть герметичными, иметь мини? мальную длину и прокладываться вертикально или с уклоном не менее 1 : 10. Дифманометр должен находиться на уровне глаз наблюдателя в хорошо освещенном и защищенном от теп| лоизлучающих поверхностей и сквозняков месте. Уравнитель! ные вентили .дифманометров расхода газа должны быть закрыл ты и опломбированы газосбытовой организацией.
Давление газа измеряют прибором ДТ, а при других диф-манометрах — у входного торца сужающего устройства через отдельное цилиндрическое отверстие. Если применена кольцевав камера или обойма, то отверстие для измерения избыточной: давления выполняют в корпусе камеры или в обойме.
При измерении перепада давления в дроссельных органам паропроводов в трубках дифманометра, заполненных ртутью) будет находиться конденсат. Уровень этой разделительной жид кости должен быть одинаковым в обеих трубках. В этом случае действительное значение перепада составит, мм рт. ст., ; i
Дрд.м=М1з,б-рр)/1з,б, (зло:
где h — разность высот ртути в трубках дифманометра, мм рр — плотность разделительной жидкости, кг/см3. ' \
Средний за время наблюдений перепад давления по пока заниям дифманометра определяют по формуле :
VPcp = (Vpi + V?2 + • • • + (З.Й
где п — число отсчетов; Р\„Р2, .... рп — значения отдельных 4t счетов, мм рт. ст, НО
В котельных, где расходы топлива в разные периоды года резко различаются между собой, к дроссельной диафрагме в ряде случаев присоединены два регистрирующих прибора с различными максимальными пределами измерений. Прибор с большим пределом измерения включают в зимний период, а другой — в переходный и летний периоды.
Количество газа, прошедшее через дроссельную диафрагму, определяют планиметрированием диаграмм, на которых записаны мгновенные значения расхода газа. Для этого применяют планиметры: пропорциональные полярные типа ПП-2к для обработки ленточных диаграмм, радиальные пропорциональные типа ПП-Б и ПП-1, корнеизвлекающие типа ПК-1, ПК-2, ПК-8 для обработки дисковых диаграмм. Подробно порядок планиметрирования изложен в работе [5].
Определяют количество газа, прошедшего через диафрагму, по формуле
• 24^(Ктах/100)/Ср/Сг/<р/СЛе. (3.12)
где Кп — коэффициент планиметра; N — показания планиметра, % или деления; Ктах — максимальный предел измерения расходомерного комплекса, м3/ч.
Поправочные коэффициенты определяют по формулам:
на давление (3.13)
Кр = Урд/Рр!
на температуру Кг = УТр/Гд; (3.14)
на начальную плотность ™ VРр/Рд» (3.13)
на коэффициент сжимаемости К % == ^^р/^д* (3.18)
на коэффициент изменения плотности ^в = Увд/вр. (3.17)
В приведенных формулах буквами «д» и «р» обозначены действительные и расчетные значения соответствующих параметров. Действительные значения давления ра и температуры Та принимают по данным планиметрирования диаграмм измерения давления и температуры газа.
ГЛАВА 4
ИСПЫТАНИЯ котлов И ГАЗОВЫХ ГОРЕЛОК
4.1. Назначение и организация испытаний котлов
Классификация испытаний. Испытания котлов, проводимые с целью определения их теплотехнических характеристик, эксплуатационных особенностей и недостатков конструкций, классифицируют по следующим признакам: категория сложности, точность измерений, метод составления теплового баланса (прямой или обратный).
Испытания делят на три категории сложности в зависимости от их назначения [15]. К I категории сложности относят приемосдаточные испытания, при которых проверяют характеристики котла, гарантируемые заводом-поставщиком. Ко II категории сложности относят эксплуатационные (балансовые) испытания котлов: вновь вводимых в эксплуатацию; капитально отремон-. тированных или реконструированных; переводимых на газо/ вое топливо; эксплуатируемых при систематическом отклоне-; нии параметров от нормативных. К П1 категории сложности относят режимно-наладочные и доводочные испытания котлов (в том числе после их капитального ремонта), проводимые с. целью наладки режима их работы.
Испытания, проводимые по II и III категориям сложности/ различаются числом опытов и точностью измерения контролируемых параметров. Предельно допустимые отклонения основных показателей работы котла при испытаниях приведены в. табл. 4.1.
В задачи балансовых испытаний входит определение: оптимальных условий сжигания газового топлива при различных нагрузках котла; отдельных составляющих теплового баланса; выявление причин превышения потерь теплоты над расчетными значениями (и разработка рекомендаций по их уменьшению); характеристик газового и воздушного трактов; экономических показателей работы котла при номинальной, минимальной и двух-трех промежуточных нагрузках; основных составляющих расходов теплоты на собственные нужды. В задачи режимноналадочных испытаний входит определение: оптимального режима горения; оптимальных значений коэффициента избытка воздуха и подачи первичного и вторичного воздуха; распределения газа и воздуха по горелкам; минимально устойчивых и Максимально возможных нагрузок котла; основных потерь теп
112
лоты при различных нагрузках. Режимно-наладочные испытания наиболее распространены и чаще всего проводятся незави-Еимо от балансовых испытаний с целью составления для экс-луатационного персонала режимных карт работы котла.
Таблица 4.1
Предельно допустимые отклонения показателей работы котла, %
г Показатель 11 категория III категория
ЙаропроизвОдительность котла до 50 т/ч Температура перегретого пара среднего давления [оэффициент избытка воздуха: при работе топки под разрежением при работе топки с наддувом Температура питательной воды, горячего воздуха Крайние значения разности температур уходящих газов и наружного воздуха ±15 10-15° С ±(4—5) | ±7 ±(1-1,5) ±3 | ±5 ±15
При проведении режимно-наладочных и балансовых испытаний различают следующие этапы работ: предварительные измерения, наладочные и основные опыты. Предварительные измерения включают: прикидочные опыты; «фотографию» работы ротла; тарировку сечений газоходов и воздуховодов по составу, Температуре, скорости уходящих газов и воздуха; определение Присосов во,здуха по газовому тракту; определение расхода Газа на котел по давлению перед горелками при общем на котельную приборе учета.
«Фотография», т. е. снятие показаний работы котла, выпол-(яется в эксплуатационных условиях, когда регулирование режимов и обслуживание его осуществляются персоналом котель-<ой. Цель «фотографии» — определение фактических условий ркигания газа до проведения наладочных работ и выявление I последующем эффективности проведения этих работ.
При проведении опытов условно различают балансовую и (ежимную точки. Балансовой считается точка (сечение) газо-)ого тракта, относительно которой составляется тепловой ба-|апс (обычно за последней хвостовой поверхностью). Режим-|ой считается точка, результаты измерения в которой определяет режимы работы котла. Такая точка выбирается по |озможности ближе к топке.
В зависимости от назначения число опытов при проведении Кпытаний принимают:
«фотография» работы котла, как правило, при
нагрузках, близких к номинальной .... Не менее 2 тарировка сечений ........................ 3 прикидочных
определение присосов воздуха- ............ 1 прикидочный
ИЗ
определение оптимальных режимов работы топки по воздушному режиму на трех нагрузках ................................. 3 прикидочных
3 основных
испытания котла при четырех нагрузках (номинальной, минимально устойчивой и промежуточных) ............................... 4 прикидочных,
4 основных
определение максимальной нагрузки......... 1 прикидочный,
1 основной
придерживать
В период проведения испытаний следует следующей длительности опытов и разрывов между ними: j жимно-наладочные опыты — не менее 60 мин; разрыв меж смежными опытами, если изменяется только воздушный реж: горения при неизменной нагрузке,— от 5 до 15 мин; разр: между смежными опытами при изменении нагрузки не бол 40 % — не менее 30 мин. Начинать следующий опыт можно п< ле установления стационарного режима, когда температура п] дуктов сгорания меняется не более чем на 10 °C за 30 мин.
Организация работ. Проведение режимно-наладочных раб разрешается специализированным организациям или соответ вующим службам предприятий, зарегистрированным в мести органе Госгазнадзора СССР (территориальная инспекция и отделение) и имеющим разрешение, выданное этим орган Госгазнадзора. Режимно-наладочные работы на действующ котлах должны проводиться не реже 1 раза в 3 года. При d бильной работе котла в соответствии с режимной картой срС проведения указанных работ могут быть продлены по согл^ ванию с местным органом Госгазнадзора. Внеплановые реж| но-наладочные работы следует проводить: после капиталы!! ремонта котла; после внесения конструктивных измене^ влияющих на эффективность использования газового топли при систематических отклонениях работы котла от требоваЦ режимных карт; при изменении характеристики топлива. ; жимно-наладочные работы на котлах, вновь вводив в эксплуатацию, проводятся после получения заказчиком раз шения на пуск газа, выдаваемого местным органом Госгазн зора. I
При организации режимно-наладочных работ желател стремиться к тому, чтобы испытания проводились на всех j лах, находящихся в котельной. Это позволит выявить техн| экономические показатели отдельных котлов, работаю^ в равных условиях, определить расходы теплоты на собствен нужды и другие показатели работы котельной. )
Специализированными организациями указанные рай выполняются по заявке (письму) потребителя газа (пром ленные и коммунальные предприятия, жилищные организм учебные и лечебные учреждения и т. д.) и в соответствии й зяйственным договором. Договор заключается после предв| 114
тельного осмотра объекта руководителем наладочной группы и определения им ориентировочного объема работ.
Для выполнения работ, предусмотренных договором, назначается группа наладчиков, состав которой зависит от характера, объема испытаний и производительности котлов. В котельных с водогрейными котлами производительностью до 1,5 Гкал/ч группа должна включать: руководителя, техника (лаборанта), специалиста по автоматике и измерительным приборам, двух наблюдателей. В котельной с более крупными котлами группу следует увеличить за счет старшего техника, одного или двух наблюдателей. Слесарей-газовиков в случаях первичного пуска газа и наладки ГРУ должно быть не менее двух. Обслуживает котельную в период испытаний, как правило, Эксплуатационный персонал заказчика, в техническом отношении подчиненный на это время руководителю группы наладчиков. Все члены группы наладчиков до начала работ обязательно должны пройти инструктаж по технике безопасности.
В обязанности руководителя группы наладчиков входит: ознакомление с объектом, уточнение задач испытаний и Определение условий и возможности их проведения; выявление Необходимых мероприятий, которые должны быть выполнены |аказчиком в порядке подготовки к проведению испытаний;
— уточнение с заказчиком объема и порядка проведения Испытаний;
— ознакомление с результатами испытаний, проведенных taiiee на данном объекте;
— составление программы испытаний;
— руководство всеми подготовительными работами;
— инструктаж участников испытаний и эксплуатационного срсонала о порядке проведения испытаний, а также по основ-hi м требованиям техники безопасности;
F — контроль работы техников и наблюдателей, проверка записей в журналах;
j — руководство розжигом горелок при первичном пуске Газа;
— согласование всех изменений режимов работы котла к период испытаний;
— руководство работами по оформлению технической доку-цптации и отчета.
' До начала работ руководитель группы наладчиков получает щряд-задание, в котором указаны: номер договора; характер отельной и типы котлов, подлежащих наладке; состав группы; собые указания по технике безопасности; поэтапные сроки iNволнения работ. Наряд-задание должен быть согласован с редставителем заказчика.
До выезда на объект руководитель группы должен: подо-рать необходимую техническую литературу; ознакомиться с инструкцией котла, подлежащего испытаниям, установленными к нем газовыми горелками и вспомогательным оборудованием;
113
получить и проверить состояние переносных средств изм^ рений; проверить наличие наряда на газоопасные работы па первичном пуске газа; проверить наличие бланков для запис! результатов измерений и бланков сводных ведомостей; получит инструктаж у вышестоящего руководителя о порядке провед^ ния работ; проверить готовность участников испытаний к выез ду на объект.
На объекте руководитель группы уточняет с заказчиком зЗ дачу, объем, порядок и сроки проведения испытаний, знакомив ся с главным энергетиком, начальником котельной, ответствен ным за газовое хозяйство. Затем необходимо изучить: bci имеющуюся документацию по данному котлу и номинальны значения основных его параметров; фактические показатели ра боты котла (по данным эксплуатационных журналов); проек газоснабжения и соблюдение в нем всех требований норматив ных документов; тепловую схему котельной; суточный графи потребления теплоты и соблюдение в отопительных котельны, температурного графика; наличие, периодичность и продолжи тельность продувки; экономические показатели работы котла показатели работы установок водоподготовки.
Акты на проверку эксплуатационных средств измерений, i состояние газоходов и на очистку внутренней стороны повер ности нагрева представляет заказчик.
Во время подготовки к проведению работ следует провери наличие и правильность расчетов: числа и мощности горело особенно в тех случаях, когда характеристика используемо газового топлива отличается от принятого в проекте; сужающ устройств приборов измерения расходов газа, пара, воздух потерь давления в газовом и воздушном трактах. Необходим проверить выбор тягодутьевых машин.
При внешнем осмотре котла следует проконтролироват правильность монтажа газовых горелок, соответствие их ns порту, проекту и производительности котла; плотность газово и воздушного трактов; наличие, правильность установки и < стояние взрывных клапанов; правильность монтажа и состс ние эксплуатационных средств измерений, правильность врез и прокладки импульсных трубок; состояние запорной, регул рующей и предохранительной арматуры, заслонок и шибере состояние тягодутьевых машин, установок химводоочистки и j аэрации воды.
В котельных, особенно с чугунными котлами, потребите нередко заменяют отдельные котлы и секции. В паспортах к< лов, как правило, такие замены не фиксируются, а кроме то часто паспортов котлов у владельцев котельных нет. Поэте очень важно при внешнем осмотре установить тип котла и оп делить площадь поверхности нагрева. ;
В газорегуляторной установке проверяют: состояние фил ра (перепад давления на фильтре не должен превыш 0,1 кгс/см2); работу регулятора давления (поддержание с
116
Сильного давления) при изменении расхода газа, плавность регулирования давления, отсутствие излишнего шума; соответствие настройки предохранительных запорных клапанов и сбросных устройств проектным данным и режимам работы горелок; состояние узла учета расхода газа.
Циркуляционные насосы в процессе эксплуатации могут быть заменены, причем может оказаться, что характеристики вновь установленных насосов отличаются от проектных. Поэтому при осмотре следует проверить: соответствие установленных насосов проекту, создаваемое ими давление; отсутствие излиш-
Рас. 4.1. Схема точек измерения контролируемых параметров.
Г—газовая горелка; Т —топка; ПП — пароперегреватель; ВЭ — водяной экономайзер;-ВП—воздухоподогреватель; ПН — питательный насос; ДВ — дутьевой вентилятор; Д--дымо-сос; / — расход; 2—температура; 3—давление; 4 — разрежение; 5—состав газового топлива;
6—состав уходящих газов.
него шума при работе; плотность закрытия отключающих устройств резервного насоса; отсутствие утечек воды. Линия подпитки, как правило, оснащена автоматикой, исправность и работоспособность которой также подлежит проверке.
Трубопроводы горячей воды и пара, а также паросборники, подогреватели, деаэраторы должны быть покрыты тепловой изоляцией, температура наружной поверхности которой не должна превышать 50 °C.
При проведении теплотехнических испытаний по II и III категориям сложности можно пользоваться установленными в котельной средствами измерений, если они прошли соответствующую поверку. Однако почти всегда возникает необходимость установки дополнительных приборов или трубок для отбора проб продуктов сгорания из газового тракта.
Руководитель группы составляет схему расположения точек измерения с указанием режимной и балансовой точек. Каждый прибор на схеме получает порядковый номер. Пример схемы
ИГ
измерений приведен на рис. 4.1. К схеме должен быть прилож> перечень измерений, в котором указаны: место измерения: н мер точки на схеме; наименование и единица измерения; -п прибора, цена деления, шкала прибора, класс точности. 1 По результатам внешнего осмотра котла и проверки нал чия средств измерений руководитель группы составляет пла задание на подготовку котла, изготовление и установку присп соблений, дополнительных средств измерений, подготовку j оборудование рабочих мест для группы наладчиков. Рабоч| места должны быть расположены недалеко от места установ! измерительных приборов, защищены от охлаждений и перегр вов, хорошо освещены. К плану-заданию должны быть прил жены необходимые эскизы, схемы, чертежи. В плане-задащ отмечаются работы, которые должны быть выполнены в пр сутствии представителя наладочной организации.
1
План-задание
на подготовку к теплотехническим испытаниям котла №
расположенного в котельной-----------------------------------------------
г (наименование объекта)
№ п. и. Наименование работ Условия выполнения Ответственный Срок выполнения
<
Составил: представитель наладочной организации -------------.
•Согласовано: представитель заказчика -
При выявлении обстоятельств, исключающих возможное! проведения испытаний и требующих для их ликвидации знач! тельных работ и длительных сроков выполнения, вопрос d оформлении договора решается руководством наладочной орп низации.
Работы следует проводить в соответствии с программой, к< торая может являться самостоятельным документом или npi ложением к договору. В программе должны быть отражен следующие вопросы: задачи и цели работ; объем работ; катег< рия испытаний; условия проведения испытаний и опытов; мет| дика составления теплового баланса; организационные указ! ния. Программу составляет руководитель группы наладчико: утверждает ее главный инженер наладочной организации, согласовывает главный инженер или другое ответственное лиц заказчика. К программе прилагаются план-задание, схема и п< речень измерений, график проведения работ. Программой пр< дусматривается составление технического отчета, который дол жен быть представлен заказчику в сроки, указанные в доп воре.
118
4.2. Проведение предварительных измерений и опытов
Прикидочные опыты. Работы на объекте начинаются с проверки выполнения всех мероприятий, предусмотренных планом-ваданием. Нужно убедиться в отсутствии неполадок при работе котлов и тепломеханического оборудования, в исправности запорной и регулирующей арматуры котла (задвижек, кранов, шиберов и т. д.). Затем проверяют установку и исправность средств измерений в местах, предусмотренных схемой измерений, наличие клейм и поверочных свидетельств, устраняют все обстоятельства, которые могут привести к погрешностям при измерениях. Постоянно используемые средства измерений должны быть проверены на месте другими. При отклонении показаний прибора выше класса его точности прибор необходимо заменить.
Продолжительность прикидочных опытов, проводимых с целью проверки работы приборов и обучения наблюдателей, не регламентируется. В течение опыта проводятся контрольные подсчеты наиболее характерных параметров (коэффициента избытка воздуха, кпд). Измерения ведутся при установившемся режиме.
Записывать показания приборов следует в заранее заготовленные бланки наблюдений.
Бланк наблюдений №
Объект-------------------------------------------------------
Котел № -------------------- Опыт № -------------------------
Дата-----------------------------На бл юдател ь---------------
Время
№ записи '
ч мин
Измеряемые параметры
Записи расхода пара и питательной воды следует производить через каждые 2 мин, температуры и давления пара — через 5 мин, остальных параметров — через 10 мин. Если при испытаниях используются стационарные самопишущие' приборы, то на лентах или диаграммах следует делать отметки времени начала и окончания опыта, а также промежуточные отметки.
При «фотографии» работы котла определяют следующие показатели: расход газа и воды (пара), давление газа и воздуха, температуру и состав продуктов сгорания за котлом. Проверяют правильность установки и работу узлов регулирования на газовом и воздушном трактах (шиберы, направляющие аппараты)
119
в нескольких положениях и плавность регулирования pi режения, давления воздуха. По результатам «фотографии» 4 ставляют теплотехническую характеристику работы котла, и торую подписывают руководитель группы наладчиков и пре, ставитель заказчика.
Если показатели работы котла окажутся неудовлетвор; тельными (недостаток тяги, дутья, производительности, высок! температура уходящих газов, наличие химической неполно! сгорания, пульсации и др.), производят осмотр топки, газ ходов, поверхностей нагрева, проверяют состояние газовых п редок. Во время внутреннего осмотра топки проверяют: правил; ность переоборудования и состояние обмуровки топочной камер! дожигательных устройств, шамотных горок; наличие и состояв) перегородок, защитных стенок, слоя торкрета; степень чисто! наружных поверхностей нагрева, соответствие размеров попере ных сечений газоходов на выходе из котла паспортным данньп
Если причиной неудовлетворительной работы котла являю; ся горелки, состояние и тепловая мощность которых не отвеч! ют соответствующим требованиям, они подлежат осмотру, noj ной или частичной проверке (см. раздел 4.4). По результата осмотра котла и его вспомогательного оборудования руковод! тель группы составляет дефектную ведомость и передает ее зг казчику для выполнения соответствующих исправлений. В ел] чаях, когда испытания необходимо вести при работе други котлов и общем на котельную приборе учета расхода газа, сл< дует построить расходную характеристику горелок испытыва( мого котла (кривую зависимости расхода газа от его давлени перед горелками). Для этого при определенном давлении газ перед горелками всех котлов измеряют расход газа. Затее оставляя неизменным давление газа перед горелками остале ных котлов, меняют 3—4 раза давление газа перед горелкам, испытываемого котла и определяют расход газа на котельнуе при различных давлениях.
Расход газа на испытываемый котел при изменении давле ния с pi на р2 определяют по формуле
V? = (У₽‘ - - 1), (4.1
где Vp', Vp! — расходы газа на котельную, м3/ч, при избыточ ном давлении pi и р2 перед горелками испытываемого котлг кгс/см2.
Разница между pi и р2 при среднем давлении газа н должна превышать 0,1 кгс/см2, так как формула (4.1) не учи тывает сжимаемость газа.
Расход газа на испытываемый котел при давлении газа р можно определить по формуле
Vp3 = У? - (VPl - РР0> (4.2
где — расход газа на котельную, м3/ч, при давлении pi кгс/см2.
120
Аналогично можно определить расход газа на испытываемый котел при давлении pt и т. д.
Пр им ер. Давление газа перед испытываемым котлом составляло, <гс/см2: 0,4; 0,3; 0,2; 0,5. Расходы газа на котельную соответственно, м3/чз 1280, 1240, 1200, 1300.
По формуле (4.1)
Vf = (1280 - 1240)/(V0,4/0,3 - 1) = 258 м3/ч.
По формуле (4.2)
V* = 258 — (1240 — 1200) = 218 м3/ч;
= 258 - (1240 - 1300) = 318 м3/ч.
Тарировка сечений газоходов и воздуховодов. Чтобы избежать при измерениях погрешностей, связанных с неравномерностью скоростей, температуры и состава уходящих газов в газоходе и скоростей в воздуховоде, необходимо произвести тарировку сечений, выбранных для проведения измерений. Желательно, чтобы сечения были расположены на прямолинейном участке на расстоянии не менее трех гидравлических диаметров за местом возмущения потока (отводы, шиберы и т. п.) и не менее одного диаметра перед ним.
Тарировку рекомендуется осуществлять на нагрузках, близких к тем, при которых будут проводиться основные опыты. Во время тарировки нагрузка и режим работы котла должны быть постоянными. По данным тарировки сечения канала подсчитывают тарировочный коэффициент. Измеряемую величину усредняют путем умножения результатов измерений в одной точке на тарировочный коэффициент.
Тарируемое сечение разбивается на ряд равновеликих площадей: газоходы круглого сечения—на концентрические кольца, а некруглого сечения — на прямоугольники или квадраты, площадь которых должна быть не более 0,03 м2. Расстояние (радиус) для трубопроводов круглого сечения от центра до точки измерения в каждом кольце определяется по формуле
rn = /?oV(2«-l)/(2JV), (4.3)
где Ro — внутренний радиус трубопровода, мм; п — порядковый номер равновеликой площади, считая от центра трубы; У — число равновеликих колец выбирается в зависимости от диаметра трубопровода DTP: 350 мм — 6, 500 мм — 9, 700 мм — 12, 1000 мм — 16.
Точки измерения в круглых сечениях выбирают по двум взаимно перпендикулярным диаметрам. Контрольной точкой обычно принимается точка оси трубопровода. Точки измерения в трубопроводах прямоугольного сечения выбирают на пересечении диагоналей каждого прямоугольника или квадрата. Контрольной точкой в каналах прямоугольного сечения может быть любая из находящихся вблизи оси канала. В контрольной точке
6 Зак. 780
121
отбирают пробы для анализа уходящих газов, измеряют температуру и скорость последних при наладочных и основных опытах. Координаты точек измерений в круглых и прямоугольных газоходах показаны на рис. 4.2.
Расположение точек намечают на бумаге, причем размеры разбивки должны соответствовать внутренним размерам сечения. Для ввода в канал наконечника прибора (спая термоэлектродов, приемника пневмометрической трубки и др.) предусматривают специальные штуцера с внутренней резьбой, в которые
Рис. 4.2. Разбивка круглого (а) и прямоугольного (tf) сечения газохода на равновеликие площади.
затем ввертывают разрезные сальники. Глубину расположенг.„ наконечника в канале определяют по делениям, нанесенным па рейку. Все точки измерения нумеруют, результаты измерений записывают в специальный бланк, к которому прикладывают схему разбивки сечения. Измерения в каждой точке следуе' проводить не менее 2 раз, и если расхождение в показаниям превышает 5 %, то проводят дополнительные измерения.
Для определения скорости потока по среднему динамическо му давлению подсчитывают коэффициент неравномерности п< формуле 5
с == Г’срЛ’контр» (4.4
где иСр — средняя по всем точкам скорость, м/с; иКОнтр — скорость потока в контрольной точке, м/с.
Среднюю скорость потока можно рассчитать по формул! (3.7), определив предварительно значение среднего динамиче ского давления: ]
VРл. ср = (л/Ра\ + + • • • + VРдп)/п’ (4-5
где рЛ1, Рц2> •••> рлп— динамические давления в точках изме рения, кгс/м2; п — число точек измерения.
При снятии поля скоростей обязательным условием являет ся поддержание постоянной скорости потока, что проверяете
122
с помощью контрольной трубки, установленной в центре сечения канала.
Температуру среды, если сечение канала разбито на равновеликие площади и значения температуры в отдельных точках не отличаются более чем на 5 %, можно принимать равной среднему арифметическому значению с учетом данных, полученных в контрольной точке. В случаях, когда сечение разбито на неравновеликие площади и скорость не превышает 5 м/с, среднюю температуру подсчитывают по формуле
Kt = (F^ + F2t2 + ... + Fntn)/QFtKomp), (4.6)
где Fi, Fi, ..., Fn — площадь отдельных прямоугольников, м2; SF— площадь сечения канала, м2; Л, ti, ..., tn — температура в центрах прямоугольников, °C; /Контр — температура в контрольной точке, °C.
Если скорость в тарируемом сечении превышает 5 м/с, то в отдельных точках измеряют одновременно скорость потока и температуру, а тарировочный коэффициент определяют по формуле
ь, tiC\F\Vi + tiCiFiVi + ... + tncnFnvn
К t — ' у=Г7 • (4.7)
*контрсериср / , *
где vi, Vi, ..., vn — скорость в точках измерения, м/с; Ci, с2, ... ..., сп — теплоемкость газов в точках измерения, ккал/(м3Х Х°С); сСр — средняя теплоемкость газов, ккал/(м3>°С); сср — средняя скорость газов, м/с.
Допустимыми считаются значения Кн.с и Kt, не выходящие за пределы 0,9—1,1.
Тарировку сечения для отбора проб газов рекомендуется проводить по О2 и СО2. Кроме рабочих (подвижных) газоотборных трубок устанавливают одну контрольную (неподвижную) трубку. Отбор проб через рабочие и контрольную трубки ведут одновременно. Коэффициент неравномерности поля концентрации, если скорость потока меньше 5 м/с, определяют по формуле
+ + о- <4-8)
где О', О', О' — содержание кислорода в точках изме-рения, об. %; О'контр— содержание кислорода в контролируемой точке, об. %.
Если скорость потока превышает 5 м/с, коэффициент неравномерности определяют по формуле
Ко' = (O2[UiFi + O22v2F2 -f- ... + (□^«/•’^/(OiKOHTp^cpS (4.9)
Определение присосов воздуха. Коэффициент избытка воздуха за котлом ак складывается из коэффициента избытка
6*
123
воздуха на выходе из горелки аг и присосов воздуха в топку i(AaT), в конвективных пучках, экономайзере, воздухоподогревателе. В соответствии с ГОСТ 21204—83 (Горелки газовые промышленные. Общие технические требования) горелки в зависимости от способа подачи воздуха и смешения его с газом должны обеспечивать следующие коэффициенты избытка воздуха:
с принудительной подачей воздуха и инжекционные с полным предварительным смешением.................. 1,05
с принудительной подачей воздуха с неполным предварительным смешением................................. 1,08
с принудительной подачей воздуха без предварительного смешения, с подачей воздуха за счет разрежения . . . 1,15
Присосы воздуха на отдельных участках газового тракта при номинальной нагрузке котла должны быть не более:
газовые камерные топки............................. 0,05
топки при тяжелой обмуровке........................ 0,10
газоход пароперегревателя.......................... 0,05
первый котельный пучок............................. 0,05
второй котельный пучок............................. 0,10
стальной водяной экономайзер....................... 0,08
чугунные экономайзеры: с обшивкой..................................... 0.10
без обшивки................................... 0,20
воздухоподогреватели трубчатые на каждую ступень . . 005
газоходы:
стальные на 10 м.............................. 0,01
кирпичные на 10 м............................. 0,05
При производительности котла, отличающейся от номиналы ной, допустимые присосы определяют из следующих соотноше^ ний:
в топке
А<хф === А<хпом/)ном//)ф, (4.10]
в газовом тракте
Ааф = Ааном V DKoyJD^ (4.11]
где Ааф и АаНОм — присосы воздуха соответственно при фактич ческой и номинальной производительности; DWOK и Оф — номи1 нальная и фактическая производительность, т/ч (Гкал/ч).
Присосы воздуха в топку Аат определяют двумя методами по воздушному балансу топки; по разнице избытков воздуха н< выходе из топки при работе с расчетным и избыточным давле нием. По первому из указанных методов присос воздуха в тод ку определяют по формуле
Аат =<Хт — Аорг/(ГиГо)> (4.1J
где а" — коэффициент избытка воздуха на выходе из топки /-орг — расход воздуха, подаваемого дутьевым вентиляторо)! 124
м3/ч; VH — расход газа, м3/ч; £0 — теоретически необходимое количество воздуха, м3/м3.
Измеряют расход воздуха, подаваемого вентилятором, с помощью расходомерной диафрагмы или пневмометрической трубки (см. раздел 3.4). При выполнении измерений производительность котла должна быть не ниже 70 % от номинальной.
При подсчете Дат по второму из указанных методов определяют содержание СО2 за топкой (в котлах ДКВР — в камере догорания), давление газа перед горелкой и перепад давления в воздуховоде или в пневмометрической трубке. Избыток воздуха в топке 1,2—1,3, а разрежение в верхней части топки должно быть равно принятому в эксплуатации значению. Затем прикрывают шибер за котлом или направляющий аппарат дымососа до появления в нижней части топки нулевого разрежения или противодавления, равного 0,5 кгс/м2.
При неизменном давлении газа регулируют подачу воздуха и устанавливают перепад давления в воздуховоде (в трубке), равный отмеченному в предыдущих наблюдениях. На этом режиме в течение 5—7 мин производят тс же измерения, что и в предыдущем режиме. По полученному значению СО2 определяют коэффициент избытка воздуха. Присос воздуха в этом случае равен разности коэффициентов избытка воздуха при разрежении (ат. р) и при противодавлении (ат. п): Аат = ат. Р— ат.п. Во время проведения опытов устройства автоматики горения и разрежения должны быть отключены. При сжигании газового топлива, содержащего сернистые соединения, применение указанного метода недопустимо.
Присосы воздуха по газовому тракту устанавливают по результатам одновременного анализа продуктов сгорания с определением СО' и О^на выходе из топки, в конце каждого газохода, за котлом, перед экономайзером, воздухоподогревателем и за ними. Присос представляет собой разницу коэффициентов избытка воздуха в конце (а") и в начале (а') рассматриваемых участков (Аа = а" — а'). При определении присосов измеряют производительность котла. Данные всех измерений записывают в журнал наблюдений. Если присосы окажутся больше допустимых значений, то принимают меры по отысканию и ликвидации неплотностей, после чего проводят повторные измерения.
Чтобы уменьшить присосы воздуха в топку и газоходы котла, рекомендуется при подготовке к проведению наладочных работ выявить места присосов, очистить их от раствора, кусочков кирпича и штукатурки, затем проконопатить и промазать хорошо перемешанной смесью следующего состава, %: песок речной высушенный — 40, асбест сухой молотый — 20, песок кварцевый тонкого помола — 20, каменноугольный пек — 15, кремнефторид натрия — 5. Смесь замешивается небольшими порциями на жидком стекле в количестве 35 см3 на 100 г смеси. Толщина защитного слоя смазки 8—10 мм.
125
Места неплотностей в обмуровке можно определить по отклонению небольшого «спокойного» факела, перемещаемого вблизи обмуровки, при повышенном разрежении в топке. Если проверке подлежит неработающий котел, необходимо предварительно хорошо его провентилировать.
4.3. Проведение режимно-наладочных и балансовых опытов
Определение оптимального режима горения. Оптимальным считается режим горения, при котором соблюдаются следующие условия: горение происходит при оптимальном коэффициенте избытка воздуха; отсутствует химическая неполнота сгорания; топка заполнена факелом равномерно, а факел не касается экранных поверхностей нагрева и не затягивается в камеру догорания или в пароперегреватель; цвет пламени (в зависимости от конструкции горелки) ослепительно яркий или почти прозрачный с фиолетовым оттенком; отсутствуют газовый я температурный перекос, пульсация пламени и вибрация котла; температура продуктов сгорания на выходе из топки не превышает расчетных значений; котел работает устойчиво и надежно.
Контролю подлежат: нагрузка котла (обычно близкая к номинальной); параметры пара; состав продуктов сгорания; температура в топке; давление газа и воздуха перед горелками; температура питательной воды; температура продуктов сгорания; потери с химической неполнотой сгорания. Разрежение в топке должно быть не менее 1,5 кгс/м2.
Наладка режима горения включает проверку работы про-порционизаторов воздуха. Так, в пропорционизаторах, приме-’ няемых с подовыми горелками в секционных котлах, проверяют герметичность мембраны, минимальное давление, при котором' диск регулятора начинает подниматься, давление, при котором-диск полностью поднимется и опустится; плавность хода диска», плотность присоединения патрубков регулятора к коробу и фронтовому листу, соответствие размеров окна в поддувальном листе и патрубка пропорционизатора.
Определение оптимального избытка воздуха. Опыты проводят при трех нагрузках (100, 50, 25 %); на каждой нагрузке определяют не менее четырех значений коэффициента избытка^ воздуха: минимальный, максимальный и два промежуточных. Пробы продуктов сгорания отбирают за топкой или за ближайшей к топке поверхностью нагрева. При проведении опытов' контролируют те же параметры, что и при определении опти-j мального режима горения. ;
Для каждой нагрузки расход газа должен быть равномерно распределен по горелкам. Чтобы определить давление газа, соответствующее определенному его расходу, можно воспользоваться данными, приводимыми в технических паспортах горелок. Длительность опыта на каждой нагрузке должна быть не
126
менее 2 ч, при установившемся тепловом режиме котла. Пробы продуктов сгорания после стабилизации режима проверяют также на наличие в них СО, Н2, СН4.
В ходе каждого опыта меняют давление воздуха перед горелками от максимального значения до минимального при заданном и постоянном давлении газа. Разрежение в топке должно быть минимальным и неизменным. Промежутки между изменениями расхода воздуха должны быть не менее 30 мин для выполнения двух-трех анализов состава продуктов сгорания.
Расход воздуха, ниже которого появляется химическая неполнота сгорания, называется критическим (акр)- В этом опыте необходимо выполнить полный анализ пробы для определения критического коэффициента избытка воздуха. Правильность определения акр следует проверить дополнительным опытом при коэффициенте избытка воздуха ниже акр па 0,02—0,03.
Для котлов, работающих на газовом топливе, оптимальный коэффициент избытка воздуха близок к критическому. Отклонение коэффициента избытка воздуха в сторону уменьшения относительно аОпт может явиться причиной химической неполноты сгорания, а увеличение вызывает охлаждение топки, возрастание потерь теплоты с уходящими газами. Связь между оптимальным и критическим коэффициентом избытка воздуха определяется равенством
аОпт = акр + (0,03 4- 0,04). (4.13)
По данным, полученным в опытах, строят зависимости химической неполноты сгорания газа от коэффициента избытка воздуха при разных нагрузках, а также зависимости коэффициента избытка и давления воздуха перед горелками от нагрузки. В случаях, когда четкая зависимость аОПт от нагрузки котла при изменении последней не выявляется, условно принимают ее Неизменной в диапазоне нагрузок 100—50 % от номинальной.
Для нагрузок менее 50 % значение а'пт принимают по формуле
а' =а Ш0.5Д./Р „, (4.14)
опт опт 1 ’ ф/ ном’ v '
Где Дф и Дном —- фактическая и номинальная паро (тепло) производительность, т/ч (Гкал/ч).
При режимно-наладочных испытаниях следует выявлять границы безопасной работы котлов по минимально допустимому разрежению в топке, которое определяется следующим Образом: у котла, работающего на номинальной нагрузке с но-I шпальным избытком воздуха, уменьшается разрежение в топ-с на 0,5 кгс/м3 до тех пор, пока в продуктах сгорания по-пится химическая неполнота сгорания или будет наблюдаться ыброс продуктов сгорания из топки. Значение разрежения предыдущем режиме следует считать минимально допустимым, чптывая возможность колебания давления и теплоты сгора-
127
ния газа, разрежение в эксплуатационных условиях рекомен дуется принимать на 0,5 кгс/м2 больше по сравнению с мини мально допустимым. .]
Определение минимальной и максимальной нагрузок котла В задачи опыта по определению минимальной нагрузки котл( входит определение минимального давления газа перед горел ками и числа работающих горелок при соблюдении необходй мого соотношения «газ — воздух», сохранении устойчивого г<) рения и отсутствии химической неполноты сгорания. Мини мальная нагрузка котла определяется условиями устойчиво! работы горелок, а также показателями его работы: падение^ температуры теплоносителя и продуктов сгорания ниже допу] стимого значения; снижением температуры продуктов сгорани! по газовому тракту; нарушениями циркуляции; возможность» низкотемпературной коррозии хвостовых поверхностей нагрева
При проведении опыта нагрузка котла последовательж снижается на (0,15 4-0,2) DHOM с выдержкой по времени щ каждой ступени нагрузки не менее 20 мин, необходимых дл1 выполнения всех измерений. Изменяя число горелок на каждо| ступени нагрузок, необходимо соблюдать неизмененными па дачу газа и воздуха, разрежение. :
Для эксплуатационных условий минимально допустимая нй грузка принимается немного выше нагрузки, полученной в опыт! На этой нагрузке котел должен проработать не менее 4 ч. 1
При проведении опыта измеряют: число и сочетание (ра< положение) работающих горелок; производительность котле параметры пара; температуру питательной воды; состав и тел пературу продуктов сгорания; давление газа и воздуха пер^ горелками; разрежение по газовому тракту. По результата опытов может быть построен график соотношения давлени газа и воздуха в зависимости от числа работающих горелок, •
Максимальная нагрузка зависит от состояния котла, тепле механического оборудования, установок водоподготовки и др; гих местных условий. При определении максимальной нагру; ки следует также учитывать указания представителей местны органов Госгортехнадзора, зафиксированные в шнуровой книг: Причинами, ограничивающими максимальную нагрузку котл, могут быть: неудовлетворительное расположение факела в то ке; неисправности тягодутьевых машин или газовоздушнь трактов; недопустимое повышение давления пара в бараба! котла; недостаточное давление, создаваемое питательными ц сосами; снижение надежности циркуляции; ухудшение качест] пара; повышенный нагрев обмуровки и амбразур горелок; в| сокая температура уходящих газов.
Температура уходящих газов в значительной степени зам сит от наличия отложений на наружных и внутренних сторон! поверхностей нагрева. О состоянии наружных поверхнофм нагрева котла (экономайзера, воздухоподогревателя) мои судить по потерям давления в газовом тракте. Потери 128
ления, превышающие паспортные или расчетные данные, свидетельствуют о загрязнении поверхностей нагрева. О состоянии внутренних сторон поверхностей нагрева при нормальных потерях давления в газовом тракте можно судить по температуре уходящих газов, которая должна соответствовать значениям, приведенным в разделе 2.2. Более высокие температуры свидетельствуют о плохом теплообмене между продуктами сгорания и теплоносителем.
Определяют максимально допустимую нагрузку следующим образом. При работе котла на номинальном режиме полностью открывают направляющие аппараты тягодутьевых машин; разрежение в топке устанавливают на уровне 2 кгс/м2. Затем ступенчато поднимают нагрузку и выравнивают воздушный режим (по данным анализа продуктов сгорания) после каждого увеличения подачи топлива. При появлении указанных выше одной или нескольких причин, ограничивающих нагрузку, подачу топлива снижают и в течение 2 ч проводят опыт на достигнутой максимальной нагрузке. При этом выполняют такие же измерения, как и при определении минимальной нагрузки.
Балансовые опыты. Балансовые (основные) опыты проводятся с целью определения слагаемых теплового баланса и кпд котла при оптимальных режимах работы, выявленных по методике режимно-наладочных опытов. По результатам балансовых опытов определяют экономические показатели работы котла.
Балансовые опыты проводят при четырех нагрузках (50,70, 100 и 120 % от номинальной) с числом опытов: для котлов производительностью до 10 т/ч — 3 и более 10 т/ч — от 4 до 6. Условия проведения, продолжительность опытов и число контролируемых параметров такие же, как при режимно-нала-дочиых испытаниях. Непрерывная продувка котла при проведении опыта должна быть закрыта или необходимо учитывать расход воды с продувкой. Опыты рекомендуется проводить в ограниченные сроки (5—10 дней), чтобы избежать изменений состояния поверхностей нагрева и отклонений числа Боббе более чем на 5 % от среднего значения (см. раздел 4.4).
Обработка материалов испытаний. Обработку материалов, полученных в период испытаний, можно разделить на две стадии: предварительную, выполняемую в период проведения испытаний .в свободное от опытов время или сразу же после окончания отдельных этапов испытаний, и окончательную — после завершения испытаний. Обработке материалов должна предшествовать их подготовка, которая включает: приведение всех полученных данных в определенную систему; увязку отдельных журналов и бланков наблюдений, диаграмм самопишущих приборов во времени; определение полноты, качества, достоверности и возможности обработки результатов измерений по всем параметрам; установление предварительных границ во времени отдельных режимов. Материалы опытов, проведенных
129
с нарушениями режимов, с упущениями в измерении отдельны^ параметров или неудовлетворительных по другим причинам, и рассмотрения должны быть исключены.
Предварительная обработка материалов включает: отбо] данных, характеризующих работу котла и выполненные режй мы опытов; расчеты, связанные с тарировкой сечений газоходо! и воздуховодов; определение коэффициентов избытка воздуха; определение присосов воздуха в топку и газоходы; расшифрой ку записей изменения параметров во времени; составление таб лиц и построение основных зависимостей. Предварительная об работка материалов позволяет определить соответствие данные измерений рассматриваемому режиму.
Среднее арифметическое значение контролируемого парамет ра за период опыта определяют по формуле ’
хср = (х1 + х2+ ••• +хпУп, (4.13|
где Х\,...хп — полученные в процессе измерения значения; п-3 число измерений.
Подсчеты средних значений следует выполнять 2 раза ! двум различным лицам. Подсчитывают средние значения ( точностью на один знак больше точности отсчетов. !
Колебания измеряемых параметров в пределах одного рй жима не должны превышать значений, приведенных в начал! главы. Пределы колебаний от средних значений за опыт onpt деляют по формулам:
zm - -100; 2М. - -100, (4. И
лср Аср
где хтах и xmin — соответственно максимальное и минималы значение величины в период опыта; хСр — среднее арифмети1 ское значение измеряемой величины за опыт. >
Диаграммы самопишущих приборов подлежат обрабо! только в той их части, которая совпадает с периодом рассм; риваемого опыта. Разметка диаграмм электронных самопии ших приборов по времени заключается в нанесении паралле; ных линий по всей ширине диаграммы, через интервалы, ко; рые выбираются в зависимости от скорости движения ленту характера изменения регистрируемых параметров. При разм) ке по времени необходимо учитывать поправку на скорей протяжки лент, предварительно установленную для кажд4 прибора. Неверные записи на диаграммах или в бланках j блюдений из подсчетов следует исключить. Если более 2Q основных параметров имеют отклонения, превышающие до! стимые, то такие опыты считаются недействительными.
Окончательная обработка материалов включает: отбор териалов, подлежащих анализу; подсчет средних значений меренных величин в основных опытах; определение потерь ' лоты и составление тепловых балансов для каждой нагру!
130
составление сводной ведомости результатов испытаний; анализ погрешностей измерений и обработки результатов испытаний.
При отборе материалов из рассмотрения и обработки должны быть исключены опыты, являющиеся неудовлетворительными из-за упущений в измерении основных параметров, сильных колебаний нагрузки, больших утечек воды или потерь пара и т. п.
Для анализа отклонений отдельных измерений определяют среднюю квадратическую погрешность по формуле
<т„= ± Vl(x> - хсР)2 + ... + (х„ - хср)2]/(п - 1), (4.17) а крайние значения измеренных величин определяются равенством
х = хср±о„. (4.18)
Все значения измеряемой величины, которые оказываются больше чем х, должны считаться сомнительными.
На подсчитанные средние величины вводятся поправки, учитывающие погрешности, вызванные местными условиями установки приборов, неравномерностью потока по сечению на основании данных тарировок, изменением объема от давления и температуры. После определения окончательных значений средних величин по всем параметрам приступают к составлению тепловых балансов котла и нахождению оптимальных режимов его работы, для чего заполняют сводную ведомость, в которую заносят все данные измерений и теплотехнических расчетов. Сводную ведомость используют при составлении' режимных карт и построении зависимостей от производительности котла: кпд, расхода газа, давления газа перед горелками, температуры уходящих газов, коэффициента избытка воздуха за котлом. Графики лучше всего строить на миллиметровке.
Порядок обработки результатов измерений и определения погрешностей подробно изложен в книге Внукова А. К. Экспериментальные работы на парогенераторах. М., Энергия, 1976.
Испытания экономайзеров. В ряде случаев, особенно если экономайзер групповой или теплофикационный, испытания его приходится проводить независимо от испытаний котла с целью проверки соответствия работы заданным параметрам и выявления экономии топлива, получаемой за счет использования теплоты уходящих газов. В объем испытаний входят: выявление тепловых потерь и составление рекомендаций по их снижению; наладка режима работы экономайзера и составление режимной карты; определение тепловосприятия и кпд экономайзера; вычисление фактического оптимального коэффициента теплопередачи; определение влияния работы экономайзера на экономичность работы котельной.
Расчетные формулы, применяемые при составлении теплового баланса групповых и теплофикационных экономайзеров, приведены в разделе 2.3.
131
Испытания группового экономайзера следует проводить по* еле испытания котлов. Все котлы, подключенные к групповому' экономайзеру во время испытания, работают в одном режиме. Неработающие котлы отключают от экономайзера по газу и воде, а уходящие газы от работающих котлов должны быть направлены в экономайзер. Испытания экономайзеров должны проводиться при нагрузках котлов, указанных в режимной карте и при расчетной температуре воды на входе в экономайзер. Продолжительность режимного опыта, интервалы ме* жду режимами и периодичность измерений принимаются ана
логично испытаниям котлов.
До испытания экономайзера следует провести «фотографию», его работы, при которой определяют наиболее характерные ве-i личины: присосы воздуха, сопротивление газового тракта, фактический коэффициент теплопередачи. Определение присосов-воздуха выполняют одновременно с нахождением присосов воз* духа по газовому тракту котельной.
Газовое сопротивление чугунного экономайзера не должно, превышать допустимого значения, определяемого по формуле^ (5.3), а для стального — значения, указанного в расчете или, паспорте котла. Если фактическое сопротивление превышае'Н допустимое значение, необходимо произвести чистку поверхно-| сти нагрева со стороны уходящих газов. .
Фактический коэффициент теплопередачи не должен сильно отличаться от нормативного. Фактический коэффициент теплопередачи определяют для каждой нагрузки по формуле
= (4.19)
где Q3 — тепловосприятие экономайзера, ккал/ч; А/л — сред-| нелогарифмический температурный напор, °C; Еэ — поверхность нагрева экономайзера с газовой стороцы, м2.
Среднелогарифмический температурный напор определяется по формуле
Ду ____СУ -В.э/ уу -В. э/
л~ 2,з<-ШЧ.5)]
(4.20;
где /' и I" — температура уходящих газов перед экономайзером и за ними, °C; fB э и t" э— температура воды перед эконо-майзером и за ним, °C.
Нормативный коэффициент теплопередачи чугунных ребрй стых экономайзеров с учетом поправки на температуру с определяют по графику (рис. 4.3) в зависимости от скорост! газов, подсчитанной относительно живого сечения газоходЯ экономайзера: Кэ = ЛнС/. 1
Скорость движения газов в экономайзере определяют п® формуле I
% = К. < (273 + /ср)/(3600Еж. с • 273), (4.211
132
где /ср — средняя температура газов в экономайзере,°C; Еж.с — я/ивое сечение экономайзера, м2.
Величину V'a с определяют по формулам, приведенным в разделе 2.1.
Среднюю температуру уходящих газов принимают равной / = 0,5 (/' + /у)> а коэФФиЦиент избытка воздуха при подсчете Е'п с по формуле (2.13) — равным аэ -= 0,5 (а' + а").
Если значение фактического коэффициента теплопередачи Лф меньше нормативного Ко на 10—15 %, то следует очистить внутренние и наружные поверхности нагрева экономайзера.
Рис. 4.3. График для определения коэффициента теплопередачи чугунных экономайзеров типа ВТИ.
Режимные карты. Режимная карта котла, составленная по результатам режимно-наладочных испытаний, является основным документом, определяющим условия его работы. Форма режимной карты типовая (утверждена Главгосгазнадзором СССР 23 января 1984 г.).
Карта должна быть дополнена зависимостями давления газа от производительности котла и давления воздуха от давления газа (при горелках с принудительной подачей воздуха) для возможности регулирования работы котла не только при указанных в карте, но и при промежуточных нагрузках.
Если котел оборудован инжекционной или горизонтальнощелевой горелкой, в режимной карте вместо «давления воздуха» следует указывать положение устройств, регулирующих подачу воздуха (зазор воздушно-регулировочной заслонки, зазор шторок на поддувальном листе; положение профильных окон и заслонки на байпасирующем окне пропорционизатора воздуха и др.).
При испытании экономайзеров в дополнение к ведомости результатов теплотехнических измерений и расчетов по котлам
133
Наименование наладочной организации
Договор
« »19 г.
от « »-19 г.
Режимная карта
экономайзера котла №— в котельной -
i
Нагрузка. % Л
Показатель ---------------—------------------------—J
Теплопроизводительность котлов, Гкал/ч
Расход газов на котлы, м3/ч
Температура уходящих газов, °C: на входе в экономайзер на выходе из экономайзера
Температура воды, °C: на входе в экономайзер...........
на выходе из экономайзера...
Расход воды через экономайзер , т/ч Давление воды, кгс/смг: на входе в экономайзер на выходе из экономайзера
Режимную карту составил --------------------------------- ,,
J r J (должность, фамилия) ;
составляют сводную ведомость результатов испытаний и ре жимную карту экономайзера.
Составление технического отчета. Результаты испытаний | наладки работы котла (котельной) должны быть оформлены I виде технического отчета. Содержание отчета зависит от ха; рактера и объема выполненных работ. В общем случае отче! может состоять из следующих разделов.
1. Введение. 1
2. Краткая характеристика объекта.
3. Методика измерений и обработки результатов испытаний
4. Анализ результатов испытаний.
5. Выводы и рекомендации.
Если режимно-наладочные работы проводились впервые п< еле переоборудования котлов на газовое топливо, в отчете сл( дует рассмотреть соответствие проекту выполненных работ п переоборудованию и газоснабжению котлов, а также привест критический анализ принятых в проекте решений.
В случаях, когда при проведении наладки не удается д< стигнуть номинальных значений параметров работы котла,,, отчете должны быть изложены причины, вызывающие эти 0 ступления.
134
4.4. Испытания газовых горелок
Цели испытаний. В соответствии с требованиями «Правил безопасности в газовом хозяйстве» Госгортехнадзора СССР (п. 3.15) на котлах разрешается устанавливать горелки, прошедшие государственные испытания и рекомендованные к применению. Такие испытания выполняются ВНПО «Союзпромгаз» на специальных стендах. Вместе с тем проведение государственных испытаний не исключает необходимости проверки работы горелок непосредственно на месте их установки. Объясняется это многообразием топочных устройств, взаимодействующих с горелками и влияющих на их работу. Кроме того, в эксплуатации находится большое число горелок, не прошедших государственных испытаний и требующих установления технических характеристик.
Проведение наладочных испытаний горелок базируется на стандарте СЭВ 621—83 (Горелки газовые промышленные общего назначения. Методы испытаний). В задачи испытаний входит определение ряда технических показателей горелок, в том числе расходные и регулировочные характеристики и зависимости: расхода газа и тепловой мощности от давления газа [Гг = f(pr) и Л'г = f(Pr)]; коэффициента избытка воздуха от давления газа и от тепловой мощности [а = f(pr) и а = = f(Wr)J; расхода воздуха для горелок с принудительной подачей воздуха от давления воздуха [Лв = /(рв)]; давления воздуха от давления газа [рв = f(pr)]- Указанные зависимости должны быть определены в диапазоне от минимальной до максимальной тепловой мощности, указанной в паспорте,или документации на горелку. Кроме того, определяют предельные режимы эксплуатации, при которых наблюдаются нарушения устойчивой работы горелки (погасание пламени, перегрев деталей, отказ элементов горелки и др.). Предельные режимы работы горелок определяют не менее 5 раз.
Горелки, предназначенные для топок, работающих с разрежением или противодавлением, должны обеспечивать устойчивое горение соответственно: при разрежении или избыточном давлении, превышающих паспортные данные в 1,5 раза, если рт 5 кгс/м2, и в 1,2 раза, если рт > 5 кгс/м2.
Важной характеристикой, определяющей устойчивую работу горелок при изменении состава сжигаемого газа, является низшее или высшее число Воббе (Wo), представляющее собой отношение низшей или высшей теплоты сгорания газа к корню квадратному из относительной плотности газа (отношения плотности газа к плотности воздуха, см. с. 145):
WoH = Q1,/Vpr/pB- (4.22)
В соответствии с ГОСТ 5542—78 (Газы природные топливные для коммунально-бытового назначения) число Воббе дол* жно находиться в пределах 9850—13000 ккал/м3 (39,4—
139
52 МДж/м3). Допустимое отклонение числа Воббе от номи налыюго значения не более 5% . Для природного газа с QH = = 8500 ккал/м3 и р = 0,73 кг/м3 Wo = 8500/д/б>73/1.293 = = 11200 ккал/м3, а допустимое отклонение числа Вобб< 560 ккал/м3.
Равенство чисел Воббе при изменении состава газового топ лива указывает на возможность сжигания его в данной горел ке при сохранении тепловой мощности без внесения изменени! в ее конструкцию. При изменении числа Воббе по сравнении с его исходным значением следует изменить диаметры сопел I инжекционных горелках или соотношение «газ — воздух» в го релках с принудительной подачей воздуха, исходя из следую щих выражений:
dl/d = Wo/Wol; (4.23
a1/a = Wo/Wo1, (4.24
где d, a, WOj—коэффициент избытка воздуха, диаметр сопл1 и число Воббе для исходного состава газового топлива; dlt сц Wo, — то же, для измененного состава газового топлива.
Проведение испытаний. Проведению испытаний горелок дол жен предшествовать внешний осмотр горелки и топки; npi этом проверяют: соответствие типоразмера горелки предусмот ренному проектом; плавность перемещения ходовых частей rd релки, воздушно-регулировочной заслонки; плотность рабочш полостей горелки (с помощью мыльной эмульсии) при задаЦ| ном давлении; плотность топки, плотность прилегания усть! горелки к амбразуре, крепление горелки к фронтовому либ ту; правильность устройства стабилизатора горения. ,
Если при «фотографии» работы горелки будет обнаружу но несоответствие ее характеристик расчетным или паспорт ным данным, необходимо тщательно проверить размеры горел ки и отдельных ее деталей по чертежам, а также качеств] изготовления горелки. Если воздух к горелкам подается дутье вым вентилятором, то следует проверить: состояние воздушна го тракта; соответствие вентилятора паспортным данным | проекту; давление, создаваемое вентилятором и потери давле ния в тракте; состояние воздухоприемного устройства. j
При проведении испытаний следует контролировать: соста] газового топлива, расход, давление и температуру перед горел кой; расход, давление и температуру воздуха перед дутьевым] горелками; давление воздуха за пропорционизатором; полож^ ние воздушно-регулировочных заслонок; разрежение в топк<| состав газовоздушной смеси в инжекционных горелках; соста! и температуру продуктов сгорания за котлом; температуру | барометрическое давление атмосферного воздуха; темпера!» ру доступных для обслуживания поверхностей горелки.
Количество газа (воздуха), проходящее через горелку, он ределяют по формуле
/г=£ 360(Мг, (4.Я
136
где ог — скорость истечения газа (воздуха) из отдельных отверстий, м/с; fT — площадь отдельных отверстий, м2.
Скорость истечения среды из отверстия сопла при давлении, не превышающем 500 кгс/м2, определяют по формуле
ог = ц V 19,62 (д! — р2)/р, (4.26)
где р, — коэффициент истечения; pi и р% — абсолютное давление газа (воздуха) перед отверстием и среды, в которую происходит истечение, кгс/м2.
При давлении газа перед горелкой 500—9000 кгс/м2 скорость истечения определяют с учетом сжимаемости газа:
"г = I* V19’62T^rf ['-(тгГ’"'*]' W-27>
где К — показатель адиабаты; pi — плотность газа при рабочих параметрах, кг/м3.
Если истечение происходит в среду, давление которой равно или близко к атмосферному, то р2 принимают равным 10 330 кгс/м2.
Для приближенных расчетов при давлении газа до 10 000 кгс/м2 и температуре в пределах 0—20 °C вместо формулы (4.27) можно пользоваться формулой (4.26), если значение плотности подсчитано по формуле
рср = р (0,5pi + 10 330)/10 330. (4.28)
Коэффициент истечения из отверстий, просверленных в газовых трубах, принимают в пределах 0,6—0,65, а из сопел промышленных горелок — 0,8—0,87. Значение k можно принимать равным: для газов природных 1,29—1,32; нефтепромысловых 1,23—1,27; искусственных 1,35—1,38; для воздуха 1,4.
При квадратичной зависимости приближенное соотношение между расходом газа Vr, давлением газа рг и воздуха рв при изменении тепловой мощности горелки, если пренебречь изменением кпд и параметрами работы котла, можно представить зависимостями
Qrl/Qr2 = г1/V г2 = V Рг1/Рг2 = V Рв1/рв2- (4.29)
Коэффициент избытка воздуха можно определить: в инжекционных горелках — по содержанию кислорода в газовоздушной смеси, отобранной в устье горелки, или по составу продуктов сгорания на выходе из топки или за котлом с учетом присосов воздуха в топке или в котле; в горелках с принудительной подачей воздуха — по результатам измерения расхода газа и воздуха или по составу продуктов сгорания. Коэффициент избытка воздуха по содержанию кислорода в газовоздушной смеси Огсм определяют по формуле
аг = (О2см - О2)/[(21 - О2см) Lol- (4.30)
137
Для отбора проб применяют газоотборные трубки диамет* ром 3 мм с резиновым шлангом, который может быть присос единен непосредственно к газоанализатору. В инжекционных горелках с центральной подачей газа предварительно устанав* ливают коэффициент поля k0, а среднее значение О2См опре-деляют по измерениям в средней точке сечения с учетом ko.: В однорядных вертикальных горелках типа БИГ, учитывая из-менение разрежения в топке по высоте, пробы следует отби-рать в верхнем и нижнем смесителях. Газоотборную трубку вводят в смеситель по его оси к выходному сечению.
Пределы устойчивой работы инжекционных горелок средне-, го давления определяют при производительности котла, равной 75—80 % от номинальной, и неизменном разрежении в топке. Производительность котла поддерживается на указанном уров-i не за счет изменения тепловой мощности остальных горелок^ Для определения нижнего предела устойчивой работы инжек4 ционной горелки постепенно прикрывают воздушно-регулировочную заслонку и соответственно уменьшают давление газа до появления характерного шума и проскока пламени в смеси-г тель. В этот момент горелку следует немедленно отключить^ В горелках типа БИГ нижний предел устойчивой работы опрел деляют по давлению газа, соответствующему проскоку пламе-> ни в отдельных смесителях. Для ликвидации проскока достав точно прикрыть смеситель со стороны входа воздуха на 1—2 ci
Для определения верхнего предела устойчивой работы горелки давление газа и поступление воздуха увеличивают постепенно до появления пульсирующего горения или отрыва пламени, определяемых визуально. В этот момент горелку следует! немедленно отключить. Значения минимальной и максиальной тепловой мощности принимают по предельным значениям ус| тойчивой работы в соотношениях, приведенных в разделе 1.25
Для определения пределов устойчивой работы горелок q принудительной подачей воздуха при поддержании заданной тепловой мощности (заданного давления газа) устанавливаю^ такое давление воздуха, чтобы коэффициент а был блил зок к 1, а неполнота сгорания отсутствовала. При неизменно^ разрежении в топке, производительности котла, равной 75—• 80 % от номинальной, и настроенном пропорционизаторе уста^ навливают давление газа согласно расходной характеристике! Постепенно уменьшают давление воздуха и газа до появления неустойчивого пламени. Затем во избежание погасания горелки выводят ее из неустойчивого горения, а при погасании — ней медленно выключают. По давлению, соответствующему неустой! чивому горению, определяют нижний предел устойчивой pal боты. ’
При отсутствии пропорционизатора воздуха пределы устойЦ чивой работы устанавливают путем постепенного изменения давления газа, а затем воздуха в соответствии с характерна тикой горелки. Положение нерегулируемых воздухонаправляЙ|
138
щих устройств горелки должно соответствовать верхнему пределу устойчивой работы. При определении пределов устойчивой работы горелок первичный преобразователь защиты от погасания должен быть отключен, а обслуживающий персонал подготовлен к возможному прекращению горения в топке.
Полуавтоматические и автоматические горелки проверяют на защитное отключение подачи газа при розжиге горелки, погасании пламени, аварийном отклонении давления газа или воздуха. Время защитного отключения определяют путем повторяемых не менее 15 раз проверок. Измерения следует производить при помощи секундомера с ценой деления шкалы 0,01 с.
Время защитного отключения подачи топлива проверяют: при розжиге горелки — при закрытом ручном кране путем измерения интервала времени с момента открытия отсечного клапана до закрытия; при погасании пламени в диапазоне рабочего регулирования — быстрым закрытием крана с последующим измерением времени до момента срабатывания отсечного клапана; при отклонениях давления газа или воздуха — путем поочередного снижения или повышения контролируемых давлений при отключенном устройстве контроля с последующим измерением времени до момента срабатывания клапана.
ГЛАВА 5
ГАЗОВЫЕ И ВОЗДУШНЫЕ ТРАКТЫ
5.1. Расчет газовых и воздушных трактов
Расчет газового тракта. Поступление воздуха в котел 1 дальнейшее движение продуктов сгорания по газовому тракт’ обеспечиваются естественной тягой в дымовой трубе или с по мощью дымососа. Часть газового тракта, расположения! перед трубой или дымососом, находится под разреженней а за дымососом — под избыточным давлением. 1
Выбор оборудования котельных, в том числе и тягодутье вых машин, а также расчеты газового тракта выполняют npt температуре наружного воздуха, соответствующей трем харак терным режимам тепловых нагрузок котельной (СНиГ II—35—76) при средней температуре наружного воздуха: най более холодной пятидневки; наиболее холодного месяца; само' го жаркого месяца (в 13 ч).
Задачами расчета газового тракта при известном объеме продуктов сгорания являются: вычисление необходимых размер ров сечения; определение суммарных потерь давления и соот-ветствие их естественной тяге; выбор (в необходимых случа-j ях) дымососа и электродвигателя к нему. ]
Суммарные потери давления по газовому тракту включают] сопротивление топки Дрт, сопротивление конвективной части котла Д/?к, экономайзера Дрэ, воздухоподогревателя Дрв. п, сбор] ного газохода Дрг, дымовой трубы Артр: 1
X Др — Дрт + Дрк + ДРэ + ДРв. п + ДРг + Дртр- (5.1
Разрежение в топке, соответствующее ее сопротивлению^ следует поддерживать для того, чтобы исключить возможность^ выхода продуктов сгорания в котельный зал через неплотно! сти в обмуровке, запальные отверстия, гляделки. Кроме того! разрежение в топке обеспечивает поступление воздуха! необходимого для горения газового топлива, при использовании! некоторых типов горелок. В котлах с наддувом суммарно^ сопротивление воздушного и газового трактов преодолеваете^ давлением, создаваемым дутьевым вентилятором.
Значение разрежения или давления, которое надо поддер4 живать в топке, указывается в режимных картах работьв котла и в инструкциях по эксплуатации, выпускаемых за] водами-изготовителями. При расчетах газового тракта разре-1 жение в топке принимают равным 3 кгс/м2. Разрежение за|
НО
чугунными котлами, работающими на естественной тяге, не должно превышать, кгс/м2: при производительности до 3,29 Гкал/ч — 7, свыше 0,29 Гкал/ч — 10.
Газовое сопротивление конвективных поверхностей котлов принимают равным, кгс/м2: чугунных — 3—5, а котлов «Минск-1» при числе секций 34 и отсутствии межсекционных перегородок — 9, «Факел» — 25; «Братск-1Г»—10; ДКВР-2,5, 4, -6,5, -10, -20 — соответственно 12, 17, 17, 30, 20; ПТВМ-ЗОМ, -50, -100 —60, 25—30, 25—30; КВ-ГМ-4, -6,5 -10, -30; -50, -100 —22, 23, 46, 67, 100, 120; ДЕ-4, -6,5, -10, -16, -25 —50, 90, 150, 170, 270 (совместно с водяным экономайзером).
Если фактическая паро(тепло)производительность котла Дф меньше номинальной D„, то его сопротивление определяют по формуле
Дрф = Дрн(Р()/Дн)2, (5.2)
где Дрн — сопротивление котла при номинальной нагрузке, кгс/см2.
Сопротивление поверхностных экономайзеров и воздухоподогревателей можно определить по следующим эмпирическим формулам:
водяные ребристые экономайзеры системы ВТИ
Арз = 0,5/w2pPcp/19,62, (5.3)
трубчатые воздухоподогреватели — по газовой стороне
/ t)cn \2
где Пср — средняя скорость движения продуктов сгорания, м/с; рср — плотность продуктов сгорания при данной температуре, кг/м3; п — число труб по ходу продуктов сгорания; I — длина труб, м.
Потери давления в кирпичных сборных газоходах Дрс. г принимают равными 2 кгс/м2 на каждые 25 м длины.
Значение потерь давления на данном участке тракта можно определить по суммарной формуле потерь давления на трение и местные сопротивления:
<5-б>
где X — коэффициент трения, для металлических каналов и труб принимают равным 0,02, а для кирпичных — 0,04; I — длина расчетного участка, м; d — диаметр канала, при прямоугольных сечениях принимают эквивалентный диаметр d3 = 4//ы (/ — живое сечение, м2; и — периметр сечения, м); Sg — сумма коэффициентов местных сопротивлений (к. м. с).
Схемы местных сопротивлений трубопроводов и каналов приведены на рис. 5.1, а коэффициенты местных сопротивлений — в табл. 5.1.
14k
Рис. 5.1. Схемы местных сопротивлений.
142
Т а б л и ц а 5.1’
Коэффициенты местных сопротивлений (см. рис. 5.1)
Схема Наименование Коэффициент местного сопротивления
1 Вход в канал заподлицо со стенкой 2 Вход в канал с закругленными кромками 3 Вход в капал с прямолинейным раструбом 4 1 Выпуск через проволочную сетку с потерей на свободный выход б Вход в канал через ре- шетку 6 Выход из канала через решетку 7 I Выход из канала через боковое отверстие 8 Резкое расширение канала 9 Резкое сужение канала 10 Колено § = 0,5
rid I 0,05 § | 0,22 0,1 I >0,2 0,12 0
l/d а = 30° а = 60‘ а =90°
0,1—0,2 0,25 0,18 0,2 0,15 0,7 0,8 1,58 1,32 0,25 0,2 0.9 1,14
0,5 2,65 0,6 1,97
§=(1,707К/Л § = [F/Fi + 0,707Г/(К! -I)2 ]2
Vl -Fi/F)
0,7 I 0,9 I 1,0 I 1.2 5,5 | 3,7 1 3,1 | 2,4 S — /1 f/ГЛ2
а 1 1 = ( 30° , 0,16 11* ),5 (1 - / 60° 0,56 /р)ЗЦ 1 80° I I 0,94 | 90° 1,2
И Несимметричный тройник 12 Колено под углом 90° канала с высотой h 13 Переход с прямоугольного сечения на круглое 14 Конфузор в прямом канале 15 Диффузор F6/F„ а = 60° а = 90°
«б/Оп Об/»п
До 1 1,6 2,0 0,6 1 2-
0,5 1,0 2,0 0,35 0,70 0,95 0,25 0,45 0,70 0,05 0,20 0,40 0,50 0,80 1,15 0,63 1,05 1,48 1,03 1,75 2,50
Й/&2 bi/bi
0,8 1,0 1,4 2,0
1,0 4,0 1,36 1,10 1,15 0,90 0,95 0,75 0,84 0,66
l/d0 а = 5° а= 10° а= 15° а = 20°
0,1 0,6 а 1 g 1 о, FJF0 I 0,41 0,29 20° 37—0,05 2 0, 0,34 0,2 I 20—6 | 0.05-1 12 0,27 0,15 о° I : ),06 1 0,0 1 4 0/ 0,24 0,13 > 60° 7-0,19 10
143-
Продолжение табл. 5.1
Схема Наименование Коэффициент местного сопротивления
16 17 18 Патрубок с отводом для воздуха Патрубок со скосом для забора воздуха Диффузор плоский симметричный за вентилятором (|, отнесенное к f) При отсутствии заслонки — 0,2; при на» личии заслонки — 0,3 При отсутствии заслонки — 0,1; при наличии заслонки — 0,2
F/I а= 10° а = 20° а = 30°
1,5 2,0 2,5 ' 0,05 0,07 0,09 0,07 0,10 0,13 0,16 0,24 0,29
Примечание. Коэффициент местного сопротивления открытого шибера или за»* слонки—0,1; присоединения сборного газохода к трубе—1. 1
При выполнении расчета газовый тракт от самого дальнего, котла до дымовой трубы разбивают на отдельные участки с. неизменными размерами поперечного сечения и определенными расходами газов. По каждому из участков определяют потери' давления. Потери давления в трубе помимо определяемых по формуле (5.5) включают также потери при выходе из трубы: .,
АРвых = ^ЫХРвых/19>62, (5 6J
J
где г*вых — скорость газов в выходном сечении трубы, м/с; рвых — плотность газов при их температуре на выходе из труби» кг/м3. у
Среднюю скорость движения газов на расчетном участке газового тракта определяют по формуле, аналогичной формул! (4-21). Й
Обычно при расчетах газового тракта площадь поперечно™ сечения газоходов принимают исходя из следующих скоростей м/с:
л в газоходах от котла к сборному каналу........ 2—3 г’
в сборном канале при естественной тяге........ 3—4 £'
то же, при наличии дымососа................... 4—6 Т
в дымовой трубе при естественной тяге......... 4—10 <1
то же, при наличии дымососа...................... 10—15 Ж
Скорость в выходном сечении трубы при естественной тя | рекомендуется принимать не менее 4 м/с во избежание задув ! ния уходящих газов порывами ветра. В случаях, когда при м 1 нимальной нагрузке котельной скорость газа будет меньше 4 м, | предусматривается установка конфузора (сужающего устройст] с цилиндрическим патрубком в устье трубы). При искусствен^ тяге скорость выхода газов из трубы составляет, м/с: для тр! высотой 30—45 м — 8—10, высотой 60 м — 10—15.
144
Если газы или нагретый воздух движутся в вертикально расположенном канале, имеет место явление самотяги, вызываемое разностью между плотностью наружного воздуха и перемещаемой среды. Самотяга выражается формулой
____тг / . Рбар _ / 273 273 X Рбар . Рс—п (Рв — Рг.ср) 760 —п ^Ров 273 + /в ~ Рог 273+ <г.ср J"760 ’ (5‘7' где Н — высота вертикального канала, м; рв и рг.Ср — плотность наружного воздуха при расчетной температуре и продуктов сгорания (по среднему значению их температуры), кг/м3; рОв и рог — то же, при О °C и 760 мм рт. ст.; /в и /Ср— расчетная температура воздуха и средняя температура продуктов сгорания, °C.
В тех случаях, когда газы (воздух) движутся вверх, самотяга способствует движению и в сумме потерь давления значение рс нужно учитывать со знаком «—», а при движении газов вниз — со знаком «+». Если топка имеет значительную высоту, то за счет действия самотяги в верхней ее части разрежение будет меньше, чем в нижней. Этим обусловлено эксплуатационное требование измерения разрежения в верхней части топки.
Плотность сухих продуктов сгорания газов при 0°С определяется как сумма произведений плотности отдельных компонентов смеси рк, на долю (от единицы) каждого из них в общем составе смеси ак:
Рс. Г == S ftcpK- (5-8)
Значения плотности газов и относительная их плотность по воздуху (ров = 1,293 кг/м3) приведены в табл. 5.2.
Таблица 5.2
Плотность газов
Газ Плотность, кг/м3 Относительная плотность по воздуху Газ 1 Плотность, : кг/м3 Относительная плотность по воздуху
Азот 1,251 0,967 Этан 1,344 1,039
Водород 0,089 0,069 Пропан 1,967 1,598
Кислород 1,429 1,104 Бутан 2,598 2,009
Окись углерода 1,250 0,966 Этилен 1,261 0,975
Углекислый газ 1,977 1,529 Пропилен 1,876 1,458
Метан 0,716 0,554
Плотность продуктов сгорания при 0°С можно определить по формуле
рп. с = (К. грс. г + 0,805/в. „)/(vc. г + V'B. „)• (5.9)
Значение плотности продуктов сгорания по ходу газов в тракте будет меняться, так как из-за присоса воздуха будет меняться их состав и объем водяных паров.
145
Если температура газа tr отличается от О °C, пл относя определяется по формуле 1
Р/ = р0.273/(273+ 4). (5.1J
Естественная тяга. Разрежение в газовом тракте или тягай создаваемая дымовой трубой, должна быть на 15—20 % болы ше суммы потерь давления на отдельных участках газовог^ тракта. Тягу определяют по формуле (5.7). ij
Температуру уходящих газов при расчете тяги принимают ка^ среднюю арифметическую температуру газов на входе и выхода из трубы. Температуру газов на входе в дымовую трубу прй естественной тяге независимо от присоса воздуха, а также температуру газов перед дымососом, если присос на участке о^ котла до дымососа больше 0,1, подсчитывают по формуле | ty = (ап. Л. с + Аа4. в)/(ап. с + Ла), (5.11]
4 где ап. с и tn. с — коэффициент избытка воздуха и температур^ продуктов сгорания за котлом, °C; Да —присос воздуха в сбор» ном газоходе; tx.B — температура воздуха, проникающего в газо^ ход, °C. )
Охлаждение газов на 1 м высоты трубы (°С/м) можно опре; делять по следующим приближенным соотношениям: стальные нефутерованные трубы — 2/^D, стальные футерованные!
—0,8/ V7). кирпичные — 0,4/-у/£>(где D—суммарная паропроизво'^ дительность, т/ч, всех одновременно работающих котлов). Не-! которые авторы рекомендуют принимать следующее охлаждея ние газов на 1 м высоты трубы, °С/м: стальные нефутерованныв трубы — 2, кирпичные — 0,5, железобетонные — 1,0. 1
Для приближенного определения значения тяги можно полы зоваться данными, приведенными в табл. 5.3.
На тягу влияют: количество и температура уходящих газов температура и барометрическое давление атмосферного воздуха увеличение потерь давления в газоходах (местные обрушенш Таблица 5,$| Естественная тяга на 1 м высоты трубы, кгс/м2, при атмосферном давлении 750 мм рт. ст. и относительной влажности воздуха 70%
Средняя температура газов, °C Температура, °С/плотность воздуха, кг/м3 1
-39 1,42 -20 1,38 -10 1,33 -5 1,3 0 1,28 5 1,25 10 1,22 2J 1 1,18
150 0,63 0,59 0,54 0,51 0,49 0,46 0,43 0,391
200 0,69 0,65 0,60 0,57 0,55 0,52 0,49 0,45 .
250 0,76 0,72 0,67 0,64 0,62 0,59 0,56 0,52 j
300 0,83 0,79 0,74 0,71 0,69 0,66 0,63 0,59 ;
350 0,87 0,83 0,78 0,75 0,73 0,70 0,67 0,63
400 0,91 0,87 0,82 0,79 0,77 0,74 0,71 0,67
146
обмуровки, отложения сажи), наличие влаги в сборном канале, что вызывает охлаждение газов.
Искусственная тяга. В случаях, когда естественной тяги оказывается недостаточно для преодоления гидравлических сопротивлений по газовому тракту при отводе продуктов сгорания, применяют дымососы. Полное расчетное давление, которое должно быть обеспечено дымососом, определяется как разница между суммарными потерями давления по всему тракту Spc и тягой, создаваемой трубой. Коэффициент запаса на неучтенные потери давления принимают равным 1,2.
Рд=1>2(ЕРс-Рт)- (5.12)
Объем уходящих газов, удаляемых дымососом, определяют по формуле (2.13). При наличии в газовом тракте воздухоподогревателя к объему проходящего через него газа следует добавить объем воздуха, присасываемого из воздушного тракта.
Расчет воздушного тракта. Количество воздуха, подаваемого вентилятором, определяют по формуле
Ьл. в = КНЛО (аг + Лав. „) (273 + /д. в)/273, (5.13)
где аг — коэффициент избытка воздуха горелки; Дав. п — относительная утечка воздуха в воздухоподогревателе; /д. в — температура воздуха, поступающего в вентилятор, °C.
Полное давление, создаваемое дутьевым вентилятором, складывается из расчетного давления воздуха перед горелкой и суммы потерь давления по воздушному тракту, включая потери во всасывающем патрубке. Скорость воздуха обычно принимают равной в магистральных воздуховодах 8—12, в ответвлениях 3—6 м/с. При расчете потерь давления на коротких участках металлических воздуховодов при скорости в них меньше 10 м/с потери на трение малы и их можно не учитывать.
Количество воздуха, забираемого из помещения в холодное время года дутьевыми вентиляторами, принимают в размере не более 75 % количества воздуха, необходимого для горения. Остальной воздух должен поступать снаружи. Воздух в этом случае забирается из верхней зоны котельного зала через воздухозаборную шахту, которая патрубком соединена также с наружной атмосферой. У места присоединения патрубка к шахте устанавливают перекидной клапан. В зависимости от степени открытия клапана меняется соотношение холодного и теплого воздуха, поступающего к вентилятору.
Необходимо отметить, что в некоторых случаях весь воздух, подаваемый к горелкам, поступает через воздухоприемное устройство, расположенное снаружи. В зимнее время это ухудшает условия сжигания газового топлива и приводит к нарушению работы (обмерзанию) воздушного тракта.
Основные сведения о вентиляторах. По своему исполнению радиальные вентиляторы бывают: обычные — для перемещения чистого или малозапыленного воздуха; антикоррозионные (с
147
применением материалов, стойких против действия агрессивньа газов); взрывобезопасные (с применением материалов, исклк) чающих возможность искрения при взаимном трении его чаете! или случайном ударе во время работы); пылевые. I
У радиальных вентиляторов, предназначенных для переме; щения продуктов сгорания и обозначаемых буквами Д или ДН в отличие от дутьевых вентиляторов (ВД или ВДН) увеличен! толщина лопаток рабочих колес, а корни лопаток усилены на кладками. Внутренняя поверхность улитки дымососа защищен) броневыми листами, которые можно заменять по мере их из| носа, а подшипники имеют водяное охлаждение. Температур) уходящих газов, удаляемых дымососом, должна быть не мене! 100 °C, чтобы избежать его коррозии. Верхний предел темпер^ туры 250 °C, выше которого нарушается прочность дымососу По направлению вращения, если смотреть со стороны па£ трубка всасывания (в вентиляторах двустороннего всасыва ния — со стороны патрубка свободного от привода), вентиля торы бывают правого вращения, когда колесо вращается часовой стрелке, и левого вращения, когда колесо вращаете^ против часовой стрелки (Пр. или Л.). •
Технические характеристики вентилятора: подача — объеЛ! среды, перемещаемой в единицу времени, измеренный во вход ном сечении (£, м3/ч и м3/с); развиваемое полное давление (р кгс/м2); кпд (т]в, %); частота вращения рабочего колеса (« рад/с; п, об/мин); мощность, потребляемая вентилятором, бе| потерь в подшипниках, приводе и др. (Af, кВт). 1
Подача, давление и потребляемая вентилятором мощноси зависят от частоты вращения рабочего колеса: 1
L2 = £1rt2/ni; (5.1«
Рг = Pi («г/«1)2: (5.13
^2 = yVi(n2/n1)3. (5.1Я
Кпд при пересчете подачи и давления по приведенным форм» лам принимают неизменным. 4
При выборе вентиляторов пользуются графиками, на котей
рых представлены индивидуальные аэродинамические характи ристики различных типоразмеров. На графиках указаны подач! полное давление, развиваемое вентилятором при различной час тоте вращения, кпд и другие характеристики.
Установочную мощность электродвигателя, кВт, определяй по индивидуальной характеристике вентилятора или по формул
N = £ррр/(3600т]вт)пКтрЮ> (5Л)
где Lp — расчетная подача вентилятора, м3/ч; рр — расчетам давление, кгс/м2; т|п — кпд передачи электродвигатель — вейти лятор; Ктр — коэффициент, учитывающий потери на треня в подшипниках; К.— коэффициент запаса мощности для эле! тродвигателя.
148
Расчетную подачу определяют по формуле
Lp = Lp1.760/paTM, . (5.18)
где L — количество подлежащего перемещению воздуха (газов), м3/ч; Pi — коэффициент запаса; ратм — расчетное атмосферное давление в местности, где расположена котельная, мм рт. ст.
Коэффициент Pi принимают равным: для дымососов при производительности котлов до 15 Гкал/ч— 1,05 и более 15 Гкал/ч— 1,1; для дутьевых вентиляторов независимо от производительности котлов—1,05. Полное расчетное давление тягодутьевой машины определяют по формуле
рр = Дрр2Кд, (5.19)
где Др — перепад полных давлений в тракте при номинальной нагрузке котла, кгс/м2; р2— коэффициент запаса по давлению, принимается равным 1,1; Кд— коэффициент, учитывающий отклонения действительных параметров перемещаемой среды, для которой составлены характеристики вентиляторов, от параметров воздуха. Коэффициент Кд по формуле
„ 1,293 273 + / 760
Лд р0 273 + /хар ратм ’
где ро — плотность перемещаемой среды при 0°С и 760 мм рт. ст., кг/м3; / — температура среды перед вентилятором, 0°С; /хар — температура, для которой составлена характеристика, °C.,
Кпд передачи т|п зависит от способа соединения вентилятора’ с двигателем: при соединении с помощью муфты — 0,98, с помощью ременной передачи с клиновыми ремнями — 0,95. Коэффициент КтР зависит от типа и числа подшипников и равен 0,96—0,97. Коэффициент запаса мощности К: при N от 0,5 до 1 — 1,3; от 1 до 2 — 1,2; от 2 до 5 — 1,15; свыше 5 — 1,1.
Для регулирования подачи тягодутьевых машин устанавливают осевые направляющие аппараты (ОНА). Устройство состоит из ряда секторов, поворачиваемых на различные углы с помощью общего кольца. Поворот секторов должен закручивать поток газа (воздуха) до входа его в машину в направлении вращения рабочего колеса вентилятора, а рабочее колесо должно вращаться в сторону расширения улитки кожуха.
Применение направляющих аппаратов способствует уменьшению потребляемой мощности, несмотря на некоторое снижение кпд машины за счет уменьшения создаваемого машиной давления.
Регулирование производится по показаниям тягонапоромера, измеряющего давление (разрежение) в контролируемой точке и установленного на фронте котла. Если управление направляющим аппаратом вывести к фронту котла невозможно, то в удобном для наблюдения месте, недалеко от направляющего аппарата, устанавливают дублирующий прибор, измеряющий разрежение в топке.
149
5.2. Эксплуатационные испытания тягодутьевых машин
Задачи и проведение испытаний. Эксплуатационные испыта ния проводятся для определения соответствия установленные машин, их действительных характеристик и потерь давленш в трактах предусмотренному проекту, а также для определение расходов электроэнергии на единицу вырабатываемой теплоты При испытаниях следует выяснить влияние внесенных в про цессе эксплуатации изменений в схему трактов и в способы ре гулирования на показатели работы. До испытаний следует про вести внешний осмотр машин, во время которого проверить:
— наличие заземления электродвигателя;
— прочность крепления подшипников и наличие тавотниц дл: их смазки;
— поступление воды на охлаждение подшипников дымо сосов;
— уплотнение зазора между валом и кожухом;
— правильность установки ограждений валов и полумуфт — наличие устройств, уменьшающих шум при работе машин — плотность каналов и соединений воздуховодов, плавност] поворотов воздуховодов;
— удобство пользования, подвижность направляющи) устройств и шиберов, плотность закрытия шиберов, наличш штуцеров для измерения давления перед машиной и за ней; ;
— исправность дистанционного управления и соответствие указателей положения регулирующих устройств у машин указа: телям, установленным на щите управления;
— правильность расположения ротора по отношению к вход! ному патрубку.
Очень важными для нормальной работы тягодутьевых машин операциями являются выверка и центровка вала и бала^ сировка ротора. Работы эти должны выполняться соответствуй» щими специалистами с большой тщательностью и требуй^ определенного опыта исполнителей. Для уменьшения шума пр# работе тягодутьевых машин должны быть предусмотрены ги0; кие переходы от воздуховодов к вентиляторам, резиновые подЭ кладки под машину и электродвигатель и др. J
Эксплуатационные испытания машин и трактов проводятсй одновременно с испытанием котлов при различных нагрузка последних, в периоды установившихся режимов работы. Йсш| тания следует начинать после устранения всех дефектов, зам< ченных при обследовании и подготовке объекта.
До проведения испытаний на работающем котле рекоме дуется проверить газовый и воздушный тракты в холодном d стоянии. Сначала проверяют дымосос при закрытом направля! щем аппарате и полностью открытых шиберах на всем nyi движения газов к дымососу. Наличие разрежения в топке п| работающем дымососе свидетельствует о значительной непло
150
ности направляющего аппарата. Затем постепенно открывают направляющий аппарат и измеряют разрежение и давление в газоходах. При полностью открытом направляющем аппарате определяют подачу (по воздуху) и разрежение перед дымососом.
Далее, поддерживая разрежение в топке в соответствии с режимной картой, полностью закрывают направляющий аппарат дутьевого вентилятора, включают последний в работу и проверяют плотность закрытия направляющего аппарата. После этого полностью открывая аппарат и шиберы на воздуховодах, поднимают давление перед горелками до расчетного. Если при работе машин обеспечивается поддержание номинальных значений разрежения в топке, можно приступать к их испытанию на работающем котле.
В период испытаний проводят следующие измерения: статического давления (разрежения) во всасывающем и напорном патрубках при помощи тягонапоромеров; скорости потока пнев-мометрической трубкой или анемометром; температуры потока термометром или термопарой, введенными в поток; количества электроэнергии, затрачиваемой на привод.
Расчет характеристик тягодутьевых машин ведут по формулам:
подача, м3/ч, Лм = 3600опЕс, (5.21)
где Оп — средняя скорость потока в сечении газохода (воздуховода), м/с; Fc — площадь сечения, м2; '
полное давление, кгс/м2,
Нм = р2 — р2 + pv2/19,62 — ри2/ 19,62, (5.22)
где pi и р2 — статические давления во всасывающем и напорном патрубках машин, кгс/м2; vi и о2— скорости потока в сечении отбора импульса статического давления, м/с;
кпд 7)М = ЬИЯМ/(36ОО. 102Л/эЛэПп), (5.23)
где N, — электрическая мощность, затрачиваемая на привод электродвигателя, кВт; т]э — кпд электродвигателя; т]п — кпд передачи.
Для сопоставления с данными каталога значение полного давления машины следует привести к расчетным параметрам по формуле
Нпр = Нм (273 + /)/(273 + /к), (5.24)
где t и Д — температура среды при испытаниях и приводимая в каталоге, °C (обычно для дымососов 200 и для вентиляторов 20 °C).
Если машина соответствует данным, приводимым в каталоге, то точка, определяемая фактическим полным давлением, ложится на кривую ее характеристики, построенную для данной частоты вращения. Отклонения от характеристики, указанной в каталоге, по значению Полного давления допускаются 6 %. Если при этом фактическая подача машины окажется меньше проектной, то причина несовпадения может быть в неисправно-
151
сти сети. Если точка, определяемая фактической подачей и фактическим давлением, лежит ниже кривой характеристики, машина не соответствует данным каталога, а сеть — расчетным данным.
Все результаты испытаний должны быть сведены .в таблицу. На основании результатов' испытаний могут быть построены графики зависимости полного давления, кпд машины, электрической мощности, затрачиваемой на привод машины в зависимости от подачи.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Александров В. Г. Паровые котлы средней и малой мощности. Л., Энергия, 1972. 197 с. ;.
2. Бузников Е. Ф., Раддатис К- Ф., Берзиньш Э. Я. Производственные? и отопительные котельные. М., Энергия, 1974. 230 с. ?
3. Волковыский Е. Г., Шустер А. Г. Экономия топлива в котельных’ установках. М., Энергия, 1973. 304 с.
4. Гатеев С. Б. Теплотехнические испытания котельных установок., М.—Л., Госэнергоиздат, 1959. 600 с. *
5. Динков В. А., Галиуллин 3. Т., Подкопаев А. П. Измерение и учет расхода газа. Справочное пособие. М., Недра, 1979. 304 с.
6. Евдокимов А. В. О повышении эффективности производственно-ото</
пительных и отопительных котельных и нормировании расхода топлива. —<Ей Промышленная теплоэнергетика, 1984, № 3, с. 5—8. <•
7. Исакович Р. Я. Технологические измерения и приборы. М, Недра*,
1979. 344 с. Ь
8. Методические указания по испытанию котельных агрегатов, работаю^
щих на газе и мазуте. Л., Промэнергогаз, 1981. ’j
9. Панюшева 3. Ф., Столпнер Е. Б. Наладка отопительных котлов, ра-, ботающих на газе. Л., Недра, 1974. 176 с. i
10. Панюшева 3. Ф, Столпнер Е. Б. Технический контроль работы гази^
фицированных котельных. Л., Недра, 1983. 216 с. а
И. Преображенский И. И. Контроль за рациональным использование»
газа. Л., Недра, 1983. 368 с. Т
12. Равич М. Б. Топливо и эффективность его использования. М., Наука,!
1971. 358 с. ?
13. Рыбаков Р. Р. Автоматизация газифицированных агрегатов. Л.,
Недра, 1984. 231 с. •
14. Справочник эксплуатационника газовых котельных/Под ре®
Е. Б. Столпнера. Л,, Недра, 1976 528 с. ?
15. Трембовля В. И, Фингер Е. Д., Авдеева А. А. Теплотехнически^
испытания котельных установок. М., Энергия, 1977. 297 с. £
16. Чепель В. М., Шур И. А. Сжигание газа в топках котлов и печев
и обслуживание газового хозяйства предприятий. Л., Недра, 1980. 591 су
17. Шубин Е. П., Левин Б. И. Проектирование теплоподготовительный
установок ТЭЦ и котельных. М., Энергия, 1970. 494 с. s
18. Щеголев М. М, Гусев Ю. Л., Иванова М. С. Котельные установки^
М., Стройиздат,. 1972. 384 с. \
19. Эстеркин Р. И., Иссерлин А. С., Певзнер М. И. Методы теплотехник
теских измерений и испытаний при сжигании газа. Л., Недра, 1981. 424 0^
г
ОГЛАВЛЕНИЕ
Эт издательства........................................................ 3
предисловие ........................................................... 4
лава 1. Общие сведения о котельных установках........................
1.1. Тепловые схемы котельных................................ ‘
1.2. Теплотехнические характеристики котлов и применяемых Ч в них горелок.......................:......................... 8
1.3. Экономайзеры и воздухоподогреватели.....................38
1.4. Назначение и устройство установок водоподготовки .... 41
1.5/ Расчет тепловой нагрузки котельной.................... .46
Глава 2. Тепловой баланс котла.........................................55
2.1. Объемные соотношения процесса горения...................
2.2. Составление теплового баланса котла .................... 59
2.3. Составление теплового баланса экономайзера...............73
Глава 3. Средства измерений, применяемые при теплотехнических немыта*
НИЯХ.........................................................
3.1. Основные метрологические термины и определения ....
3.2. Приборы для анализа газов.............................
3.3. Приборы для .измерения температуры....................:
3.4. Приборы для измерения давления........................106
3.5. Приборы для измерения расхода и количества вещества . . 108
Глава 4. Испытания котлов и газовых горелок.................. ! 12
4.1. Назначение и организация испытаний котлов...............
4.2. Проведение предварительных измерений и опытов . . .119
4.3. Проведение режимно-наладочных и балансовых опытов • 126
4.4. Испытания газовых горелок...............................135
Глава 5. Газовые и воздушные тракты...................................140
5.1. Расчет газовых и воздушных трактов......................
5.2. Эксплуатационные испытания тяголутьевых машин 150
Список литературы................................................... 152
Зоя Федоровна Панюшева, Ефим Борисович Столпнер
НАЛАДКА ОТОПИТЕЛЬНЫХ КОТЛОВ, РАБОТАЮЩИХ НА ГАЗЕ
Издание второе, переработанное и дополненное
Научный редактор М. Ш. Меере он. Редактор издательства И. В. Виноградова Обложка серийная художника В. Э. Нефеловича. Технический редактор С. М. А р х и п о в а. Корректор М. И. Вити с.
ИБ № 5577
Сдано в набор 11.11.85. Подписано в печать 05.02.86. М-28468. Формат 60X90';
Бумага кн.-журн. Гарнитура литературная. Печать высокая. Усл. печ. л. 9.5. V-кр -отт. 9,81. Уч.-изд. л. 10,97. Тираж 31 500 экз. Заказ 780/658. Цена 60 коп.
Ордена «Знак Почета» издательство «Недра». Ленинградское отделение. 193171, Ленинград, С-171, ул. Фарфоровская, 18.
Ленинградская типография № 2 головное предприятие ордена Трудового
Знамени Ленинградского объединения «Техническая книга» им. Кнгенииу Ссюзполиграфнрома при Государственном комитете СССР по делам полиграфии и книжной торговли. 198052, Ленинград, Л-52, Измайловски^