Автор: Сидельниковский Л.Н.
Теги: тепловые двигатели в целом получение, распределение и использование пара паровые машины паровые котлы теплоэнергетика теплотехника экономика электроэнергетика топливо топливная промышленость энергитическая промышленость экономика тока и электроэнегргии
ISBN: 5-283-00066-4
Год: 1989
Текст
экономия
ТОПЛИВА
И ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Серия основана в 1981 году
КОТЛЫ-
УТИЛИЗАТОРЫ
И ЭНЕРГО-
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ
АГРЕГАТЫ
Под редакцией
ЛН. Сиделъковского
Москва
Энергоатомиздат
1989
ББК 31.391
К73
УДК 621.181.27
Авторы А.П. Воинов, В.А. Зайцев, Л.И. Куперман, Л.Н. Сидельковский
Рецензент И.В. Петроковский
Котлы-утилизаторы и энерготехнологические агрегаты/
К73 А.П. Воинов, В.А. Зайцев, Л.И. Куперман, Л.Н. Сидельков-
ский; Под ред. Л.Н. Сидельковского. — М.: Энергоатомиздат,
1989. — 272 с.: ил. — (Экономия топлива и электроэнергии)
ISBN 5-283-00066-4
Дана характеристика структуры вторичных энергоресурсов в СССР,
приведена их классификация. Рассмотрены конструктивные и тепло-
технические характеристики котлов-утилизаторов (КУ) и энерготех-
нологических агрегатов (ЭТА), используемых в различных отраслях
промышленности. Изложены методики конструктивного и повероч-
ного расчетов КУ и ЭТА, которые поясняются примерами расчетов
Приведены рекомендации по эксплуатации и автоматизации КУ и ЭТА.
Для инженеров-промэнергетиков различных отраслей промышлен-
ности. Может быть полезна для студентов теплоэнергетических спе-
циальностей.
„ 2203050000440
К--------------195-89
051 (01)-89
ББК 31391
ISBN 5-283-00066-4
© Энергоатомиздат, 1989
ПРЕДИСЛОВИЕ
Рациональное использование топливно-энергетических ресур-
сов — важнейшая народнохозяйственная задача, значимость которой все
возрастает. Основными направлениями экономического и социального
развития СССР на 1986 - 1990 гг. и на период до 2000 г. принятыми
XXVII съездом КПСС, предусмотрена широкая программа развития
топливно-энергетического комплекса в стране и экономии энергоресур-
сов в соответствии с задачами ускорения научно-технического прогрес-
са. В частности, планируется переход на энергосберегающие техноло-
гии производств, сокращение всех видов энергетических потерь и повы-
шение уровня использования вторичных энергоресурсов (ВЭР) ♦
Значительная экономия топливно-энергетических ресурсов может
быть достигнута при более широком вовлечении в топливно-энергети-
ческий баланс страны вторичных энергоресурсов, имеющихся практи-
чески во всех отраслях промышленности, где применяются теплотех-
нологические процессы, в первую очередь высокотемпературные. Ко-
эффициент полезного теплоиспользования для многих теплотехнологи-
ческих процессов не превышает 15—35 %.
Использованию ВЭР в последние годы уделяется значительное вни-
мание. Вместе с тем вопросы рационального использования ВЭР в лите-
ратуре освещены недостаточно. По этой важной народнохозяйственной
проблеме имеются многочисленные публикации. Однако в большинстве
случаев рассматриваются отдельные технические или экономические
вопросы, конструкции отдельных котлов-утилизаторов (КУ). Недос-
таточно материалов опубликовано по энерготехнологическому тепло-
использованию и его эффективности, по расчетам КУ и энерготехноло-
гических агрегатов (ЭТА), особенностям их эксплуатации и автомати-
зации.
В настоящей книге рассмотрены различные КУ и ЭТА, изготавливае-
мые в основном Белгородским заводом энергетического машинострое-
ния (БЗЭМ) и другими предприятиями. Рассмотрена эффективность
теплоиспользования в КУ и ЭТА, приведены конструкции и примеры
тепловых расчетов КУ различных типов (газотрубных, водотрубных
конвективных и радиационных), примеры конструкций ЭТА, рассмот-
рены вопросы эксплуатации и автоматизации КУ и ЭТА. Указанные ма-
териалы могут быть использованы при анализе работы и реконструк-
3
ции КУ и ЭТА и их узлов с целью дальнейшего повышения технологи-
ческой и энергетической эффективности КУ и ЭТА.
Книгу написали: гл. 1 и 2 — Л.И. Куперман и Л.Н. Сидельковский;
гл. 3 — Л.И. Куперман, Л.Н. Сидельковский и В.А. Зайцев; гл. 4 -
Л.Н. Сидельковский; гл. 5 и приложения - Л.И. Куперман, А.П. Вои-
нов, Л.Н. Сидельковский и В.А. Зайцев; гл. 6 - Л.И. Куперман и
В.А. Зайцев; гл. 7 — А.П. Воинов; гл. 8 — В.А. Зайцев.
Авторы благодарны рецензенту - главному инженеру НПО ”Тех-
энергохимпром” И.В. Петроковскому за ценные замечания, направлен-
ные на улучшение рукописи, и И.Я. Дубровскому-Винокурову за боль-
шую работу по редактированию книги.
Все замечания и пожелания по книге авторы просят направлять по
адресу: 113114 Москва, 114, Шлюзовая наб., 10, Энергоатомиздат.
Авторы
Глава первая
ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС СССР
И ВТОРИЧНЫЕ ЭНЕРГОРЕСУРСЫ
1.1. СТРУКТУРА ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО
КОМПЛЕКСА СССР
Основными направлениями экономическою и социальною
развития СССР на 1986-1990 гг. и на период до 2000 г., принятыми
XXVII съездом КПСС, намечена широкая программа дальнейшего неук-
лонного роста материального и культурного уровня жизни нашего на-
рода [1].
За три пятилетия предстоит осуществить новую техническую рекон-
струкцию народного хозяйства и на этой основе преобразовать мате-
риально-техническую базу общества»
В реализации поставленных задач важная роль отводится XII пяти-
летке, которая должна стать поворотной во всех направлениях эко-
номического и социального развития государства. Ее главной задачей
является повышение темпов роста эффективности экономики на базе
ускорения научно-технического прогресса, технического перевооруже-
ния и реконструкции производства, интенсивного использования со-
зданного производственного потенциала.
Решение намеченных задач требует ускоренною развития базовых
отраслей промышленности, в первую очередь - топливно-энергетичес-
ких, являющихся фундаментом всей промышленности. Развитие от-
раслей топливно-энергетического комплекса (топливодобывающей,
топливоперерабатывающей и электроэнергетической) должно быть
подчинено задаче устойчивого обеспечения потребностей страны в топ-
ливе и энергии всех видов путем увеличения их добычи и производства
при планомерном проведении во всех отраслях и сферах народного
хозяйства целенаправленного энергосбережения.
Дальнейшее развитие топливно-энергетического производства бу-
дет осуществляться в соответствии с энергетической программой СССР,
базирующейся на предварительных расчетах развития экономики на-
шего государства до 2000 г. и определяющей научно обоснованные прин-
ципы, главные направления и важнейшие мероприятия по расширению
энергетической базы и дальнейшему качественному совершенствова-
нию топливно-энергетического комплекса страны [11].
СССР обладает значительными запасами энергоресурсов. В 1985 г
в СССР произведено около 2,2 млрд, т условного топлива, что состав-
ляет около 20% мирового производства. К 1990 г. в СССР будет про-
изведено более 2,6 млрд т условного топлива [1].
5
Повышение эффективности и ускоренное развитие промышленнос-
ти и качества ее продукции требуют улучшения качества всех используе-
мых энергоносителей и оказывает определенное воздействие на совер-
шенствование структуры топливно-энергетического комплекса Совет-
ского Союза.
Изменение структуры добычи и производства первичных топливно-
энергетических ресурсов отражено в табл. 1.1 [29]. Эти данные харак-
теризуют количественные и качественные сдвиги в топливно-энерге-
тическом балансе СССР за последние годы.
Большое внимание уделяется вопросам дальнейшего совершенство-
вания структуры топливно-энергетического баланса, широкого приме-
нения наряду с нефтью и газом угля, сланцев, гидравлической и атом-
ной энергии, возобновляемых видов энергии и вторичных энергоресур-
сов.
Высокими темпами развивается газовая промышленность - веду-
щая отрасль современного топливно-энергетического комплекса. В
1990 г. должно быть добыто 835—850 млрд, м3 газа [1]. По сравнению
с 1970 г. добыча в. 1990 г. увеличится более чем в 4 раза. Прирост добы-
чи газа за XII пятилетку составит 220 млрд.м3 и будет обеспечиваться
в основном за счет месторождений Западной Сибири.
Значительно увеличится глубокая переработка газа с извлечением
из него чистой природной серы для производства минеральных удобре-
ний и очищенного от сероводорода природного газа.
Добыча нефти и газового конденсата в 1990 г. достигнет 625 —
640 млн.т [1]. Весь прирост добычи нефти (с газовым конденсатом)
Таблица 1.1. Изменение структуры добычи и производства
первичных топливно-энергетических ресурсов [29]
Виды энергетических ресурсов Структура добычи и производства пер- вичных топливно-энергетических ресур- сов, %, по годам
1975 1980 1985 1990
Нефть (с газовым конденсатом) 43,4 44,0 38,6 35,2
Газ 21,5 26,4 34,2 37,9
Уголь 29,3 23,6 20,3 18,0
Торф, сланцы, древесные отходы 2,7 1,7 1,3 1,0
Итого первичное топливо Электрическая и тепловая энергия (по замещаемому органическому топливу), выработанная на: 96,9 95,7 94,4 92,1
АЭС, ACT 0,4 1,1 2,3 4,5
ГЭС 2,7 3,2 3,3 3,2
нетрадиционных возобновляемых источниках энергии — — — 0,2
Всего 100 100 100 100
6
в XII пятилетке будет обеспечен за счет месторождений Западной Си-
бири. За счет углубления переработки нефти будет снижена доля мазу-
та в котельно-печном топливе, увеличится производство моторного
топлива и сырья для химической, нефтехимической и микробиологи-
ческой промышленности. Предусматривается значительное сокраще-
ние расхода мазута на теплоэлектростанциях.
Значительное развитие в XII пятилетке получит угольная промыш-
ленность. Добыча угля в 1990 г. достшнет 780—800 млн.т [1]. Опере-
жающими темпами будет развиваться добыча угля наиболее эффектив-
ным — открытым способом. Этим способом будет получено около
46 % всего добываемого угля.
Использование торфа в качестве топлива сократиться главным об-
разом по экологическим причинам и вследствие использования его ре-
сурсов для нужд сельского хозяйства. Древесное топливо как источ-
ник получения энергии имеет в основном местное значение для комму-
нально-бытовых нужд.
Намечено развитие нетрадиционных, возобновляемых источников
энергии — солнечной, геотермальной, ветровой, приливов морей и океа-
нов и др.
Большое внимание уделено вопросам электроэнергетики, которая
была и остается важнейшим элементом народного хозяйства и катали-
затором технического и экономического его развития.
В XII пятилетке намечено довести производство электроэнергии до
1840-1880 млрд.кВт ч, в том числе на атомных электростанциях до
390 млрд.кВт-ч [1].
Изменение структуры производства электроэнергии за последние го-
ды по типам электростанций отражают данные табл. 1.2.
Распределение топливно-энергетических ресурсов СССР по основным
отраслям народного хозяйства на начало 80-х годов было следующим:
промышленность потребляла 54,6, сельское хозяйство 5,2 транспорт
8,8, коммунально-бытовое хозяйство 31,4 % [29]. На долю промыш-
Та блица L2. Структура производства электроэнергии
в СССР [29]
Годы Производство электроэнергии, млрд. кВт * ч
Всего % ТЭС % АЭС % ГЭС %
1975 1038,6 100 892,4 85,9 20,2 2,0 126,0 12,1
1980 1293,9 100 1037,1 80,2 72,9 5,6 183,9 14,2
1985 1544,0 100 1154,0 74,7 183,0 11,9 207,0 13,4
1990 (план) 1880,0 100 1260,0 67,0 390,0 20,8 230,0 12,2
7
ленности приходится около 55% производимых в стране топливно-
энергетических ресурсов и более 60% электроэнергии.
Ведущее место в ряде отраслей промышленности принадлежит раз-
личным высокотемпературным процессам нагрева, плавления, обжи-
га, восстановления и другим теплотехнологическим производствам,
на осуществление которых расходуется около 20 % органического топ-
лива и примерно столько же вырабатываемой электроэнергии. Вместе
с тем, как известно, применяемые на практике различные тенлотехно-
логические установки, несмотря на систематическую их модернизацию,
часто характеризуются рядом серьезных принципиальных недостат-
ков: низкой интенсивностью протекающих в них процессов и малой еди-
ничной мощностью агрегатов, цикличностью отдельных процессов,
уменьшением длительности рабочей кампании при форсировке тех-
нологического процесса, загрязнением окружающей среды и др. Ко-
эффициент полезного теплоиспользования для большинства таких
установок не превышает 20-30%.
Повышение энергетической эффективности существующих тепло-
технологических установок достигается в последние годы улучшением
режима их работы, возвратом (регенерацией) части тепловых отходов
технологическому процессу (внутренее теплоиспользование) и внеш-
ним их использованием в качестве вторичных энергоресурсов (ВЭР)
для выработки дополнительной энергетической или технологической
продукции в дополнительном теплоиспользующем устройстве. Наряду
с модернизацией существующих технологий и установок проводятся
работы по созданию принципиально новых энерго- и материалосберегаю-
щих технологий, обеспечивающих высокую интенсивность технологи-
ческого процесса, большую единичную производительность установок,
непрерывную и длительную рабочую кампанию, комплексное исполь-
зование всех материальных и энергетических ресурсов исходных сырье-
вых материалов с целью создания безотходных (малоотходных) тех-
нологических систем и защиты окружающей среды при высокой тех-
нологической, энергетической и экономической эффективности. За
счет указанных энергосберегающих мероприятий экономия топливно-
энергетических ресурсов в 1990 г. должна составить 200- 230 млн.т
условного топлива [1 ].
Следует отметить, что решения, приводящие к сокращению потреб-
ности в топливно-энергетических ресурсах для осуществления техноло-
гического процесса, например при развитии регенеративного тепло-
использования, приводят обычно и к сокращению выхода ВЭР. Эти ре-
шения характеризуются более высоким энергетическим и экономичес-
ким эффектом, чем использование вторичных энергоресурсов. В свя-
зи с этим мероприятия по утилизации ВЭР целесообразно разрабаты-
вать после реализации мероприятий, приводящих к сокращению потреб-
ностей в первичном топливе. Выбор оптимального варианта теплоис-
пользования должен проводиться на основе системного анализа потреб-
8
ностей конкретного предприятия. Вместе с тем необходимо также под-
черкнуть, что значительные резервы экономии топлива имеются в про-
мышленности и при эффективном использовании ВЭР. В XII пятилетке
возможно дополнительно использовать около 90 млн.т условного топ-
лива за счет ВЭР, что соответствует примерно 20% общей экономии в
производстве топливно-энергетических ресурсов до 2000 г., намеченной
в Энергетической программе [11].
1.2. СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ВЭР
В соответствии с принятыми методическими положениями
по выявлению и направлениям использования ВЭР на промышленных
предприятиях [10, 12] под вторичными энергоресурсами подразуме-
вают энергетический потенциал продукции, отходов, побочных и проме-
жуточных продуктов, образующихся в технологических агрегатах (ус-
тановках, процессах), который не используется в самом агрегате, но
может быть частично или полностью использован для энергоснабжения
других агрегатов (процессов). Под энергетическим потенциалом пони-
мается наличие в указанных продуктах определенного запаса энергии
(химически связанной теплоты, физической теплоты, потенциальной
энергии избыточного давления).
Вторичные энергоресурсы по своим техническим характеристикам
и ценностной значимости могут быть разделены на следующие группы:
горючие (топливные) ВЭР — горючие газы плавильных печей (до-
менный, колошниковый шахтных печей и вагранок, конвертерный
и т.д.), горючие отходы процессов химической и термохимической пе-
реработки углеродистого или углеводородного сырья, неиспользуе-
мые (непригодные) для дальнейшей технологической переработки от-
ходы деревообработки (щепа, опилки, стружки, обрезь и т.д.), щело-
ки целлюлозно-бумажного производства и др.;
тепловые ВЭР - физическая теплота отходящих газов технологичес-
ких агрегатов, физическая теплота основной и побочной продукции,
теплота рабочих тел систем принудительного охлаждения технологи-
ческих агрегатов, теплота горячей воды и пара, отработавших в техно-
логических и силовых установках, и др.;
ВЭР избыточного давления - потенциальная энергия газов и жид-
костей, покидающих технологические агрегаты с избыточным давле-
нием, которое необходимо снижать перед последующей ступенью ис-
пользования этих газов и жидкостей или при выбросе их в атмосфе-
ру. К этим ВЭР относятся сжатые колошниковые газы доменных пе-
чей; пар, отработавший в силовых установках, молотах и прессах;
газы, уходящие из регенераторов каталитического крекинга и термо-
контактного коксования.
По направлению возможного использования ВЭР различают:
теплотехническое — использование и потребление непосредственно
получаемых в качестве ВЭР пара и горячей воды или при выработке
9
Таблица 1.3. Использование ВЭР в энергоемких отраслях
промышленности по пятилеткам, млн.т условного топлива [9]
Планируе-
Виды ВЭР Фактическое использование мое исполь-
зование
IX X XI XII
Черная металлургия
Горючие 115,60 126,90 137,30 147,40
Тепловые 25,10 32,60 41,00 51,10
Всего 140,70 159,50 178,30 198,50
Цветная металлургия
Горючие 0,06 0,25 0,49 0,57
Тепловые 1,54 2,76 5,70 8,76
Всего 1,60 3,01 6,19 9,33
Химическая промышленность
Горючие ’ 3,06 5,09 8,43 11,15
Тепловые 17,5 0 25,60 41,55 52,85
Всего 20,56 30,69 49,98 Газовая промышленность 64,00
Горючие 0,50 1,40 2,15 2,15
Тепловые 0,50 4,30 6,10 8,95
Всего 1,00 5,70 8,25 11,10
Нефтеперерабатывающая и нефтехимическая промышленность
Горючие 11,75 21,10 32,00 42,00
Тепловые 8,50 15,90 25,80 37,32
Всего 20,25 3 7,00 5 7,80 79,32
Целлюлозно-бумажная промышленность
Горючие 9,18 13,50 16,90 21,70
Машиностроение
Тепловые 0,53 0,75 1,115 1,35
Промышленность строительных материалов
Тепловые 0,045 0,16 0,375 0,685
Итого всех ВЭР 193,87 249,86 318,91 385,99
их за счет утилизации горючих и тепловых ВЭР в утилизационных ко-
тельных. К этому направлению относится также генерирование холо-
да за счет использования ВЭР;
электроэнергетическое — при генерировании электроэнергии в ути-
лизационных установках (утилизационных электростанциях) за счет
ВЭР;
комбинированное ~ с выработкой в утилизационных теплоэлектро-
централях деплоты и электроэнергии по теплофикационному графику.
10
ВЭР можно использовать в качестве топлива либо непосредственно
(без изменения вида энергоносителя), либо за счет выработки тепло-
ты, электроэнергии, холода и механической рабогы в утилизационных
установках.
Использование горючих (топливных) ВЭР особых затруднений не
вызывает, и они используются на промышленных предприятиях с доста-
точной полнотой (90-95%) и эффективностью. Использование тепло-
вых ВЭР еше недостаточно и составляет в среднем 30-40%. Основное
значение в структуре тепловых ВЭР имеет физическая теплота отходя-
щих газоЪ теплотехнологических установок, доля которой в общем
балансе возможного использования тепловых ВЭР составляет око-
ло 75%.
Вторичными энергоресурсами располагают практически все отрасли
промышленности, в которых имеются теплотехнологические установ-
ки (в первую очередь с высокотемпературными процессами). Распре-
деление использования вторичных энергоресурсов по основным тепло-
использующим отраслям промышленности приведено в табл. 1.3.
Из табл 1.3 следует, что в указанных отраслях промышленности
за XII пятилетку планируется за счет использования ВЭР экономия бо-
лее 385 млн. т условного топлива, т.е. в 1,2 раза больше, чем за XI пя-
тилетку
1.3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЫХОДА И ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ВЭР
Ииже рассматриваются зависимости для определения выхо-
да ВЭР, а также возможной выработки теплоты, холода, электроэнер-
гии при использовании ВЭР и получаемой при этом экономии топлива.
Удельный и общий выход ВЭР определяют по следующим формулам:
удельный выход горючих ВЭР
^ya=mQpH- (11)
удельный выход тепловых ВЭР
?уд = - сгГ2) = тД/т, (1.2)
удельный выход ВЭР избыточного давления
<7уд = тА\ (1.3)
общий объем выхода ВЭР
С?вых = #уд-^ (1.-4)
или
бвых = #часг* 0-5)
где т — удельное количество энергоносителя (твердого, жидкого или
11
газообразного)» кг или м3 на единицу продукции или на единицу вре-
мени работы установки источника ВЭР; Qfx - теплота сгорания го-
рючих ВЭР, кДж/кг или кДж/м3; ДЛ — располагаемый перепад энталь-
пий энергоносителя; и - соответственно температура и теплоем-
кость энергоносителя на выходе из установки - источника ВЭР, а 12
и с2 - соответственно температура и теплоемкость энергоносителя
при поступлении его на следующую стадию технологического процес-
са или температура окружающей среды и соответствующая ей тепло-
емкость; #уд — удельный выход ВЭР, кДж на единицу продукции,
сырья или топлива; Свых ” общий объем выхода ВЭР, кДж, за рассма-
риваемый период (месяц, год и др.); М — выпуск основной продук-
ции или расход сырья, топлива за рассматриваемый период, <y4ac -
часовой выход ВЭР; т - число часов работы установки - источника
ВЭР в рассматриваемый период; А - работа изоэнтропного расши-
рения, кДж/кг.
Для газообразных теплоносителей
А = hi -h2, (1.6)
где hi и h2 — соответственно энтальпии газа перед расширением при
давлении рг и температуре Тг ив конце изоэнтропного расширения
до давления р2 при температуре Т2, кДж/кг. Температура газа Т2 в
конце изоэнтропного расширения
т2 = Тг(р2/Рг)(к-1)1к, (1.7)
где к - средний показатель изоэнтропы в интервале температур Т{ и
Т2, определяемый по истинным теплоемкостям газа
Для жидкостей работа изоэнтропного расширения
А = (Pi ~р2)1р, (1 8)
где pi и р2 - соответственно давление жидкого энергоносителя на вы-
ходе из технологической установки и энергоносителя при поступлении
на следующую ступень использования или давление окружающей среды
при выбросе энергоносителя в атмосферу, МПа; р — плотность жидкос-
ти, кг/м3
Возможная выработка теплоты в паре или горячей воде в теггло-
утилизационной установке за счет ВЭР, кДж, за рассматриваемый пе-
риод времени
2т = Mm(hi -Л2)0(1 -О- (>-9)
Возможная выработка холода
Ох = <?те, (1.10)
где hi и h2 - соответственно энтальпии энергоносителя начшходе и вы-
ходе теплоутилизационной установки; коэффициентом /3 учитывают
12
несоответствие режима и числа часов работы утилизационной установки
и установки - источника ВЭР (0 = 0,7-Н); $ - коэффициент отвода
теплоты теплоутилизационной установкой в окружающую среду (£ -
= 0,02^-0,05); е - холодильный коэффициент, равный отношению ко-
личества выработанного холода к количеству затраченной теплоты
Коэффициент использования теплоты
Си/Ст> (1 П)
me QT - выработка теплоты в теплоутилизационной установке за счет
ВЭР; Си - использование тепловых ВЭР (о = 0,5 -г 0,9).
Возможная выработка электроэнергии на конденсационной турби-
не при использовании пара высоких параметров, полученного в тепло-
утилизационной установке за счет ВЭР, кВт ч, за рассматриваемый пе-
риод
= Qt/<Ik> (1 12)
где цк - удельный расход теплоты на производство электроэнер! ии
в конденсационной турбине [</к = 9500^-10 500 кДж/ (кВт ч) ].
Возможная комбинированная выработка теплоты и электроэнергии
в теплофикационных турбинах:
отпуск теплоты
0о=0т/(1Мт). (113)
выработка электроэнергии
W = э(?т/(1 + э<ут), (1.14)
где </т - удельный расход теплоты на производство электроэнергии на
тепловом потреблении (среднее значение <ут = 7767 кДж/(кВтч); Э
удельная выработка электроэнер!ии на единицу отпущенной теплоты,
кВтч/кДж; Qr — количество теплоты, поступающей на конденсацион-
ную турбину
Возможная выработка электроэнергии в утилизационной турбине
за счет избыточного давления
W = (115)
1де А работа изоэнтропного расширения >азового или жидкою энер-
юносителя; — относительный внутренний КПД турбины (т?0,=
= 0,87 для 1аза; - 0,9 для жидкости); т?м - механический КПД
турбины (т?м =0,99); пт - КПД электрогенератора (^ =0,98).
Экономия топлива за счет использования ВЭР АВ, т условною топ-
лива за рассматриваемый период (год, месяц и др)
При топливном направлении использования горючих ВЭР
АВ = 0,0342(7?ВЭрЛ?т)’ (1 16)
13
где - теплота использованных горючих ВЭР, ГДж, за рассматривае-
мый период; 0,0342 - коэффициент эквивалентного' перевода 1 ГДж
в тонну условною топлива; т?цэр и ’ соответственно КПД нетто
топливоиспользуюшей установки при работе на юрючих ВЭР и первич-
ном топливе (i}T = 0,8^0,9)
При тепловом направлении использования ВЭР
~ ^зам Он 1?)
При выработке холода
ЬВ = />зам<?х/в, 0 18)
где £>и использование тепловых ВЭР; Q* - выработка холода за счет
ВЭР; € - холодильный коэффициент; &зам -- удельный расход услов-
ною топлива на выработку теплоты в замещаемой котельной установ-
ке, т/кДж.
6зам = 0,0342/т?зам, (1 19)
где т?зам - КПД энергетической установки (промышленная кокльная.
котельная ТЭЦ), с показателями которой сопоставляется эффектив-
ность использования ВЭР (т?зам = 0,84^-0.86)
При опертоснабжении предприятий от ТЭЦ и за счет использования
ВЭР и учетом снижения при этом экономичности работы ТЭЦ
ДВ = £>и _°-’°.3_4_2_ (1 - э(</к - (1 20)
^тэи
тде ~ КПД котельной ТЭЦ; э - удельная выработка электроэнер-
гии по теплофикационному циклу турбинами замещаемой ТЭЦ на еди-
ницу теплоты, отпущенной потребителю; qK и q? - удельные расходы
теплоты на выработку электроэнергии в энергетической системе (или
теплофикационной турбиной по конденсационному циклу) и на заме-
щаемой 7 ЭЦ по теплофикационному циклу
При силовом направлении использования ВЭР
АВ = Ь3ам^ (1 21)
где IV - выработка электроэнергии или механической работы за счет
ВЭР.
При комбинированном направлении использования ВЭР
0 0342 1 + " Jv)
Дй = £т--------------1L-15L—2_, (1 22)
г?ТЭЦ 1+Эу^ту
где (2Т - теплота пара из теплоутилизационных установок, поступа-
ющего на утилизационную турбину; эу и ^т#у, э и qx - соответственно
14
удельные выработки электроэнергии и удельные расходы теплоты на
выработку электроэнергии на ТЭЦ, использующей ВЭР, и на замещае-
мой ТЭЦ.
Основным оборудованием для использования тепловых ВЭР, а также
избыточного давления являются: котлы-утилизаторы (КУ), системы ис-
парительного охлаждения (СИО), охладители конвертерных газов
(ОКГ), сталеплавильною производства , установки сухого тушения
кокса (УСТК), газовые утилизационные бескомнрессорныс турбины
(ГУБТ), адсорбционные холодильные машины.
Как отмечалось, среди тепловых ВЭР основное значение имеет тепло-
та отходящих газов теплотехнологических установок. Направления и
эффективность использования теплоты отходящих газов, а также харак-
теристики отходящих газов ряда теплотехнологических процессов
рассмотрены в гл. 2.
Глава вторая
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ТЕПЛОТЫ ОТХОДЯЩИХ ГАЗОВ
ТЕПЛОТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСТАНОВОК
2.1. РЕГЕНЕРАТИВНОЕ ВНУТРЕННЕЕ, ВНЕШНЕЕ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ И ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ
ТЕПЛОТЫ ОТХОДЯЩИХ ГАЗОВ
Повышение энергетической эффективности существующих
теплотехнологических установок достигается улучшением режима их
работы, а также максимально возможным использованием тепловых
отходов технологических камер, в первую очередь использованием
теплоты отходящих газов. Существует ряд методов использования теп-
ловыхотходов [5, 9,16, 17]:
внутренее регенеративное теплоисполъзование, которое характери-
зуется возвратом теплоты отходов (их части) для проведения основ-
ного технологического процесса. Это достигается подогревом компо-
нентов горения, предварительным подогревом исходного технологи-
ческого материала;
внешнее теплоисполъзование, при котором используется теплота от-
ходов (их часть) для внешних целей, не связанных с процессами в ос-
новном технологическом устройстве. В этом случае теплоту отходов
производства, т.е. вторичные ВЭР, используют для организации како-
го-то новою технологического процесса или для получения энергети-
ческой продукции — водяного пара, горячей воды или другого тепло-
носителя;
комбинированное теплоисполъзование, когда тепловые отходы тех-
нологических камер используют как для внутреннею регенеративного,
так и для внешнего теплоиспользования.
15
При внутреннем регенеративном использовании тепловых отходов
достигается соответствующая экономия топлива для технологической
установки. При внешнем тепло использовании с выработкой дополни-
тельной техноло1ической или энергетической продукции экономия
топлива имеет место в замещаемых технологических или энергетичес-
ких установках. Подогрев компонентов горения при регенеративном
теплоиспользовании наряду с экономией топлива приводит и к повы-
шению технологической эффективности процесса.
Для высокотемпературного процесса тепловосприятие в рабочей
камере технологического агрегата определяется зависимостью
<?М = aBaK(f,tc- П)^л, (2.1)
где QM — количество теплоты, передаваемой горячим факелом в тех-
нологической камере нагреваемому материалу, Вт; ов — видимый
коэффициент теплообмена излучением, Вт/(м2К); ак — коэффици-
ент, учитывающий конвективную теплоотдачу; Гп>с - средняя темпе-
ратура продуктов сгорания (факела), К; Тм — температура тепловос-
принимающей поверхности материала, К; Fn — площадь лучевосприни-
мающей поверхности, м2
Средняя температура продуктов сгорания (факела) определяется по
формуле
Гп.с ” V & ^гор ^отх > ?проц>
(2.2)
где <3 = 0,68-^0,96 — коэффициент смесеобразования (пирометрический
коэффициент): зависящий от вида топлива и топливосжигающих уст-
ройств; ТГОр - теоретическая температура горения топлива, К; TQTX -
средняя температура отходящих продуктов сгорания из рабочей каме-
ры установки, К; ТПр0Ц - температура технологического процесса, К;
т _ £н (1 - <7з-<7б) + 2физ , „
Г гор ~
с сп.с
где (?физ - физическая теплота предварительно подогретых компонен-
тов горения (топливо, воздух), кДж/м3; q3 и q6 — потери теплоты с
химическим недожогом топлива и расплавленной золой (при сжига-
нии твердого топлива); (?₽ ~ низшая теплота сгорания единицы коли-
чества топлива с учетом окисления компонентов шихты, кДж/м3
(кДж/кг); Кп.с — расход продуктов сгорания при сжигании единицы
количества топлива, м3/м3 (м3/кг); сп.с ~ теплоемкость продуктов
сгорания при ТГОр, кДж(м3 К).
Для определения 2фИЗ используется выражение
бфиз = Сф.т + Сф.в s (7т — То) + ^в с® (Тв — TQ), (2.4)
16
где ст, св — теплоемкости соотвеги веяно топлива и воздуха при темпе-
ратурах Тт (топлива) и Тв (воздуха): То = 273 К; ав - коэффици-
ент избытка воздуха; F°B - теоретический расход воздуха; м3/м3
(м3 /кг).
Из анализа уравнений (2 1) - (2 4) следует.
с увеличением температуры подо! рева воздуха (топлива) повыша-
ется температура продуктов ci орания. а значит, и интенсифицирует-
ся технологический процесс;
при постоянном коэффициенте смесеобразования для данного топ-
лива с заданным (>Р, неизменном (максимально возможном) подогре-
ве компонентов горения увеличение среднею температурного уровня
Гп.с может быть достигнуто лишь путем увеличения Тотх;
чем выше температурный уровень, на котором протекает техноло-
гический процесс (при = const; (?фИЗ = const), тем большим тепло-
отводом за пределы рабочей камеры он сопровождается и тем мень-
ше использование подведенной теплоты в технологическом процессе;
превышение Тп<с над Тпроц диктуется условиями протекания тех-
нологического процесса и допустимостью работы выбранного рода ог-
неупорной кладки; с точки зрения ускорения процесса желательно
стремиться к увеличению разности Тп.с - ГПрОц;
при заданном значении Тотх из (2.2) может быть найдена темпера-
тура горения Тгор, при которой обеспечивается технологический про-
цесс, а по (2.3) и (2.4) — необходимые температуры подогрева ком-
понентов горения.
Из основного уравнения теплообмена (2.1) в высокотемператур-
ных технологических агрегатах (например, в нагревательных печах с
преобладающим теплообменом путем излучения) можно определить
изменение массового напряжения площади пода g, кг/м2 ч), при пере-
воде работы печи с режима с холодными компонентами горения (ин-
декс ”х”) на режим с горячими (индекс ”г”):
На основе тепловых балансов tcxhojioiической камеры для случая
работы на холодном и горячем воздухе (топливо не подогревается)
расходы топлива составляют
> _ £?кам. х
(Z/1 г) (1 i^p + </тд|) 1'п с
=
£?кам. г
[Нх-Цг(\- rp)| (1 „) » ,, с
(2 6)
(2.7)
17
где — энергетический коэффициент полезного теплоиспользования
в воздухоподогревателе; rp = Q^TI(Я2 Кп.с) — коэффициент исполь-
зования теплоты отходящих из технологической камеры продуктов
сгорания с энтальпией Н2 (коэффициент регенерации) для подогрева
компонентов горения; здесь брег — регенерированная теплота; Нх =
= Q н/ ^п.с ~ начальная энтальпия продуктов сгорания; <?р, <7Т п — тепло-
ты экзо- и эндотермических реакций и технологической продукции,
отнесенные к теплоте сгорания топлива.
Из (2.6) и (2.7) определяется экономия топлива, %, полученная
в результате подогрева компонентов горения отходящими газами:
дв = = [ 1 _ -----2---------------). юо.
\ бкам.х 1+<£р rp#2/(#i - #2) / (2 8)
Энергоэкономичность и эффективность регенеративного внутрен-
него теплоиспользования иллюстрируются результатами расчета
(рис. 2.1) основных показателей нагревательной печи при следующих
условиях: Q$H = 7500 кДж/м3; а = 1,1; температура нагрева материала
Тм = 1100 К; р = 0,86; ТОТх = МН К; gx = 250 кг/(м2 ч); изменение
энтальпии материала в процессе нагрева ДЯ = 870 кДж/кг; </>р = 0,9;
= 1525 К; подогрев воздуха изменяется от 273 до 775 К.
Из рис. 2.1 видно, что при работе нагревательной печи на горячем
воздухе все технико-экономические показатели печи улучшаются по
сравнению с показателями при ее работе на холодном воздухе.
Следует также иметь в виду, что единица использованной теплоты
отходящих продуктов сгорания для внутреннего теплоиспользования
(подогрев компонентов горения) замещает в основном технологичес-
ком агрегате 1,5—2,0 единицы теплоты исходного топлива. Вместе с
тем необходимо отметить, что возможности регенерации теплоты от-
ходящих продуктов сгорания ограничены. Степень использования теп-
лоты отходящих газов можно оценить коэффициентом регенерации,
Рис. 2.1. Основные показатели нагре-
вательной печи при работе на горя-
чем воздухе:
1 - относительное изменение мас-
сового напряжения площади пода
печи; 2 - относительное изменение
расхода топлива; 3 — температура от-
ходящих газов из рабочей камеры
18
представляющим собой долю теплоты отходящих продуктов сгора-
ния, использованной для указанных выше целей:
_ (?рег _ Ивсв(Тв - 7о) + <Г<П' ~ ?о) (2 9)
С?ОТХ I/ ОТХ z'7'ОТХ 7’Л\
отх %.с сп с(Л| с -- 'о)
где Срег ~ количество ре юнериро ванной теплоты отходящих газов
технологическому процессу, кДж/м3; Сотх ” количество теплоты,
подведенной к регенеративной установке, кДж/м3; с ~ объем про-
дуктов сгорания от сжигания единицы количества топлива, м3/м3;
Ив ~ расход воздуха для сжшания единицы количества топлива,
м3/м3; св, сг, сп - соответственно теплоемкости воздуха, топлива
и продуктов сгорания, кДж/(м3 К); Ти с, Тв, Тг - соответственно
температуры продуктов сгорания, подогретого воздуха и топлива,
К; То = 273 К - температура начала отсчета
Значения г обычно не превышают 0,4-0,6 [16]. Возможность внут-
реннего регенеративного теплоиспользования увеличивается при при-
менении химической и термохимической регенерации.
Ограниченные возможности технологического (внутреннего) исполь-
зования теплоты отходящих газов высокотемпературных установок
обусловливают необходимость в ряде случаев дополнительного их внеш-
него технолш ического или энергетическою использования. На рис. 2.2
показаны принципиальные схемы такого комбинированного техноло-
гического и технологического и энергетического теплоиспользования.
Отходящие 1азы после технологической камеры ТК, в которой выраба-
тывается основной техноло! ический продукт (7?, проходят в общем
случае подогреватели сырья ПС, окислителя ПО, топлива ПТ и посту-
пают в устройство для внешнего технологического теплоиспользования
ВТТ, где вырабатывается дополнительная технологическая продукция
Рис. 2 2. Схема с внешним до-
полнительным теплоиспользо-
ван ием:
а - комбинированное техно-
логическое тепл ©использова-
ние; б - технологическое и
энергетическое тсплоиснользо-
вание
19
(2.10)
G^; или для внешнего энергетического теплоиспользования ВЭТ с полу-
чением дополнительной энергетической продукции G3.
Ири комбинировании различных технологических производств от-
ходы теплоты одного (головного) технологического процесса являют-
ся источником энергии для осуществления другого — последующего.
Например, отходящие газы после промышленной печи используют для
осушки какого-либо технологического сырья (продукта) без дополни-
тельных затрат топлива. Естественно, что в этом случае полезное тепло-/
использование для предприятия в целом складывается из полезного
тепловосприятия отдельных указанных технологических процессов.
Отходящие газы могут также использоваться, например, для предва-
рительного нагрева исходных технологических материалов в другом
технологическом процессе на данном предприятии. Такое дополнитель-
ное внешнее технологическое использование тепловых отходов, не
влияющее на работу основного технологического агрегата, является по
существу использованием его вторичных энергоресурсод. При таком
внешнем теплоиспользовании (2ВН, в единицах теплоты в единицу време-
ни, экономия условного топлива, кг в единицу времени, составляет
@вн ’ 100
Д5 = ------------,
29,317?зам
где 29,31 — теплота сгорания условного топлива, МДж/кг; 1?зам —
энергетический коэффициент использования теплоты (КИТ) замещае-
мой установки, %.
Для такого комбинированного технологического теплоиспользова-
ния суммарный энергетический коэффициент использования затрачен-
ной теплоты, %, составит
+ ^эн = ~~ 100 + 7Г~ 100’ (211)
Vpacx vpacx
где цЭ и _ соответственно коэффициенты использования теплоты
для основного и дополнительного внешнего технологических процес-
сов; QT и £вн — соответственно полезное тепловосприятие основного
и дополнительного технологических процессов в единицу времени;
Срасх — расход химически связанной теплоты топлива и теплоты эк-
зотермических реакций в основной технологической камере, а также
затраты энергии (теплоты) на собственные нужды.
Выражения (2.10), (211) справедливы при внешнем технологичес-
ком и энергетическом использовании тепловых отходов (для получе-
ния водяного пара или горячей воды, для нагрева теплофикационной
воды и др.).
В случае, когда указанная энергетическая продукция, полученная
за счет использования тепловых отходов, замещает на предприятии
20
аналогичную продукцию, полученную за счет пара из отбора турбин»
экономию топлива определяют ио выражению
А„ 0вн(1 -0) 100
дя =-------------------
29,31 Т?зам
(2.12)
где р = 0,2 *^0,4 — коэффициент, которым учитывают ухудшение рабо-
ты ТЭЦ при замещении отборного пара турбин.
Необходимо подчеркнуть, что по экономии топлива вариант до-
полнительного внешнего технологического использования тепловых
отходов имеет значительные преимущества в сравнении с вариантом
внешнего энергетического их использования. Это связано с тем, что
значение для замещаемой технологической установки обычно
меньше значения т?зам для энергетической. Например, для технологи-
ческой сушильной установки КИТ составляет 30—40, а для парового
или водогрейного котла 80-85% Таким образом, при одних и тех же
использованных тепловых отходах (?вн фактическая экономия топлива
при внешнем технологическом их использовании будет больше, чем
при внешнем энергетическом.
Для варианта внешнего энергетического использования тепловых
отходов следует также учитывать возможное ухудшение работы ТЭЦ
при замещении отборного пара турбины.
2.2. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ И ЭКСЕРГЕТИЧЕСКИЕ
ХАРАКТЕРИСТИКИ ТЕПЛОИСПОЛЬЗОВАНИЯ
Оценку эффективности использования теплоты в теплотех-
нологических установках независимо от их сложности основывают
обычно на первом законе термодинамики, т.е. составляют энергоба-
ланс, отражающий количественную сторону тепловых процессов в этих
установках. Однако все большее применение находит метод анализа
работы теплоиспользующих установок с учетом качественных разли-
чий располагаемых энергоресурсов и необратимости реальных рабочих
процессов на основе совместного использования первого и второго за-
конов термодинамики, получивший название эксергетического. Эксер-
гетический анализ позволяет учесть не только количественные, но и ка-
чественные характеристики располагаемых энерго ресурсов в различ-
ных элементах оборудования, степень их совершенства и необратимос-
ти отдельных процессов в этих элементах и в установке в целом [24,
18 и др.]
Термодинамическая оценка эффективности теплопотребляющих ус-
тановок основывается на двух системах коэффициентов эффективнос-
ти* энергетической (тепловой) и эксергетической. Если энергетичес-
кая система коэффициентов эффективности характеризует работу,
21
которой располагает система, то эксергетическая эффективность —
максимальную работу, которая может быть получена в системе. Так
как работа, которая может быть получена в системе, ниже той, кото-
рой располагает система, поскольку реальный процесс сопровождается
рядом необратимых потерь, эксергетические КПД имеют более низкие
значения по сравнению с энергетическими КИТ.
В общем случае эксергия (работоспособность) располагаемой теп-
лоты Q при температуре Т
(2.13)
где (1 — То/Т) — коэффициент качества теплоты при температуре ок-
ружающей среды То, зависящий от температуры Т. Он показывает,
какая часть полного количества теплоты Q может быть превращена в
работу. Напомним, что эксергия теплоты при температуре окружаю-
щей среды равна нулю.
Особенности энергетических и эксергетических характеристик про-
слеживаются на сравнительном анализе энергетического и эксергети-
ческого балансов. Энергетический (тепловой) баланс выражает закон
сохранения энергии и описывается уравнением, связывающим статьи
прихода и расхода теплоты.
Уравнение энергетического баланса для теплотехнологической ка-
меры в .единицах теплоты на единицу технологического продукта
(сырья), единицу времени или расхода топлива
Сх.т + бф.м + бф .г + Фэкз = С?т.п + бэнд + ео.с + бо.г + ^т .о.(2Л4)
где 2Х т - химически связанная теплота топлива; (?ф.м - физическая
теплота исходных технологических материалов на входе в камеру;
бф.г ~ физическая теплота компонентов горения; 0ЭКЗ - теплота
экзотермических реакций загружаемых материалов; QTn - теплота
технологического продукта на выходе из камеры; 0ЭНД “ теплота
эндотермических реакций загружаемых материалов; QOtC — отвод
теплоты в окружающую среду; (?0<г - отвод теплоты с отходящими
газами; S6T.o _ Другие тепловые отходы из технологической каме-
ры, характерные для данного конкретного технологического процес-
са. Например, при нагреве металла в нагревательной печи кроме ука-
занных затрат теплоты в рабочей камере на нагрев металла 2Т.П, отвод
теплоты в окружающую среду 2о.с и теплоты с отходящими газами
Qo r имеет место также теплоотвод с нагретой окалиной, образующей-
ся при нагреве металла, бок, выбивающими газами СВыб> охлаждаю-
щей водой отдельных элементов печи 0ОХЛ. Для плавильного про-
цесса тепловыми отходами из рабочей камеры являются также
теплота шлаков, вытекающих из камеры, и т.п.
Эксергетический баланс описывается выражением
^топл + + *ф.м + ГЭКз
22
~ ^Т.П "* ^энд ^О.С ^'О.Г S^T.O "* ^гор *" ^т-
(2.15)
? расход то или-
(?н “ удельная эксергия топлива, кДж/м3
где Етопл = Явтопл _ эксерги^ топлива, кВт, здесь В
ва, м3/с (кг/с); етопл * Р? - —°— ’
(кДж/кг);
^ф.г = ^ф.в + £ф.т s Ж^ф-в + <?ф,т) ” физическая эксер1ия ком-
понентов горения, здесь Кв - расход воздуха для сжигания единицы
топлива, м3/м3 (м3/кг); Сф.в, ^ф.т ~ удельные эксер!ии соответст-
венно нагретого воздуха и газа;
Аф.м = 2(^м/ем/) “ физическая эксергия исходных технолои-
ческих (шихтовых) материалов, поступающих в агрегат, здесь GM/- -
массовый расход /-го компонента шихтовых материалов; ем/ ~ удель-
ная эксергия /-го компонента шихтовых материалов;
Еэкз = 2 (<?м/еэк31) “ эксергия экзотермических реакций компо-
нентов загружаемых материалов, здесь еэкз/ удельная эксергия экзо-
термической реакции /-го компонента шихтовых материалов;
Ет п - расход эксергии для нагрева технологического продукта;
Еэнд = 2 (С7м/е)энд/ - расход эксергии на эндотермические ре-
акции;
Ео с = 0о.с 0 ~ Г0/Тп с) потеря эксер1ии в камере печи вслед-
ствие теплообмена с внешней средой, здесь Qo с суммарный отвод
теплоты в окружающую среду (принимается по энергетическому балан-
су), кВт; То - температура внешней среды; Тп.с - средняя термоди-
намическая температура продуктов сгорания;
Т’п.С = (Лор.Г ” 7отх)/1п (^гор.г/^отх) >
„ ^н + <2ф
Тгор.г = -------— — температура горения топлива при нагретых
п.с еп.с
компонентах горения; Тотх - температура продуктов сгорания па
выходе из рабочей камеры; (1 ~7о/Гпс) — коэффициент качества
теплоты при температуре окружающей среды;
Eq ! = потеря эксергии с отходящими продуктами
сгорания;
ЁЕТ.О = SGt.o^t.o ~ расход эксергии на нагрев технологических
отходов;
ЕГор = В(е?*¥зев- ^п.сеп.с) - потеря эксергии из-за необрати-
мого процесса горения топлива, здесь Кп<с - расход продуктов сгора-
ния при сжигании единицы топлива, м3/м3 (м3/кг); еЛс - удельная
эксергия продуктов сгорания, кДж/м3;
* Стро го говоря, приближенное равенство етолл справедливо лишь для
углей, метана, коксового и светильного газа; для жидкого топлива етопл =
- 0,975Q^\ для газов, имеющих более одного атома углерода, етопл = 0,950^.
23
~^П.С - - ^т.п ~ *о.с -ЯГп.с (епХс ~ еп?сХ) ~ ^м - ^о.с
потеря эксергии вследствие теплообмена продуктов сгорания с нагре-
ваемым материалом.
Удельная эксергия системы или потока в общем случае определяет-
ся по формуле
е = h - h0 - Tq (s - s0), (2 16)
в которой h, s - соответственно энтальпия и энтропия при параметрах
состояния системы или потока, а Ло и s0 - энтальпия и энтропия системы
или потока при равновесии их с окружающей средой при температуре
То. Значение энтропии в (2.16) принимают по справочным материалам.
При отсутствии данных разность энтропий можно приближенно опреде-
лить по выражению
2,31g (Т/То),
где Срт — средняя изобарная теплоемкость данного вещества при тем-
пературе, Т, кДж/ (м3 ♦ К). *
Примеры энергетического и эксергетического балансов для методи-
ческой нагревательной печи приведены в табл. 2.1 и 2.2. Масса нагре-
ваемого металла (технологического продукта) 130 т/ч. Топливо - ма-
зут с Q? =39 МДж/кг. Расход мазута 3950 кг/ч. Температура металла
на выходе из печи 1443, температура отходящих газов 1073, температу-
ра нагретого воздуха 623 К. Физическая теплота топлива 0ф,т = 0; фи-
зическая теплота исходных технологических материалов Сф.м = 0.
Угар металла 1,5% [18].
Сопоставляя энергетический (тепловой) и эксергетический балансы
рассматриваемой нагревательной печи, можно отметить следующее.
Таблица 2.1. Энергетический баланс нагревательной печи
Статьи прихода кВт % Статьи расхода кВт %
Химическая тепло- 42805,6 82,0 Теплота нагрева металла 28916,7 55,4
та топлива (?х.т физическая теплота 6361,1 12,2 (?т.п Энтальпия отходящих 17361,1 33,3
воздуха 2ф>в Теплота экзотер- 3055,6 5,8 газов 2ОфГ Теплота на нагрев окали- 916,7 1,8
мических реакций бэкз Всего 52222,3 100 ны <?ок Теплоотвод через кладку бо.с Теплоотвод с выбивающи- мися газами (2выб Теплоотвод с охлажде- нием элементов печи (?охл Всего 1694,4 555,6 2777,8 52222,3 3,2 1,0 5,3 100
24
Таблица 2.2 Эксергетический баланс нагревательной печи
Статьи прихода кВт % Статьи расхода кВт %
Эксергия топлива ^топл 41722,2 88,1 Эксергия металла FTn 17222,2 36,4
Эксергия воздуха 2000,0 4,3 Эксергия отходящих газов £'0.Г 8638,9 18,2
Эксергия окисления металла £зкз 3611,1 7,6 Эксергия окалины £ок Потеря эксергии через кладку F0<c Потеря эксергии с выби- вающимися газами £ВЫб Потеря эксергии с охлаж- дающей водой £’охл Потеря эксергии от необ- ратимости горения ^гор Потеря эксергии от нерав- новесного теплообмена Ят 666,7 1388,9 500,0 2277,8 7277,8 9361,0 1,4 2,9 1,1 4,8 15,4 19,8
Всего 47333,3 100 Всего 47333,3 100
Коэффициент полезного использования теплоты топлива (КИТ), %,
в соответствии с табл. 2.1 составляет
« = 100= 67,6,
а с учетом экзотермических реакций (тепловыделения при угаре ме-
талла)
г?т = ——------ 100 = 63,1.
Сх.Т+ (?экз
Угар металла, связанный с тепловыделением, приводит к некоторо-
му снижению расхода топлива на процесс, что и следует их энергети-
ческого баланса печи. Однако угар металла является безусловно неже-
лательным: метод эксергетического анализа позволяет показать, что
он приводит и к дополнительным потерям эксергии. В соответствии с
табл. 2.2 эксергетический КПД печи с учетом угара металла составит
Пэке = *-У~Э-К? 100 = 32,6.
£ТОПЛ
Таким образом, эксергетический КПД составляет 32,5 против 67,6%,
полученного на основе энергетического баланса (КИТ). Низкий эксер-
гетический КПД нагревательной печи обусловлен большими потерями
эксергии от необратимости процесса горения (17,4%), неравновесного
25
теплообмена (22,4%), а также повышенными потерями с отходящими
газами (20,7 %), что связано с высокой температурой отходящих га-
зов (1073 К). Угар металла приводит к снижению эксергетического
КПД на 8,7%, Указанные потери (кроме потерь с отходящими газами)
в энергетическом (тепловом) балансе вообще не находят отражения,
Эксергетический анализ теплотехнологических установок позволяет
наметить некоторые рекомендации по термодинамическому их совер-
шенствованию. Например, для уменьшения потерь эксергии от необ-
ратимости процесса горения сжигание топлива необходимо осуществлять
с максимальным предварительным подогревом компонентов горения.
Для уменьшения потерь эксергии от необратимости процесса тепло-
обмена необходимо стремиться осуществлять теплообмен с минималь-
ным перепадом температур между теплоносителями. При этом, одна-
ко, следует отметить, что при выборе оптимальной технологической
схемы наряду с показателями термодинамической эффективности
должны учитываться технико-экономические факторы, а также экс-
плуатационная надежность установки.
Эксергетический баланс агрегата с технологическим и энергетичес-
ким теплоиспользованием рассматривается в гл, 4.
2.3. ХАРАКТЕРИСТИКА ОТХОДЯЩИХ ГАЗОВ
ТЕПЛОТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСТАНОВОК
Целесообразность и эффективность использования теплоты
отходящих газов для внешних технологических и энергетических це-
лей зависят от температуры отходящих газов Т0.г, тепловой мощности
отходов 0ВН и режима их поступления в теплоиспользующую установку.
Температура отходящих газов характеризует их работоспособность
Е0.п которая определяется выражением
*О.Г = бвнО — Tq/Tq.v) ,
где То - температура окружающей среды. Температура отходящих га-
зов ТОоГ предопределяет также возможность выработки теплоносителя
тех или иных параметров.
Тепловая мощность отходящего от теплотехнической установки га-
зового потока 2ВН> зависящая от расхода отходящих газов и их темпе-
ратуры, оказывает существенное влияние на экономику теплоиспользо-
вания. Выход отходящих газов зависит от количества сжигаемого топ-
лива в технологической установке и от выхода шихтовых газов, об-
разуемых при термической обработке исходных технологических мате-
риалов. Большое количество шихтовых газов образуется, например,
при плавке сульфидных руд цветных металлов, кислородной продув-
ке сталеплавильных конвертеров для передела чугуна в сталь.
Непрерывность и стабильность выхода газов из технологической ус-
тановки является условием их эффективного использования в КУ.
26
Цикличность работы технологической установки — источника тепло-
вых отходов — создает значительные трудности при использовании га-
зов, как это имеет место в кислородных сталеплавильных конверте-
рах. В ряде случаев при цикличности выхода газового потока исполь-
зование его практически невозможно.
Расход газов, м3/с, поступающих в КУ, в общем случае можно опре-
делить по формуле
2 Нт.с = 5(КПТС + + F“P)(1 -гвыб),
где В — расход топлива в головной теплотехнологической установке,
м3/с (кг/с); Рп.с “ выход продуктов сгорания при сжигании единицы
количества топлива, м3/м3 (м3/кг); Е“ — выход шихтовых газов и
Eg Р — присос воздуха по газовому тракту до КУ, отнесенные к едини-
це топлива, м3/м3 (м3/кг); ^выб ~ коэффициент выбивания газов
из камеры печи.
Выход продуктов сгорания, м3/м3 (м3/кг), от сжигания единицы
объема или массы топлива определяют по формуле
ИГс = Pro2 + ^Н2О + F°2 + (а- 1) FB° ,
где Ero2 —объем трехатомных сухих газов; Рн2о - объем водяных
паров; — количество азота при «« 1; V* — теоретический расход
воздуха на единицу количества сжигаемого в технологической уста-
новке топлива; а — коэффициент избытка воздуха.
Подсос воздуха в газоходы за камерой технологической установ-
ки (печи) (а > 1) снижает температуру продуктов сгорания на входе
в КУ, а следовательно, тепловую ценность этих газов как теплоносите-
ля. Подсос воздуха приводит также к увеличению теплоотвода с уходя-
щими продуктами сгорания, росту аэродинамического сопротивления
по газовому тракту котла и, следовательно, увеличению расхода электро-
энергии на привод тягового устройства.
Выход шихтовых газов определяется испарением влаги шихты, раз-
ложением карбонатов кальция и магния, окислением углерода, серы
и других компонентов исходных шихтовых материалов и др.
Расход шихтовых газов, м3/м3 (м3/кг) рассчитывают по формуле
ГШ= K“+r“ + F“n, (2.17)
где — объем шихтовых газов, образующихся при окислении горю-
чих компонентов шихты; V™ — то же при разложении части шихты;
^исп “ т0 же ПРИ испарении части шихты.
Объем присосанного воздуха определяют по формуле
FBP =ДаКв, (2.18)
где Да = ап — аКу — разность коэффициентов избытка воздуха на вы-
27
ходе из рабочей камеры печи и на входе в КУ; — теоретический рас*
ход воздуха, необходимого для сжигания единицы количества топлива.
Состав других компонентов продуктов сгорания рассчитывают по
формулам, приведенным в гл. 5.
Энтальпия продуктов сгорания, кДж/м3 (кДж/кг), на входе в КУ
Яп.с = Нп.с +ЯВ° (а- 1) +Яун, (2 19)
где Яп.с ~ энтальпия продуктов сгорания при а = 1, определяемая по
формуле
#п.с = (^RO2cro2 + eN1 + ^Н2ОсН2о) (Г - Го),
Н* - энтальпия теоретического объема воздуха,
= И°св(Г-Т0);
Яун - энтальпия уноса, содержащегося в продуктах сгорания и отне-
сенная к единице количества топлива,
Яун = Мунсун(Г— То)»
здесь дун - количество уноса в отходящих газах, кг/м3 (см. табл. 2.3
и 2.4); сун - удельная теплоемкость уноса, кДж/(кг К).
Важной особенностью отходящих производственных газов в ряде
случаев является содержание в них полидисперсного уноса с преобла-
данием очень мелких частиц, находящихся в твердом, жидком и газо-
образном состояниях. Технологический унос образуется в результате
выноса газовым потоком мелких частиц шихты, окалины, расплавлен-
ного металла или шлака, и также испарения и возгонки металла в пла-
вильных металлургических печах. Большое влияние на вынос этих
частиц оказывает скорость газового потока в технологической камере.
Существенное значение имеет растрескивание исходного шихтового
материала под влиянием внутреннего газообразования и температур-
ных напряжений, возникающих при его нагревании. Получающиеся
при этом мелкие частицы выносятся за пределы рабочей камеры печи.
Вынос жидких частиц технологического расплава имеет место в пла-
вильных печах, главным образом в периоды кипения или продувки
расплавленного материала. В этих же печах наблюдается также частич-
ное испарение технологического материала из-за высокой его темпера-
туры. При этом в рабочей камере отдельные составляющие расплавляе-
мого материала могут находится в парообразном состоянии. Образовав-
шиеся при плавлении возгоны уносятся из рабочей камеры отходящи-
ми газами и далее при снижении температуры в них конденсируются
с образованием мелкодисперсных жидких и твердых частиц, измеряе-
мых долями микрометра.
28
Размеры частиц уноса зависят от режима работы печи. Так, напри-
мер, в отходящих газах мартеновской печи в период завалки шихты
содержится большое количество крупных частиц известняка разме-
ром до 600—800 мкм, причем частицы менее 10 мкм составляют все-
го 10—15%. В период плавления, когда роль паров оксидов железа в
образовании уноса повышается, фракция с размером частиц до 10 мкм
составляет 33-38%. При продувке ванны кислородом частицы ме-
нее 10 мкм составляют 66,5 %.
Химический состав уноса, который получается в результате механи-
ческого выноса частиц исходной шихты, примерно такой же, как хими-
ческий состав материалов шихты. Химический состав уноса, образую-
щегося в результате возгонки металлов и обладающего большой дис-
персностью, отличается от исходных материалов шихты в результате
смешения уноса с возгонами металлов.
Указанные особенности отходящих газов должны быть учтены при
использовании их теплоты в теплообменных аппаратах, устанавливае-
мых за печью, в частности в КУ. При рассмотрении вопросов, связан-
ных с загрязнением поверхностей нагрева КУ, следуем учитывать не
только физико-химическоие свойства уноса, его гранулометрический
и минералогический составы, агрегатное состояние частиц уноса, темпе-
ратуру газового потока и поверхности нагрева, но и аэродинамику
запыленного потока, геометрию поверхности нагрева и характер ее
омывания.
Загрязнение поверхностей нагрева заметно ухудшает условия экс-
плуатации теплоиспользующих установок и технологического агрега-
та, а также снижает их экономичность и мощность.
Внешнее загрязнение поверхностей регенераторов, выполненных
из кирпича, и рекуператоров, изготовленных из керамики, мало ска-
зывается на их тепловой мощности, так как эти поверхности работают
при незначительных интенсивностях теплопередачи. Основное воздей-
ствие уноса на керамические устройства — шлакоразъедание и шлако-
вание, заметно сокращающие срок их службы. Особенно велико влия-
ние загрязнений и разрушающее воздействие уноса на металличес-
кие поверхности нагрева.
В камерах радиационного охлаждения перенос загрязняющих час-
тиц к поверхности нагрева осуществляется преимущественно под воз-
действием турбулентной диффузии. Загрязнение радиационных поверх-
ностей нагрева резко усиливается при инерционном набросе уноса на
экранирующие поверхности. Загрязнение экранных поверхностей нагре-
ве может снизить их тепловосприятие в 2—3 раза по сравнению с тепло-
восприятием чистых поверхностей.
Закономерности процесса загрязнения труб в конвективных газо-
ходах определяются силами инерции частиц уноса, турбулентной диф-
фузией и электростатическими силами притяжения. Согласно сущест-
вующим представлениям частицы уноса, достигшие поверхностей на-
29
Таблица 2.3, Характеристики отходящих газов, используемых в котлах-утилизаторах для черной металлургии
Техно логиче ский процесс Расход газов, (м3/ч) Ю3 С02 Состав газ СО юв, % о2 n2 Температу- ра газов, К Запылен- ность газов, г/м3 Примечание
Обжиговые печи 16-20 15,0 1,0 0,3 82,0-83,0 875-1175 0
Металлонагреватель- ные печи Мартеновские печи вместимостью, т: 40-150 12,0 5,5 72,0 925-1125
80 - 200 40-80 16,0-17,0 0,1-0,3 1,9-3,4 80,0-82,0 675-1125 До 24 Без кислородного дутья
— 3,0-4,0 0,3-0,8 0,3-0,8 14,0-16,0 775-875 0-2 С кислородным дутьем
250-900 Конвертеры1 вмести- мостью, т: 80-125 16,0-17,0 3,5 0,1-0,2 0,5 1,5-3,0 0,5 80,0-82,0 16,0 675-1125 775-875 До 20 0-2 Без кислородного дутья С кислородным дутьем
100—150 — 10,0 90,0 — — 1775-2075 До 120 —
300-400 18-28 12,0 84,0 3,4 0,45 1875-2075 До 150
Установки для сухого тушения кокса До 65 18,0-18,5 0,1-0,2 0,8 1,0 80,6-80,8 825-1075 8-15 Пыль кокса
Вагранки для плавки чугуна2 4-15 9,0-13,0 12,0-21,0 — 65,0-80,0 1075-1275 До 30 —
1 Конвертерный газ, - 1 ОН2 МДж/м3.
2 Ваграночный газ, = 1, Н-1,6 МДж/м3 ♦
Таблица 2.4. Характеристики отходящих газов, используемых в котлах-утилизаторах для цветной металлургии
Технологический процесс Расход газов, ж- (м3/ч) • 103 Состав газов, % О2 n2 Температура газов, К Запыленность газов, г/м3
СО2 СО SO2 so3 Н2О
Обжиг в кипящем слое 12-16 - — 0-10,0 0,1-0,2 5-8 3-4 75-78 1075-1125 150-200
Шахтная медная пи- ритная плавка 40-80 6-12 — 2,0-5,0 — 5-6 8-10 74-76 875-975 От 0,8-1 До 9,5-12
Отражательная мед- ная плавка 80-120 13-16 0-1,0 0,5-2 — 8-17 0,5-3 70-75 1475-1575 20-30
Кислородная взвешен- ная медная плавка 12-15 — — 75,0-85,0 2-1,0 — 3-5 10-20 1475-1675 200-250
Конвертирование медных штейнов 20-40 — — 10,0-18,0 0,1-0,2 0-1,4 0,3-7 80-85 725-875 3-3,5
Огневое рафинирова- ние меди 8-15 11-13 0-0,5 0-0,1 — 8-10 0-3 74-76 1450-1475 1-2
Шахтная никелевая плавка 60-80 9-19 5,0-21,0 0,1-0,2 — 1-2 0,5-8 70-75 425-1025 От 0,8-1 до 9,5
Шахтная свинцовая плавка 12-20 10-13 1,5-20,0 0,1-0,2 — 1-2 1-10 70-75 375-875 От 0,8-1 до 9,5
Фыомингование шлаков 40-50 12-14 0-12,0 0,05-0,3 — 6-10 0-3 65-75 1425-1525
Технологический Расход Состав газов, % Темпе-
процесс (м3/ч)403 СО2 со Н2 H2S С2н4 n2 сн4 Н2О О2 SO2 ратура, SO3 газов, К
Производство азотной кислоты 9,0 — 9,0-11,0 - “ — 65,0-68,0 - 17,0-21,0 4,0-6,0 — — 1075
То же, за газовой турбиной 67 2,5 — — 89,0 5,5 3,0 — - 680
Конверсия метана и оксида углерода1 45-50 — 14,0-18,0 35,0-45,0 - — 2,0-3,0 0,2-0,3 32,0-43,0 2,0-3,0 — — 550
Сажевое производ- ство2 3 80 4,5 16,2 12,4 0,3 1,7 64,9 — 0,3 - — 440
Обжиг серного кол- чедана Сжигание серово- дородного газа3: 40 50 80,0 3,6 2,9 13,5 1125
на входе в котел 6,0 — 1,0 91,0 2,0 ** - — — —
на выходе из котла - - — — — - 74,0 11,5 4,3 10,0 0,2 —
1 Конверсия метана, = 10*12 МДж/м3.
2 Отбросный газе сажевого производства, Qjj - 2,6*3,5 МДж/м3.
3 Сероводород, Q$ = 5,6*6,1 МДж/м3.
грева, удерживаются молекулярными и электростатическими силами.
Интенсивность сыпучих загрязнений на конвективных поверхностях
нагрева зависит от скорости газов, 1еометрии пучка и содержания в
уносе мелких оседающих фракций и крупных частиц, разрушающих
отложения.
В зонах с низкими скоростями газов происходит рост за1рязнений,
приводящий, как правило, к забиванию межтрубных промежутков
При коридорно-ширмовом расположении труб в конвективных нуч*
ках лобовые и тыльные отложения могут иметь в зависимости от ско-
рости газов высоту от 10 до 150 мм с различной степенью плотности
Боковые отложения обычно не превышают 0-10 мм
В эксплуатационных условиях внешнее загрязнение поверхностей
нагрева неизбежно сопровождается увеличением аэродинамическо! о
сопротивления установки, что приводит к необходимости снижения
расхода топлива, так как запас тяговых устройств по давлению и по-
даче обычно ограничен. Поэтому требуется систематическая очистка
поверхностей нагрева от внешних отложений [28].
Характеристика отходящих газов, используемых в КУ для черной
металлургии, приведена в табл. 2 3, для цветной металлурги - в
табл. 2.4, для химической промышленности - в табл. 2.5.
Глава третья
КЛАССИФИКАЦИЯ И КОНСТРУКЦИИ
КОТЛОВ-УТИЛИЗАТОРОВ
3.1. НАЗНАЧЕНИЕ И КЛАССИФИКАЦИЯ КОТЛОВ-УТИЛИЗАТОРОВ
Котлы-утилизаторы [3,6-8,13, 27] применяют для внешней
энергетической утилизации тепловых отходов различных теплотехно-
логических установок, не используемых или частично используемых
для регенерации в технологическом процессе
Основными тепловыми отходами, или вторичными энерюресурса-
ми, являются: физическая теплота отходящих газов (иногда содержа-
щих и химическую теплоту), теплота технологической продукции,
теплота шлаковых отходов, теплота рабочих тел систем принудитель-
ного охлаждения технологических камер.
Характерной отличительной особенностью КУ является отсутствие
у них топочного устройства для сжигания топлива (за исключением
случая работы на отходящих газах, содержащих кроме физической и
химическую теплоту в виде горючих составляющих, которые целесооб-
разно дожечь).
Использование тепловых отходов в КУ обеспечивает получение до-
полнительной продукции в виде энергетического или технологичес-
2-6798 33
кого пара, горячей воды, неводяного технологического теплоносителя
и т.п., что приводит к экономии топлива на предприятии.
В качестве дополнительного внешнего теплоиспользующего устрой-
ства КУ обычно не оказывает влияния на характер основного техноло-
гического процесса. Однако в ряде случаев КУ способствует улучше-
нию условий работы технологического агрегата. Так, например, рас-
положение КУ за мартеновской печью дает возможность на охлажден-
ных уходящих газах установить дымосос, что благоприятно сказыва-
ется на работе печи (улучшает тягу).
В соответствии с ОСТ.30.135—84 [26] КУ классифицируют:
по типу теплообмена в КУ (радиационные, радиационно-конвектив-
ные и конвективные);
по конструктивному выполнению (водотрубные и газотрубные);
по компоновке и конструктивным особенностям газотрубных КУ
(горизонтальные, горизонтальные с барабаном-сепаратором, вертикаль-
ные с барабаном-сепаратором);
по принципу циркуляции воды (с естественной, принудительной и
комбинированной циркуляцией и прямоточные);
по компоновке газоходов (П-, Г-, Т-, Л-, У-образные, башенные, го-
ризонтальные и др.);
по виду сжигаемого и охлаждаемого технологического материала
(например, сжиганию сероводородных газов, газов переработки неф-
ти, загрязненных стоков, охлаждению конвертерных газов, охлажде-
нию отходящих технологических газов, охлаждению газов сухого ту-
шения кокса и пр.);
по типу крепления поверхностей нагрева;
по типу установки (открытая, полуоткрытая, закрытая);
по способу организации тяги (уравновешенная, под разрежением,
с наддувом);
по исполнению (для сейсмических и несейсмических районов);
по степени освоения в производстве (головные, опытно-промыш-
ленные, серийные).
Конструкция КУ и режим их работы определяются особенностями
греющего теплоносителя, т.е. зависят от технологического агрегата-
источника ВЭР. Несмотря на большое многообразие технологических
процессов и агрегатов, устанавливаемые за ними КУ в зависимости от
важнейшего параметра — начальной температуры греющего теплоноси-
теля — делятся на две группы:
низкотемпературные КУ с начальной температурой теплоносителя
Тг< 11004-1200 К;
высокотемпературные КУ с начальной температурой теплоносителя
Гг> 14004-1500 К.
В низкотемпературных КУ в указанных температурных условиях пе-
редача теплоты поверхностям нагрева осуществляется в основном за
34
чет конвекции, а в высокотемпературных КУ — в основном за счет ра-
1ИЛЦИИ.
Но параметрам получаемого пара КУ можно разделить на котлы с
низкими параметрами (р - до 1,5 МПа, Тп.п — до 600 К) и с повышен-
ными параметрами (р>4,5 МПа, Тп.п >725 К).
Отходящие газы теплотехнологических процессов и агрегатов мо-
гут содержать агрессивные газообразные составляющие (SO2, SO3,
HF и др.), горючие газы (СО, Н2, H2S и др.), а также унос в твердом
или жидком состоянии, что оказывает влияние на выбор конструкции
и режимных параметров КУ.
3.2. ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКИЕ И КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ
КОНВЕКТИВНЫХ КОТЛОВ-УТИЛИЗАТОРОВ
3.2.1. Особенности использования низкотемпературных
газов в котлах-утилизаторах
При использовании теплоты низкотемпературных отходящих
газов (Гг < 1100-М 200 К) устанавливаемые для этого КУ содержат
обычно водонагревательные (экономайзерные) и испарительные по-
верхности нагрева и пароперегреватель. Глубина охлажения отходя-
щих газов в КУ зависит от соотношения D/ Кг, где D — паропроизводи-
тельность котла, кг/ч; Кг - расход греющего газа теплоносителя,
м3/ч. Как показано в [17], с уменьшением начальной температуры
греющих газов Тг существенно увеличивается расход газа-теплоноси-
теля, необходимого для выработки единицы пара, а соотношение
D/ Vr (при D = const) соответственно уменьшается. Так, если для обыч-
ных паровых котлов на органическом топливе параметр D/ Vr 1, то
при использовании для получения пара низкотемпературных отходящих
газов (Тг = 750^850 К) он составляет 0,12—0,15.
При расположении поверхностей нагрева в низкотемпературном КУ
по схеме, показанной на рис. 3.1, температура газов за экономайзером
(температура уходящих газов) определяется зависимостью
7у.г - Ти + ДТМИН -
D (^н ~ ^п.в)
Игсг
где Тн - температура насыщения при давлении вырабатываемого пара,
К; &п.в и — соответственно энтальпии питательной воды на входе в
экономайзер и кипящей воды, кДж/кг; ДГМИН - экономически целе-
сообразная минимальная разность температур между газом и Тн, К;
сг - средняя теплоемкость газов, кДж/(м3 К).
Из формулы следует, что температура уходящих газов за КУ зави-
сит от Тн, которая в свою очередь зависит от давления пара в систе-
ме, начальной температуры питательной воды, соотношения D/Vr.
35
Рис. 3.1. Последователь-
ность включения и усло-
вия охлаждения газов в
низкотемпературных КУ’
а - схема включения
поверхностей нагрева
котла; б - график рас-
пределения температур;
1 - пароперегреватель;
2 испарительная по-
верхность нагрева; 3 -
экономайзер
В связи с этим для низкотемпературных КУ, т.е. при малых значениях
£>/Кг,установка отдельных экономайзерных поверхностей оказывает-
ся малоэффективной, так как газы охлаждаются в них незначительно.
С повышением начальной температуры греющего теплоносителя и уве-
личением при этом D/ Vr обеспечивается более глубокое охлаждение
отходящих газов.
Использование низкотемпературных газов предопределяет целесо-
образность для интенсификации теплообмена применения в КУ трубок
малого диаметра (25—32 мм), поперечного омывания их газами, зме-
евиковых конструкций поверхностей нагрева, а для повышения надеж-
ности работы — применения принудительной циркуляции пароводяной
смеси, хотя в горизонтальных газотрубных КУ используется естествен-
ная циркуляция. Повышение скорости газов (более 3—4 м/с) лимити-
руется возрастающими при этом газовыми сопротивлениями (пропор-
ционально квадрату скорости) и увеличением потребления энергии на
тяговые средства, особенно с учетом увеличенного объема газов на еди-
ницу вырабатываемого пара
Применяемые на практике различные типы низкотемпературных
газотрубных горизонтальных и вертикальных КУ и водотрубных КУ
рассматриваются ниже в данной главе. Отдельные рассматриваемые
здесь КУ являются элементами энерготехнологических агрегатов
(см. гл. 4).
3.2.2. Газотрубные горизонтальные котлы-утилизаторы
Газотрубные КУ широко распространены во многих от-
раслях промышленности. Продукты сгорания (отходящие техноло-
гические газы) в этих КУ проходят внутри труб, размещенных в во-
дяном объеме барабана. Эти котлы не требуют специальной обмуров-
ки, характеризуются высокой газоплотностью, простотой изготовле-
ния, монтажа, обслуживания и пониженными требованиями к питатель-
ной воде.
36
К основным недостаткам КУ подобного типа относятся низкий ко-
эффициент использования теплоты отходящих от технологических агре-
гатов газов (50—60%), низкий паросъем с единицы поверхности нагре-
ва, достигающий 12 кг/(м2*ч), высокий удельный расход металла на
выработку пара (до 8 кг/(кг ч)). К недостаткам следует также отнести
низкий предел давления вырабатываемого пара (всего 1,5—2,0 МПа)
из-за наличия цилиндрического корпуса (барабана) большого диамет-
ра, ограниченный пропуск отходящих газов - не более 30-40 тыс. м3/ч.
Кроме того, внутренние поверхности труб, газотрубных котлов быстро
заносятся уносом, поэтому необходимо применять частые чистки труб
с затратой значительного количества ручного труда и времени (5—6 ч).
В связи с этим применение газотрубных котлов для использования низ-
котемпературных производственных газов целесообразно для установок
небольшой мощности, особенно тогда, когда греющие газы имеют повы-
шенное давление или содержат взрывоопасные или ядовитые компо-
ненты.
В зависимости от конструктивного оформления газотрубные котлы
делят на горизонтальные и вертикальные. Основные теплотехнические
и конструктивные характеристики горизонтальных одно- и двухбара-
банных газотрубных КУ приведены в табл. 3.1, а вертикальных — в
табл. 3.2.
В типоразмерах газотрубных котлов в табл. 3.1 и табл. 3.2 буквы
означают: Г — горизонтальный; В — вертикальный; Б — с дополнитель-
ным барабаном-сепаратором; И —с испарительным предвключенным
пучком; Э — с экономайзером; П — с пароперегревателем; С — для
охлаждения серных газов. Для газотрубных энерготехнологических
агрегатов (см. гл. 4) буквы дополнительно обозначают: Т — с топкой;
Ц — с циклонной камерой сгорания. Все газотрубные котлы имеют ес-
тественную циркуляцию. Цифра после букв Г и В означает площадь
поверхности нагрева газотрубного котла, м2.
К газотрубным горизонтальным однобарабанным КУ с естественной
циркуляцией относятся агрегаты типов Г-250, Г-250П, Г-345, Г-345П,
Г-550П и др., предназначенные для выработки насыщенного, а при на-
личии пароперегревателя — перегретого пара за счет использования теп-
лоты технологических газов в химической, нефтехимической, метал-
лургической и других отраслях промышленности.
На рис. 3.2 показан котел Г-250 без пароперегревателя, а на рис. 3.3 —
котел Г-250П с пароперегревателем, который располагается во входной
камере котла. Площадь испарительной поверхности нагрева котла
250 м2 ♦ Отходящие газы технологического агрегата поступают во вход-
ную камеру, омывают пароперегреватель (в котле Г-250П), проходят
через трубы и через выходную камеру удаляются в атмосферу. Испари-
тельная поверхность нагрева выполнена из труб 50 мм с толщиной
стенки 3 мм.
37
Таблица 3.1. Теплотехнические и конструктивные характеристики газотрубных горизонтальных КУ
Типораз- мер котла Паропро- изводи- тельность, т/ч Параметры пара _ Состоя- ние пара _ 2 Площадь поверхности нагрева, м Характеристика используе- мых газов
Давле- ние, МПа Темпе- ратура, радиа- цион- ной конвек тивной пароле - ’регрева- теля эконо- майзе- ра возду* хопо- догре- вате л я Расход, тыс.м3 /ч Темпера- тура на входе, °C Темпера- тура на выходе, °C
Г-250 3,2 1,4 194 Насыщен- ный - 250 — — — 16 600 270
Г-25ОП 3,1 1,4 240 Перегре- тый — 250 5 - — 16 600 260
Г-345 8,1 1,4 194 Насыщен- ный — 345 — — — 40 600 260
Г-345 П 7,9 1,4 260 Перегре- тый — 345 10 - — 40 600 250
Г-55ОП 11,6 1,4 280 То же 550 18 — — 55 600 240
Г-400ПЭ 7,5 1,6 230 400 18 372+ + 283 — 66,5 405 185
Г-105/300БГ * 7,6 0,5 151 Насыщен- ный — 1-105 И-300 - - 7,4** 2,15 1-1285 П-400 400 159
Г-Ю5/ЗООБЦ * 7,2-10,0 0,5 151 То же — 1-105 11-300 — — - 8-10** 2-3*** 1-1300 И-460 460 160
Г-150* 0,53 0,5 151 ♦ » м — 1-75 П-75 - - - 1-2,29 П-2,44 1-360 П-250 168 159
Г-1240БЦИ 57,0 2,4 223 М 55 — 1240+52,5 - — - 27-37*** 77,8** 1074
Г-420* 1,0 0,5 151 >5 55 — 1-210 П-210 - - 1-7,26 П-7,55 1-280 П-240 160 155
Г-420БПЭ 25 1,5 250 Перегре- тый - 420 5,7 500 — 56,2 900 105
Г-950* 5,9 0,5 151 Насыщен- ный —
Г-125ОЭ 90 1.0 146 Питатель- ная вода
СКУ-0,5/4 0,5 0,4 — Насыщен- ный —
СКУ-1/4 1,0 0,4 — ,, —
СКУ-1,7/4 1,7 0,4 — ,, —*
СКУ-7,6/4 7,6 0,4 —- —
СКУ-7/25 7,0 2,4 — —***
Н-140 2,0 0,7 —
КУН-3,2/11 3,2 1,1 — ,, —
КУН-22/13 22,0 1.4 230 Перегре- —
КУН-24/16 24,0 1,6 250 тый
КУГ-66 7,9 1,3 275 —
КУ в уста- новках кон- версии мета- на и оксида углерода 11,0 0,6 Насыщен- ный
Г-60БТ До 2,0 1,4 194 Насыщен- ный —
Г-145Б 4,7 1,4 194 —
Г-175БТ 9,5 1,4 194 ♦♦ —
Г-ЗЗОБ 8,6 1,4 194 —
Г-ЗЗОБИ 9,5 1,4 194 »,
Г-445 Б 14,8 1,4 194 —
Г-445 БИ 15,7 1,4 194 —
Г-660Б 21,5 1,4 194 —
1—475 — — — 1-21,9 1-287 157
П-475 П-23,8 П-373 161
— — 1250 — 76,6 235 132
136 — - — 2,439 635 440
382 — — 7,577 555 435
134 — — — 2,185 1220 440
437 — — — 7,4 1560 440
192 — — — 16,0 1475 745
140 — — 5,0 1050 450
295 — — — 11,0 1075 500
332 6,0 — — 54,0 800 245
354 5,7 — — 56,2 1175 525
485 18,0 — 66,0 680 460
460 •— — — 51,0 272 177
60 — 4 4*** 1444 300
14,8**
145 — — 8,0 1200 280
175 —. — 2,0-3,0*** 1280 160
82**
330 — — — 15,0 1200 320
330+15 — — 15,0 1200 310
445 — — 25,0 1200 280
460+15 — — — 25,0 1200 250
660 — — — 35,0 1200 235
Продолжение табл. 3.1
Типораз- мер Паропро И 1НОДИ II >рзмегры пара Состоя Площадь поверхности нагрева, Характеристика испо тьке мых f азов
котла тельное! ь, т/ч Д .тле- ние, 1 емпс parvpa. С иие лар» pi ди я пароме конвек и _ BO3UV жпио _ хон<1 Расход, Гемперз т\ ра на Темпера т\ ра на
МПа пион HUII peiрева тивнои к г теля маизе- догре- тыс.м^/ч входе. выходе,
1 ‘ вателя ( °C
Г-660БИ 23,3 М 194 660+14 — — 25,0 1200 235
Г-1030Б 31,0 1,4 194 эт — 1030 — — 50,0 1200 240
Г-1030БС 11,2 0,5 156 1030 — — 78,8 370 194
Г-335 БП 22,0 1,5 250 Перегре- - тый 330 5,7 — — 56,0 900 250
Г-620БТ 19,0 1,4 194 Насыщен- - 620 _ — 25,2* ** *** 1010 282
ный 10,2
Г-710БЦ 24,58 1,3 194 — — — — — 12,7 Нз S 1024- 344-
19,8 О2 1300 370
* Котлы имеют две ступени испарительных поверхностей нагрева: 1 - первая ступень; И - вторая ступень.
** Расход газа через трубные пучки (котел)
*** Расход сжигаемого газа.
Таблица 3 2. Теплотехнические и конструктивные характеристики газотрубных вертикальных КУ
Типораз- мер котла Произ- водитель- ность, т/ч Параметры пара Состоя- ' ние пара Площадь поверхности нагрева, м2 Характеристика используемых газов
Давле- ние, МПа Темпе- ратура, °C радиа- цион- ный конвек- тивной паропе- регре- вателя экон май: ра 'о-хоподо- Рас*°* >еТрева- 103 м3/» теля Темпера- тура на 1 входе, °с Темпера- тура на выходе, °C
В-ЗЗОБ В-460Б 4,0 6,6 1,4 1,4 194 194 Насыщен- ный — 330 460 — - 40,0 60,0 400 400 240 225
В-90Б 5,0 0,8 170 90 — — 25,0 850 560
Н-89 5,0 0,8 170 — 89 —— — 25,0 850 560
Н 180 5,0 0,8 170 «V — 180 — — 32,6 420 180
Н-220 1,4 0,5 151 зэ — 220 — — 9,43 650 250
Н38О 4,86 0,3 143 м - 384 — — 15,0 750 240
Н-433 9,4 0,5 151 э* — 433 — — 62,5 430 180
Н-495 4,1 1,4 191 м 495 — — 12,6 580 300
ГТКУ-6/40 7,1 3,9 249 — 186,6+ 24,5 — — 10,0 850 420
ГТКУ-10/40 10,2 3,9 440 Перегре- тый — 306+ 18,5 17,8 — 19,4 950 450
ГТ КУ-25/40 КУ в установ- ке конверсии метана и СО 23,6 9,45 3,9 0,6 440 Насыщен- ный - 617+32 460 39,7 - 43,97 45,0 1375 775
3.2» Котел-утилизатор Г-250:
- входная камера; 2 - выходная камера; 3 - испарительная поверхность;
сепарационное устройство * 5 - подвод воды; 6 - отвод пара; 7 - барабан
Рис. 3 3 Котел-утилизатор
Г-25ОП:
1 - входная камера; 2 -
пароперегреватель; 3 - испа-
рительная поверхность; 4 -
сепарационное устройство; 5 -
подвод воды; 6 - отвод пара;
7 - барабан; 8 - выходная
камера
В верхней части барабана расположено сепарационное устройство,
представляющее собой пароприемный короб и дырчатые листы. Паро-
перегреватель змеевиковою типа расположен горизонтально и выпол-
нен из труб диаметром 32 и толщиной 3 мм. Питательная вода поступа-
ет в барабан котла через подводящую трубу; насыщенный нар через
паропровод подводится к пароперегревателю.
Горизонтальные газотрубные КУ Г-150, Г-420, Г-950 используют
для охлаждения технологических газов с целью конденсации паров се-
ры и выработки насыщенного пара в процессе обезвреживания отброс-
ных сероводородных газов. На рис 3 4 показан КУ Г-950, а на рис 3 5 —
Г-420. Испарительные поверхности в этих котлах расположены в бара
бане и по ходу газов разделены на две отдельные равные ступени Вход-
ная и выходная 1азовые камеры снабжены разделительными перего-
родками и штуцерами с паровым обогревом для отвода жидкой серы
Сепарационное устройство расположено внутри парового объема бара-
15150
^000
\2200
Рис. 3 4 Котел-утилизатор
Г-950-
1 - входная камера: 2 -
дымогарные трубы; 3 - испа-
рительный барабан; 4 - се-
парационное устройство; 5
выходная камера
43
Рис 3-5 Котел-утилизатор Г-420
I - входная газовая камера: 2, 5 разделительные перегородки: 3 - бара-
бан: 4 - дымогарные трубы; 6 - выходная газовая камера
бана и выполнено в виде пароприемного щелевою короба и дырчатых
листов.
К горизонтальным газотрубным однобарабанным КУ относится
также котел Г-400ПЭ, схема которого и тепловой расчет приведены в
приложении 1 (см. рис. П1.1).
К I руппе газотрубных горизонтальных двухбарабанных с вынесен-
ным барабаном-сепаратором котлов-утилизаторов относят КУ Г-145Б,
Г-ЗЗОБИ, Г-445БИ, Г-660БИ и Г-1030Б и др., предназначенные для
выработки насыщенного пара за счет использования теплоты техноло-
гических и отходящих газов в химической, нефтехимической, метал-
лургической и других отраслях промышленности.
На рис. 3.6 показан КУ Г-1ОЗОБ, а на рис. 3.7 - Г-ЗЗОБИ. В этих
КУ испарительные поверхности выполнены из труб диаметром 50x3 мм
и расположены в нижнем барабане. К торцам испарительного бараба-
на на сварке крепятся входная и выходная газовые камеры. В верх-
нем барабане-сепараторе размещено сепарационное устройство, состоя-
щее из дырчатых листов, расположенных в два ряда, и паронриемного
потолка. Сепарационный и испарительный барабаны соединены между
собой по пару и воде. Предвключенная поверхность испарительного
пучка выполнена из труб диаметром 38 мм и включена в выносной се-
парационный циклон диаметром 377 мм (рис. 3.7).
К горизонтальным газотрубным двухбарабанным котлам относит-
ся и КУ Г-420БПЭ, предназначенный для выработки перегретого пара
44
Рис. 3.6. Котел-утилизатор Г-1030Б:
1 - входная газовая камера; 2 -
нижний барабан; 3 - верхний бара-
бан; 4 - сепарационное устройство;
5 - дымогарные трубы; 6 - выходная
камера
за счет использования теплоты нитрозных газов в схеме получения сла-
бой азотной кислоты (рис. 3.8). Котел с естественной циркуляцией.
Поверхность нагрева (трубы диаметром 50 с толщиной стенки 3 мм)
расположена в нижнем барабане, который по греющим газам явля-
ется двухходовым. К испарительному барабану крепятся входная, по-
воротная и выходная газовые камеры.
В верхнем барабане имеется паросепарационное устройство. Верх-
ний и нижний барабаны соединены между собой по воде и пару. Паро-
перегреватель расположен в конусном переходе, по которому к КУ под-
водятся нитрозные газы.
На наружной поверхности поворотной и входной газовых камер уста-
новлены змеевики, предназначенные для разогрева металла камер па-
ром, во избежание конденсации из нитрозных газов азотной кислоты
во время пуска и останова КУ. Экономайзер устанавливается от-
дельно.
45
Рис 3 7. Котел-утилизатор Г-3 ЗОБ И:
1 - входная газовая камера; 2 - нижний барабан; 3 - верхний барабан, 4 -
сепарационное устройство; 5 - дымогарные трубы; 6 - выходная газовая камера;
7 - предвключейная конвективная испарительная поверхность
Характеристики таких КУ для нитрозных газов (ранее эти котлы
назывались котлами типа КУН) приведены в табл, 3 1.
Котел Г-105/300БТ (рис. 3.9) предназначен для обезвреживания
отбросных сероводородных газов путем их сжигания и охлаждения
продуктов сгорания с целью получения элементарной серы и использо-
вания теплоты для выработки технологического пара. В котле имеются
две газотрубные испарительные поверхности нагрева. Первая ступень
имеет площадь поверхности J50 м2 и выполнена из труб 50x3 мм, вто-
рая ступень — 300 м2 и выполнена из труб 32 х3 мм. Испарительные
поверхности объединены паросборником в один циркуляционный кон-
ТУР»
Горелочное устройство для подачи сероводородного газа располо-
жено на фронтовой стенке топки. Там же размещена вспомогательная
горелка природного газа для растопки и подсвечивания. Промежуточ-
ная и выходная газовые камеры снабжены штуцерами с паровым обогре-
вом для отвода сконденсировавшейся серы. Для этих же целей разрабо-
таны также агрегаты Г-1О5/ЗООБЦ и Г-710БЦ с циклонными топками.
46
11530
Рис» 3.8. Котел-утилизатор Г-420БПЭ:
1 - газотрубная поверхность нагрева; 2 - нижний барабан; 3 - входная газо-
вая камера; 4 - поворотная газовая камера; 5 - выходная газовая камера; 6 -
верхний барабан; 7 - пароперегреватель; 8 - змеевики для разогрева металла по-
воротной и выходной газовых камер
Котел Г-105/300БТ с газотрубными испарительными поверхностями
нагрева является составной частью системы с энерготехнологическим
теплоиспользованием, рассматриваемой в гл. 4. Там же рассматривается
газотрубный энерготехнический агрегат Г-620БТ для переработки от-
бросных сероводородных газов (см. рис. 4.8).
47
Рис. 3.9 Котел-утилизатор Г-105/ЗООБТ:
I - горелочное устройство; 2 - топочная
камера; 3, 7 - трубчатые поверхности нагре-
ва; 4 - паросборник; 5 - промежуточная
газовая камера; 6 - штуцер; 8 - выходная
газовая камера
Ранее в сернокислотном производстве применялись газотрубные го-
ризонтальные КУ типа СКУ (серные КУ). К этой группе котлов относят-
ся СКУ-0,5/4, СКУ-1/4, СКУ-1,7/4, СКУ-7,6/4 и СКУ-7/25. В числителе
типоразмера приводится производительность КУ, а в знаменателе — дав-
ление пара. По принципу действия и конструктивному оформлению
они сходны с котлом Г-105/300БТ (рис. 3.9).
3.2.3. Газотрубные вертикальные КУ
Котлы-утилизаторы типов В-ЗЗОБ, В-460Б, Н-89, Н-180,
Н-433 предназначены для использования теплоты конвертированных
газов и выработки насыщенного пара для технологических и бытовых
нужд завода (табл. 3.2).
Котлы В-ЗЗОБ и В-460Б - газотрубные, с естественной циркуляцией,
вертикальные с вынесенным паросборником.
Испарительная часть котла В-460Б (рис. 3.10) представляет собой
барабан с плоскими отбортованными днищами и приваренными к ним
48
Рис. ЗЛО. Котел-утилизатор В-460Б:
1 - нижнее днище; 2 - опоры; 3 -
испарительный барабан; 4 - опусные
трубы; 5 - сепарационный барабан;
6 - кронштейн; 7 - испарительная по-
верхность
испарительными трубками. Для улучшения естественной циркуляции
барабан устанавливают под уклон 10° относительно вертикальной оси.
Дня подвода и отвода газов предусмотрены газовые патрубки, прива-
ренные к верхнему и нижнему днищам барабана. В сепарационном
барабане размещено сепарационное устройство в виде дырчатых лис-
тов и отражателя. Паросборник установлен на двух опорах (подвиж-
ной и неподвижной), приваренных к кронштейнам. Питательная вода
поступает в верхний барабан, а из него по трем опускным трубам — в ис-
парительный барабан. Пароводяная смесь по трубам направляется в
сепарационный барабан. Испарительный барабан опирается на четыре
опоры.
Котел Н-89 по конструктивному оформлению и принципу выработ-
ки пара сходен с котлом В-460Б.
На рис. 3.11 показан котел типа Н-380, предназначенный для охлаж-
дения газов в химическом производстве. Котел газотрубный, с естест-
49
Рис. 3.11. Продольный разрез КУ Н-380:
1 - входная газовая камера; 2 - барабан
котла; 3 - дымогарные трубки; 4 - выходная
газовая камера; 5 - опора
веяной циркуляцией. Барабан котла сос-
тоит из двух наружных обечаек- ци-
линдрической (в нутренним диамегром
2968 мм и с толщиной стенки 16 мм) и
конической (внутренними диаметрами
на торцах 2968 и 2568 мм и с толщиной
стенки 16 мм). Верхнее днище приваре-
но к внутренней цилиндрической обе-
чайке внутренним диаметром 2028 и с
толщиной стенки 16 мм. Газ проходит
по 386 дымогарным трубам диаметром
60x4 мм (сталь 20К). Подвод газов
верхний, через входную газовую каме-
ру. Котел устанавливается на четырех
опорах, приваренных к выходной газо-
вой камере. Котлы Н-89 и Н-180 приме-
няются не только в химической, но и в
других отраслях промышленности, в
частности для охлаждения отходящих
газов в промышленности строительных
материалов при производстве керамзита.
Вертикальные газотрубные котлы не получили широкого применения
в промышленности из-за известных конструктивных и эксплуатацион-
ных недостатков: возможности запаривания верхних плоских днищ,
ненадежного крепления труб в трубных досках, невозможности обес-
печения стабильного охлаждения трубных досок и др
Кроме рассмотренье паровых котлов в сернокислотном производ-
стве используют также выпускавшиеся ранее газотрубные котлы на от-
ходящих газах с естественной циркуляцией ГТКУ (газотрубный КУ)
типов ГТКУ-6/40, ГТКУ-10/40 и ГТКУ-25/40.
50
Рис 3 12 Котел-утилизатор ГТКУ-6/40.
I - барабан; 2 - вход газов; 3 - труба в трубе; 4 - разделительная персго
редка; 5 - выход газов
2W0 . 700 . 7500 . 885 1500
Рис ЗЛЗ Котел-утилизатор в установке конверсии метана и оксида углерода:
а — продольный разрез; б — горизонтальные разрезы, I - выходная камера;
2 - барабан; 3 - лаз; 4 - сепарационное устройство; 5 - предохранительный кла-
пан; 6 - водоуказательное стекло; 7 - манометр; 8 - входная камера
Котел ГТКУ-6/40 (рис. 3.12) устанавливали за печами обжюа сер-
ного колчедана в кипящем слое производительностью 100 т в сут-
ки. Котел барабанный, с естественной циркуляцией, выполнен но U-об-
разной компоновке. Испарительные поверхности представляют собой
газотрубные секции, выполненные по типу’’труба в трубе” и изготовлен-
ные из труб диаметром 133x4 и 102x6 мм. Газы проходят по трубам
меньшего диаметра. В барабане размещено сепарационное устройство
в виде дырчатого листа и жалюзи. Для обеспечения газовой плотности
котел снабжен металлической обшивкой. Регулирование температуры
уходящих газов'осуществляется газоперепускным шибером, установ-
ленным в разделительной стенке между газоходами. Котлы ГТКУ-10/40
и ГТКУ-25/40 по конструктивному оформлению и работе подобны
котлу ГТКУ-6/40.
Котел-утилизатор в установках конверсии метана и оксида углеро-
да предназначен для использования физической теплоты газов и тепло-
ты конденсации водяных паров конверсии метана и оксида углерода.
Общий вид котла показан на рис. 3.13 (а - продольный, б - горизон-
тальные разрезы). Паропроизводительность котла 9,45 т/ч, давление
насыщенного пара 1,6 МПа. Расход газов на входе в котел 45 000 м3/ч,
давление газов 2,8 МПа. Котельные трубы диаметром 28 мм выполне-
ны из стали 1Х18Н9Т.
Основные теплотехнические и конструктивные характеристики га-
зотрубных вертикальных КУ приведены в табл. 3.2.
3.2.4. Водотрубные змеевиковые КУ
Особенностью низкотемпературных водотрубных КУ с по-
верхностями нагрева из поперечно омываемых продуктами сгорания
труб малого диаметра является змеевиковая компоновка и многократ-
нопринудительная циркуляция рабочего тела и пароводяной смеси
(МПЦ).
Белгородский завод ’’Энергомаш” выпускает серию змеевиковых
КУ, которая включает шесть типоразмеров* КУ-40-1, КУ-60-2, КУ-80-3,
КУ-100-1, КУ-125 и КУ-150. Эти котлы предназначены для установки
за металлургическими и другими технологическими печами с целью
использования физической теплоты отходящих газов для выработки
перегретого пара энергетических или производственных параметров.
Обозначения типоразмеров котлов содержат цифры, указывающие
максимальный расход продуктов сгорания (ПС), на который рассчи-
тан котел, в тысячах кубометров в час (40, 60, 80, 100, 125 и 150),
и индексы 1, 2, 3, указывающие порядковые номер модификации.
Максимальная длительная температура ПС перед котлами этой серии
1125 и 925 К. Параметры вырабатываемого пара 4,5 МПа, 650 К или
1,8 МПа, 650 К Параметры пара, получаемого в котле КУ-150, —
4,5 МПа, 650 К. Компоновка поверхностей нагрева П-образная. Все по-
53
Рис. 3.14. Котел-утилизатор КУ-80-3:
1 - циркуляционный насос; 2 - первый испарительный пакет; 3 - пароперегре-
ватель; 4 - шламоотделитель; 5 - второй испарительный пакет; 6 - балки;
7 - барабан; 8 - обдувочные линии; 9 - третий испарительный пакет; 10 - эко-
номайзер
верхности змеевикового типа, скомпонованы в секции, а секции - в
блоки. Типоразмеры котлов серии различаются шириной, т.е. числом
параллельно включенных змеевиков в секциях и длиной змеевиков.
На рис. 3.14 показан продольный разрез котла КУ-80-3. Принципиаль-
ная схема котла КУ-80-3 приведена на рис. 3.15. Здесь показана по-
следовательность включения элементов котла. В подъемной шахте по
потоку ПС расположены первый испарительный пакет, пароперегрева-
тель, второй испарительный пакет и вторая секция третьего испари-
тельного пакета. В опускном газоходе расположены первая секция
третьего испарительного пакета и две секции экономайзеров. Питатель-
ная вода после экономайзера поступает в барабан котла, откуда с по-
54
сгорания
Рис. 3.15. Принципиальная схема котла КУ-80-3:
1 — циркуляционный насос; 2 - шламоотделитель; 3 - барабан; 4 — третья
испарительная секция; 5 — вторая испарительная секция; 6 - пароперегреватель;
7 — первая испарительная секция; 8 - экономайзер
мощью циркуляционных насосов через шламоуловитель подается в
три параллельно включенных испарительных пакета. Пароводяная смесь
из испарительных поверхностей нагрева поступает в барабан, а отсе-
парированный насыщенный пар направляется в пароперегреватель.
Делением испарительной системы котла с МПЦ на две-три секции,
включенные по воде параллельно, удается в 6—8 раз снизить необхо-
димое давление и мощность циркуляционных насосов. Соотношение
длины змеевиков каждой секции подбирается так, чтобы их гидравли-
ческое сопротивление было примерно одинаковым. Движение ПС и па-
ра в КУ с расходами газов (604-120) 4 О3 м3/ч при давлении пара
4,5 МПа прямопротивоточное: пар проходит последовательно блоки
пароперегревателя; при давлении 1,8 МПа движение ПС и пара проти-
воточное: блоки по пару включены параллельно.
На всех котлах используется одноступенчатое испарение. Предус-
мотрена возможность совместной работы котла с испарительным ох-
лаждением печи. В барабане котла размещено сепарационное устрой-
55
0921
Рис. 3.16. Котел-утилизатор КУ-100Б
ство, состоящее из циклонов с подводящими патрубками и дырчато-
го потолка с перфорированной пароотводящей трубой. Шламоуловитель
представляет собой фильтр из проволочной сетки или дырчатой ре-
шетки из нержавеющей стали. Ддя осмотра и замены фильтрующие
элементы могут быть вынуты через нижний фланец.
Среди конвективных КУ котел КУ-ЮОБ-1 занимает особое место.
Котел однобарабанный, с многократной принудительной циркуляцией,
башенной компоновки. Змеевиковые конвективные поверхности нагре-
ва по ходу продуктов сгорания расположены следующим образом:
первая секция испарительной поверхности нагрева, пароперегреватель,
вторая и третья секции испарительной поверхности и экономайзер.
Котел КУ-ЮОБ-1 приведен на рис. 3.16. Все поверхности нагрева выпол-
нены из труб одного размера (28x3 мм, из стали 20). Испарение в кот-
ле одноступенчатое. ПаросепарШщя осуществляется внутрибарабан-
ными циклонами.
В зависимости от температуры ПС на входе в котле изменяются
паропроизводительность и другие параметры его работы.
Котел КУ-ЮОБ-1 рассчитан на работу при давлении 1,8 МПа.
Может быть установлен за нагревательными, мартеновскими и дру-
гими печами. Для очистки поверхностей нагрева применена дробе-
очистка со скиповым подъемником дроби.
Котел башенной компоновки удобно устанавливать непосредствен-
но над нагревательной печью. В этом случае отпадает необходимость
сооружения длинных, громоздких и дорогостоящих газоотводов от
печи к КУ, строительства здания для котельной, снижаются присосы
воздуха, а температура ПС на входе в котел получается более высо-
кой.
Для охлаждения отходящих продуктов сгорания обжиговых печей
используют паровые безбарабанные КУ типа УЭЧМ-34 и УЭЧМ-67 с
многократной принудительной циркуляцией. Поверхности нагрева
расположены в вертикальном газоходе. Змеевики конвективных по-
верхностей нагрева расположены горизонтально и выполнены из труб
диаметром^З2x3^мм (сталь 20). Сепарация пара осуществляется в вер-
тикально расположенных выносных циклонах диаметром 426x11 мм
(сталь 20). В котле УЭЧМ-34 имеются три, а в УЭЧМ-67 - четыре цик-
лона. Подвод ПС верхний. Они последовательно омывают испаритель-
ные поверхности нагрева и экономайзер. Общий вид котла УЭЧМ-67 по-
казан на рис. 3.17. Безбарабанные котлы-утилизаторы разработаны
Укрэнергочерметом (УЭЧМ). Они просты и изготовлении и надежны
в эксплуатации. Котлы такого типа могут изготовляться на месте си-
лами предприятия применительно к местным условиям, особенно в
тех случаях, когда требуются котлы небольшой прозводительности
для выработки пара технологического назначения.
Основные теплотехнические и конструктивные характеристики
конвективных змеевиковых КУ приведены в табл. 3.3.
57
Рис. 3.17. Безбарабанный котел УЭЧМ-67:
1 - выходной газоход; 2 - экономайзер; 3 - испарительная поверхность;
4 - взрывной клапан; 5 - входной газоход; 6 - уравнительная емкость; 7 -
выносной сепарационный циклон
Таблица 3,3. Водотрубные конвективные котлы-утилизаторы
Типоразмер котла Паропро- изводи- тельность, т/ч Параметры пара Со- стоя- ние пара 2 Площадь поверхности нагрева, м Характеристика используемых газов
Давле- ние, МПа Темпера- тура, °C конвективной паропе- регре- вателя эконо- майзе- ра Расход, 10э мЗ/ч Темпера, тура на входе, °C Темпера- тура на выходе, °C
КУ-404 12,9 4,5 385 Пере- 372 43,5 185 40 850 248
13,0 1,8 375 гретый 372 43,5 185 40 850 248
КУ-60-2 19,0 4,5 392 4 пакета: 850 252
12,8 4,5 370 ,, 1-46 650 242
П-173
70 247 60
19,9 1,8 366 III-192 850 229
13,8 1,8 340 IV—175 650 217
КУ-80-3 25,8 4,5 385 4 пакета: 850 248
17,3 4,5 365 ,5 1-60 87 370 80 650 239
П-219
26,9 1,8 358 Ш-244 850 227
18,4 1,8 336 Ш-221 650 216
КУ-100-1 32,6 4,5 382 ,» 4 пакета: 850 242
21,8 4,5 363 1-85 650 220
П-285
33,9 1,8 360 > Ш-315 ПО 460 100 850 242
23,2 1,8 339 IV-295 650 220
КУ-125 40,8 4,5 385 1 4 пакета: 850 215
27,4 4,5 365 .. 1 1 1-110 144 615 125,0 650 235
1 1 1 1 П-370
Продолжение табл» 3.3
Паропро- Параметры пара Площадь поверхности нагрева, м2 Характеристика используемых
Типоразмер котла изводи- Со- стоя- ние пара 1 дли»
те л ьн ость, т/ч Давле- ние, МПа Темпера- тура, °C конвективной паропе- регре- вателя эконо- майзе- ра Расход, 10э м3/ч Темпера- тура на входе, °C Темпера- тура на выходе, °C
42,4 1,8 365 Ш-410 850 198
29,4 1,8 341 •• 1 ' IV-380 650 198
КУ-100Б-1 32,5 1,8 395 850 235
23,3 1,8 368 592 137 497 100,0 650 222
17,3 1,8 348 550 217
КУ-150 50,5 4,5 393 1459,1 166 721,1 150,0 850 213
УЭЧМ-34 6,0 1,1 183 Насыщен- 242 — 61,5 34,2 650-400 189-181
ный
УЭЧМ-67 8,0 1,3 131 — 770 — 67,0 400 190
КСТ-80 25,0 4,0 450 Пере- гретый 1263 159 870 77,6 800 160
КСТК-25/39С-1 25,0 4,0 420/440 ,♦ 1263 135 1180 82,3 800 160/180
КСТК-35/40-100 32,4 4,0 440 2900 357 1600 100,0 800 170
3.2.5. Водотрубные пакетно-конвективные КУ
В пакетно-конвективных котлах (ПКК) используют физи-
ческую и химическую теплоту отбросных газов сажевого производ-
ства. Сажевые заводы относятся к числу предприятий, в которых обра-
зуется большое количество отбросных газов, содержащих незначи-
тельное количество горючих компонентов и балласта (азота, диокси-
да углерода и др.). Смесь этих газов с окислителем (воздухом) может
легко воспламеняться. Вследствие этого для устойчивого и высоко-
температурного сжигания значительного объема этих сильно забал-
ластированных газов потребовалась разработка специальных газогоре-
лочных устройств, обладающих высокой стабилизирующей способ-
ностью.
При получении сажи из каждого килограмма сырья (включая тех-
нологическое топливо) в реакторе при температуре 1575—1675 К об-
разуется 6,5—8,2 м3 сажегазовой смеси. Улавливание товарной сажи
из этой смеси осуществляется в электрических или рукавных фильт-
рах после того, как путем впрыска воды их температура снижается
до 475—575 К. Из фильтрующих агрегатов удаляются отбросные га-
зы, содержащие около 80% балласта, в том числе около 40 % водяных
паров, вследствие чего их теплота сгорания составляет всего 1460—
2100 кДж/м3.
Белгородский завод ’’Энергомаш” выпускает серию унифици-
рованных пакетно-конвективных котлов: ПКК-30/24-70-5, ПКК-30/45А,
ПКК-75/24-150-5, ПКК-75/45-150-5, ПКК-100/24-200-5 и
ПКК-100/45-200-5. Числитель дроби означает производительность кот-
ла, т/ч, знаменатель — давление вырабатываемого пара, атм. Котлы ПКК
однобарабанные, конвективные с естественной циркуляцией, имею-
щие П-образную компоновку.
На рис. 3.18 показан продольный разрез котла ПКК-100/24-200-5.
Паропроизводительность котла до 100 т/ч, давление пара 2,4 МПа, тем-
пература перегрева 643 К.
Отбросные газы вместе с газом, имеющим высокую теплоту сгора-
ния (или мазутом), сжигают в трех неэкранированных горизонталь-
ных предтопках, на фронте которых установлены специальные газо-
горелочные устройства. Из предтопков продукты сгорания поступа-
ют в подъемный газоход, в котором размещена испарительная поверх-
ность нагрева, выполненная в виде конвективного пучка. Секции кон-
вективного пучка образованы трубами, имеющими волнистую изогну-
тую форму. Трубы каждой секции объединены индивидуальными вход-
ными и выходными коллекторами. Секции двух типов - короткие и
длинные, размещены на двух противоположных стенках газохода и под-
вешены к потолочному перекрытию котла на пароотводящих трубах.
В пространстве, образованном изгибом испарительных секций, располо-
61
Рис 318 Пакетно-конвективный котел ПКК-100/24-200-5
1 - горелка; 2 - предтопок; 3 ~ испарительная поверхность; 4 - пароперегре-
ватель; 5 - барабан; 6 - дробеочистка; 7 - воздухоподогреватель; 8 - эконо-
майзер
жен одноступенчатый пароперегреватель с прямоточным движением
теплоносителя.
Котел имеет двухступенчатое испарение. Солевой отсек расположен
в левом торце барабана, в него включено семь больших испарителдоьдх
секций. Остальные секции включены в чистый отсек. Сепарационное
устройство солевого отсека выполнено из внутрибарабанных циклонов,
в чистом отсеке размещено щитково-жалюзийное сепарационное уст-
ройство.
В опускном газоходе по ходу газов размещены воздухоподогрева-
тель, за ним — экономайзер. Воздухоподогреватель трубчатый, верти-
кальный. Экономайзер стальной, гладкотрубный, состоит из трех па-
кетов. Для очистки поверхностей нагрева, расположенных в подъем-
ном газоходе, предусмотрены обдувочные приборы ОГ, а для поверх-
ностей, размещенных в опускном газоходе, — дробеструйная установка.
Для работы на сажевых газах используют также радиационно-кон-
вектидрый котел типа СК-29/24, показанный на рис. 3.19. Радиацион-
но-конвективные котлы рассматриваются в § 3.3.
Котел СК-29/24 имеет П-образную компоновку и естественную цир-
куляцию. Неэкранированная камера оборудована двумя горелками
конструкции ЭНИН—БЗЭМ с единичной тепловой мощностью
12—20 ГДж/ч. В пределах топочной камеры происходит практически
полное сгорание и термическое (огневое) обезвреживание забалласти-
рованного газа. Для выгорания сажевых частиц необходимо, чтобы тем-
пература в камере была не ниже 1429—1475 К, а время пребывания га-
зов в зоне высоких температур не менее 1,5—1,7 с при коэффициенте
избытка воздуха а = 1,15. Горелки могут устойчиво работать на саже-
вом газе, а также на топливе двух видов — сажевом и природном га-
зе или сажевом газе и мазуте. Часовой расход отбросных газов саже-
вого производства (сухих) составляет 13 800 м3/ч.
Из топочной камеры продукты сгорания поступают в радиацион-
ную камеру, стены которой экранированы паропроизводящими труба-
ми. Разводкой труб в верхней части задней стенки радиационной камеры
образован фестон. За фестоном в подъемной газоходе расположен
конвективный горизонтальный пароперегреватель с коридорным рас-
положением труб. Температуру перегрева пара регулируют поверхност-
ным пароохладителем, установленным в рассечку пароперегревателя.
Экономайзер кипящего типа с шахматным расположением труб со-
стоит из двух частей (ступеней). Первая ступень расположена за воз-
духоподогревателем, вторая ~ за пароперегревателем. Обе ступени
экономайзера размещены в опускном газоходе и состоят из двух па-
кетов каждая. Воздухоподогреватель трубчатый, вертикальный, имеет
три хода по воздуху. Температура подогрева воздуха 625 К. Котел
имеет двухступенчатое испарение. Первой ступенью испарения явля-
ется чистый (средний) отсек барабана, два солевых отсека служат
второй ступенью испарения. Внутри барабана расположено паросепара-
63
±zmo
Рис. 3.19. Котел-утилизатор СК-29/24.
1 - горелочное устройство; 2 - предтопок; 3 - радиационная камера; 4 - фес-
тон; 5 - барабан; 6 - пароперегреватель; 7 - дробеочистка; 8 - вторая ступень
экономайзера; 9 - воздухоподогреватель; 10 - первая ступень экономайзера
8649-
Таблица ЗА. Пакетноконвективные котлы-утилизаторы
Типораз- Паро- мер котла произво- дитель- ность, т/ч Параметры пара Состоя- ние пара _ 2 Площадь поверхности нагрева, м Характеристика используемых газов
Давле- ние, МПа Темпе- ратура, радиа- цион- ной кон- век- тивной паропе- регре- вателя эконо- майзе- ра возду- хоподо- грева- теля Расход 103 м3 Темпера- турана /ч входе, °C Темпера- тура на выходе, °C
ПКК-30/24-70-5 35 2,4 370 Перегре- тый — 537 76 444 1880 46,7 17,7 1257 190
ПКК-30/45-А 35 4,5 440 То же — 537 126 444 1880 47,7 17,7 1257 190
ПКК-75/24-150-5 75 2,4 370 »» »» — 1170 173 855 3620 93,5 35,4 1257 190
ПКК-75/45-150-5 75 4,5 440 ,9 9» — 1170 292 855 3620 93,5 35,4 1257 190
ПКК-100/24-200-5 100 2,4 370 99 99 — 1718 285 1422 5720 140 7з 1257 190
ПКК-100/45-200-5 100 4,5 440 99 99 — 1718 564 1422 5720 140 53 1257 190
СК-29/24 28,8 2,4 370 99 9, 182 — 128 563 1215 13,8 54 2 1220 180
*В числителе - сажевый газ; в знаменателе - ПС на входе в камеру.
ционное устройство в виде дырчатого листа и жалюзи. Очистку поверх-
ности нагрева пароперегревателя производят с помощью обдувочных
аппаратов. Для поверхностей нагрева, размещенных в опускном газо-
ходе, предусмотрена дробеочистка. Регулирование питания котла, пе-
регрева пара, процесса горения (тяги и дутья) автоматизировано.
Основные характеристики котлов ПКК и СК-29/24 приведены в
табл. 3.4.
3.2.6. Котлы-утилизаторы в установках сухого
тушения кокса
Котлы-утилизаторы в коксохимическом производстве в ком-
плексе с тушильным устройством предназначены для использования
физической теплоты раскаленного кокса и его сухого тушения. В теп-
ловом балансе коксовой батареи теплота, уносимая раскаленным кок-
сом, достигает 45—50% количества теплоты, поступающей на обогрев
печи. До недавнего времени для предотвращения окисления раскален-
ного кокса на открытом воздухе применяли мокрый способ тушения.
На каждый миллион тонн произведенного кокса при мокром туше-
нии теряется примерно 50 тыс. т условного топлива. Поэтому исполь-
зование физической теплоты раскаленного кокса имеет важное народ-
нохозяйственное значение. Одним из таких способов является сухое
тушение кокса, которое дает возможность не только использовать
физическую теплоту раскаленного кокса для получения пара энерге-
тических параметров, значительно повысить качество кокса, технико-
экономические показатели доменного процесса, но также улучшить
условия труда в коксовых цехах, уменьшить загрязнение окружаю-
щего воздушного бассейна.
Опыт эксплуатации доменных печей показывает, что при использова-
нии кокса сухого тушения удельный расход его снижается примерно
на 10% по сравнению с удельным расходом при применении кокса мок-
рого тушения. Таким образом, общая экономия условного топлива
от использования физической теплоты раскаленного кокса и улучше-
ния эффективности доменного процесса (в результате использования
кокса сухого тушения) составляет 110-103 т на каждый миллион
тонн произведенного чугуна.
Советский Союз одним из первых начал работы по сухому туше-
нию кокса. Первая отечественная промышленная установка для этого
процесса была сооружена в 1936 г. Установка была разрушена во вре-
мя войны, что надолго прервало начатые работы. Строительство опыт-
но-промышленной установки сухого сушения кокса (УСТК) в 1960 г.
на Череповецком металлургическом заводе положило начало широко-
му внедрению метода сухого тушения кокса в коксохимической про-
мышленности.
66
Свечи
Рис. 3.20. Схема установки для использования физической теплоты раскаленного
кокса
Установка сухого тушения кокса (рис. 3.20) состоит из двух основ-
ных частей — тушильной камеры 1 и парового котла 5. Раскаленный
кокс скиповым подъемником загружается в тушильную камеру. Через
щели в конической нижней части тушильной камеры, заполненной кок-
сом, в нее поступают инертные газы, нагнетаемые дымососом 5. Эти
газы, двигаясь навстречу коксу, охлаждают его от 1300 до 500 К и са-
ми нагреваю! ся от 425—440 до 1000—1100 К. Нагретые инертные газы
выходят через окна, расположенные в верхней части камеры, прохо-
дят через пылеуловительный бункер 2 и через пылеулавливающие цик-
лоны 4 поступают в котел. Газы последовательно омывают паропере-
греватель, секции испарительных поверхностей нагрева и экономайзер.
Для сухого тушения кокса применяют котел КСТК-25/39С-1
(рис. 3.21). Котел барабанный, с принудительной циркуляцией, выпол-
нен по V-образной схеме, подвод и отвод газов верхний. В опускном
газоходе расположены пароперегреватель и испарительные секции, в
подъемном — экономайзер. Испарение одноступенчатое. По ходу га-
зов последовательно расположены пароперегреватель 3, испарительная
поверхность 2 и экономайзер 6. Пароперегреватель конвективный.
67
Рис 3.21. Паровой котел КСТК-25/39С-1:
1 - переходный газоход; 2 - испарительные поверхности; 3 - пароперегрева-
тель; 4 - барабан; 5 - сепарационное устройство; 6 - экономайзер
змеевиковый, выполнен из труб диаметров 32x3 мм и состоит из двух
частей: первая по ходу пара — прямоточная, материал труб — сталь
20К, вторая — противоточная, материал труб - сталь 12ХМ. Температу-
ру перегрева пара регулируют газовым регулятором. Испарительные
поверхности и экономайзер распололожены горизонтально и выпол-
нены из труб 28x3 мм (сталь 20).
Паропроизводительность установки 25 т/ч, температура перегретого
пара 715 К, давление 4 МПа. Температура газов на входе в котел 1075,
на выходе из котла 425 К.
С целью первоначального приготовления инертного газа для тушения
кокса заполняют тушильный бункер раскаленным коксом и включают
на некоторое время в работу вентилятор подачи воздуха, необходимо-
го для выжига определенного количества кокса. Образовавшиеся при
этом ПС выполняют в дальнейшем роль инертного теплоносителя.
В настоящее время разработана новая конструкция КУ для охлаж-
дения газов, поступающих в него из камеры сухого тушения. Новый
КУ КСТК-35/40-100 башенной компоновки с верхним подводом газа.
Стены газохода котла выполнены из цельносварных трубчатых панелей.
3.3. РАДИАЦИОННО-КОНВЕКТИВНЫЕ КОТЛЫ-УТИЛИЗАТОРЫ
3.3.1. Котлы-утилизаторы сталеплавильных конвертеров
Передел чугуна в сталеплавильных конвертерах с верхним
кислородным дутьем получил широкое развитие в производстве стали.
При кислородно-конвертерном процессе продувка чугуна произво-
дится сверху через водоохлаждаемую фурму техническим кислородом
(чистотой 98—99,5 %). После заливки в конвертер чугуна и загрузки
извести на зеркало металла подается по фурме кислород для окисле-
ния углерода и примесей, содержащихся в чугуне. Продукты окисле-
ния кремния, марганца, фосфора и серы в основном переходят в шла-
ки, продукты окисления углерода удаляются с уходящими конвертер-
ными газами. Эти газы на выходе из конвертера состоят в основном
из оксида углерода (СО = 90-^95 %), имеют высокую температуру
(более 2000 К) и содержат много конвертерного уноса (до 150 г/м3).
Выход конвертерных газов цикличный, отличается большой неравно-
мерностью, зависит от конструкции кислородной фурмы и ее располо-
жения в конвертере во время продувки, интенсивности продувки и со-
става, характеристики и режима подачи шихтовых материалов. Газовы-
деление начинается через 2—4 мин после начала продувки, быстро дости-
гает максимального выхода, затем снижается до нуля за 2—3 мин до за-
вершения процесса продувки. Для конвертера вместимостью 300 т
среднечасовой выход газа составляет 18 000 м3/ч, а максимальный —
пиковый 150 000 м3/ч. Выброс таких газов в атмосферу запрещен, их
очистка и охлаждение являются технологической необходимостью,
69
поэтому газоохладительный отвод — непременный элемент кислородно-
конвертерной установки»
Из всех возможных способов охлаждения конвертерных газов пред-
почтение следует отдать использованию химической и физической теп-
лоты газов. Этот способ наиболее рационально реализуется в радиацион-
но-конвективных КУ, именуемых охладителями конвертерных газов
(ОКГ).
В конвертерных цехах СССР с конвертерами вместимостью 100—
130 т были установлены преимущественно следующие КУ: ОКГ-100-2;
ОКГ-100-2Р; ОКГ-100-3; ОКГ-1 ОО-ЗР; ОКГ-100-ЗА. Охлади-
тели конвертерных газов ОКГ-ЮО-2 и ОКГ-100-2Р рассчитаны на сжи-
гание 27 000 м3/ч конвертерных газов, остальные — на 40 000 м3/ч.
Все ОКГ радиационно-конвективного типа, однобарабанные, верти-
кально-водотрубные, П-образной компоновки, с многократной прину-
дительной циркуляцией.
На рис. 3.22 показан КУ типа ОКГ-100-ЗА (продольные разрезы
опускного и подъемного газоходов). Конвертерные газы из конверте-
ра поступают через наклонный газоход в подъемный экранированный
газоход, затем поворачивают в переходный газоход и опускаются в кон-
вективный газоход, в котором размещены последовательно шесть
змеевиковых пакетов конвективной испарительной поверхности нагре-
ва и экономайзер. Из последнего охлажденные ПС через систему газо-
очистки удаляют в атмосферу. В подъемном наклонно-вертикальном
газоходе сжигается СО конвертерных газов. Воздух для горения СО
засасывается дымососом через зазор между горловиной конвертера и
наклонным газоходом. Конвертерный унос поступает в бункер, разме-
щенный под опускным газоходом, откуда его удаляют. В некоторых
охладителях узел наклонного газохода делают съемным, во время
ремонта конвертера его на тележке откатывают в сторону.
Во всех ОКГ предусмотрена двухступенчатая схема испарения: экран-
ные поверхности нагрева включены в чистый отсек барабана, конвек-
тивные испарительные поверхности - в солевой. Экраны и кон-
вективные поверхности нагрева снабжены входными раздающими и
выходными собирающими коллекторами. Поверхности нагрева, бара-
бан котла и циркуляционные насосы соединены всасывающими, нагне-
тающими и пароотводящими трубопроводами, образующими ряд само-
стоятельных контуров многократной принудительной циркуляции.
На рис. 3.23 показана схема циркуляции в КУ ОКГ-ЮО-ЗА. Питательная
вода подается в экономайзер и после нагрева поступает в барабан» Кот-
Рис. 3 22. Охладитель конвертерных газов ОКГ-ЮО-ЗА-
1 - конвертер; 2 - наклонный газоход; 3 - радиационный подъемный газо-
ход; 4 - переходный газоход; 5 - барабан; 6 - опускной газоход; 7 - испаритель-
ные конвективные поверхности нагрева; 8 - экономайзер; 9 - бункер сбора
уноса
71
Рис. 3 23. Схема циркуляции котла ОКГ-ЮО-ЗА:
1 - циркуляционные насосы; 2 - шламоуловитель; 3- 6 - экранные поверх-
ности нагрева; 7 - барабан; 8 - испарительные поверхности нагрева: 9 ~ эконо-
майзер
левая вода циркуляционными насосами через шламоуловители пода-
ется в экранные поверхности (фронтовой, правый, задний, левый экра-
ны) и в конвективные испарительные поверхности нагрева. Пароводя-
ная смесь через собирающие коллекторы поступает во внутрибарабан-
ное устройство для сепарации пара. Отсепарированный пар направляет-
ся в центральный пароперегреватель либо в энергокомплекс конвертер-
ного цеха.
Непосредственное использование пара, вырабатываемого в ОКГ,
из-за цикличности и резкопеременного характера его выработки не-
возможно. Поэтому в конвертерных цехах для использования пара при-
ходится создавать специальные энергокомплексы со сложным и гро-
моздким оборудованием. Тепловые схемы этих энергокомплексов мож-
72
Рис 3.24 Схема энергокомплекса первой группы:
1 - ОКГ-ЮО-ЗА; 2 - барабан-сепаратор; 3 - циркуляционные насосы: 4 - ак-
кумуляторы; 5 - емкости для воды
но разделить на две группы. 1) вырабатывающие насыщенный пар тех-
нологических параметров (0,8—0,9 МПа); 2) вырабатывающие пар
энергетических (р =2,04-3,8 МПа; Тпп = 6274-725 К) и технологических
(р = 0,8 МПа) параметров.
К первой группе относятся тепловые схемы кислородно-конвертер-
ных цехов, где вырабатывают насыщенный пар давлением до 2,5 МПа,
который может поступать через редукционную установку 2,5/0,9-
1,0—1 >4 МПа либо непосредственно в заводские паровые магистрали на
технологические нужды, либо в парообразователи для выработки вто-
ричного пара? = 0,74-0,8 МПа, также технологического назначения.
Схема энергокомплекса первой группы, внедренного в конвертер-
ном цехе одного из металлургических заводов, приведена на рис. 3.24
Питательная вода насосами подается в ОКГ; пароводяная смесь перехо-
дит в барабан-сепаратор. Отсепарированный пар давлением 2,5 МПа
направляют в тепловые аккумуляторы. В аккумуляторе цикличный
и неравномерный поток пара из ОКГ превращается в непрерывный,
равномерный поток пара пониженного давления (0,7 МПа), который
направляется в заводские магистрали технологического пара.
Отличительной особенностью тепловых схем второй группы явля-
ется наличие центрального пароперегревателя, обеспечивающего вы-
работку пара энергетических параметров. В этих схемах КУ выраба-
тывает насыщенный пар давлением 4,7 МПа. Через пароперегреватели
73
Рис. 3-25. Схема энергокомплекса второй группы:
1 - ОКГ; 2 - бара баны-се параторы; 3 - аккумуляторы; 4 - паропреобразователь; 5, б - пароперегреватель;
7 - расширитель; 8~10 - теплообменники; 11,12 - деаэраторы; 13 - фильтры; 14,15 - питательные насосы
пропускают постоянное количество пара. Пиковую выработку сбрасы-
вают в паровые аккумуляторы. Разрядка последних осуществляется
за счет как выдачи пара к пароперегревателям, так и подачи в сеть
технологического пара.
Тепловая схема энергокомплекса второй группы приведена на
рис. 3.25. Питательную воду из деаэратора насосы подают в котлы;
образовавшаяся пароводяная смесь поступает в барабан-сепаратор,
а отсепарированный насыщенный пар давлением 4,7 МПа через редук-
ционную установку 4,7/1,9 МПа поступает в пароперегреватель и паро-
преобразовательную установку. Из пароперегревателя перегретый пар
давлением 1,8 МПа направляется на привод турбоэксгаустеров коксо-
химического цеха. Вторичный пар паропреобразовательной установки
давлением 0,9 МПа через пароперегреватель направляется в заводскую
магистраль технологического пара. Предусмотрена возможность подачи
пара из аккумуляторов в пароперегреватель. Конденсат греющего пара
поступает в расширитель, а пар вторичного вскипания из расширителя
направляют в деаэраторы. Конденсат из расширителя через теплообмен-
ники и фильтры поступает в деаэратор. Питание паропреобразователь-
ной установки осуществляется насосами из деэаратора. Добавочная
вода поступает из цеха химводоподготовки.
На всех ОКГ в период паузы и во время продувки конвертера, когда
нет газовыделения, предусмотрено дополнительное сжигание газообраз-
ного или жидкого топлива (подтопка) в количестве 30—75% среднего
выхода конвертерных газов. Подтопка несколько снижает неравномер-
ности подачи пара в аккумуляторы, но не влияет на уменьшение пико-
вой нагрузки и неравномерности выработки пара ОКГ.
Действующие охладители конвертерных газов с дожиганием СО рас-
считаны на пропуск максимального выхода конвертерных газов и по-
этому ограничивают возможности повышения интенсивности продув-
ки, т.е. удельного расхода кислорода на тонну выплавляемой стали в
минуту, м3/(т-мин), а следовательно, и производительности конверте-
ров. Исследованиями Всесоюзного научно-исследовательского инсти-
тута металлургической теплотехники (ВНИИМТ) установлена зависи-
мость интенсивности газовыделения Кг, м3/(т-мин), и длительности
цикла плавки т, мин, от интенсивности кислородной продувки f,
м3/(т-мин) (рис. 3.26, а) и длительности продувки тд, мин, от интен-
сивности кислородного дутья (рис. 3.26, б). Опыт работы ОКГ на Ново-
липецком металлругическом заводе и исследования ВНИИМТ обусло-
вили создание ОКГ без дожигания оксида углерода.
ВНИПИчерметэнергоочистка, БЗЭМ и ЦКТИ разработали ОКГ без
дожигания СО для установки за конвертерами вместимостью 400 т с
выработкой насыщенного пара давлением до 4,0 МПа в количестве
285 т/ч при максимальном газовыделении. Котел ОКГ-400 (рис. 3.27)
радиационный, вертикально-водотрубный, однобарабанный, П-образной
компоновки, с принудительной циркуляцией. Для обеспечения герме-
75
Рис. 3 26 Зависимости интенсивности газовыделения и длительности цикла плавки
от интенсивности кислородной продувки (а) и длительности продувки от интен-
сивности кислородного дутья (б)
тичности котла экраны, образующие поверхности нагрева, выполнены
цельносварными, мембранными. Нижняя часть подъемного газохода
котла (кессон) расположена над горловиной конвертера. Для обеспе-
чения ремонта конвертера кессон, установленный на откатной тележке,
отодвигают в сторону. В связи с работой ОКГ-400 по схеме без дожи-
гания оксида углерода зазор между горловиной конвертера и кессо-
ном уплотняют с помощью подвижной уплотнительной муфты (’’юб-
ки”) , что дает возможность поддерживать минимальный коэффициент
избытка воздуха (а = 0,05-5-0,11). Над кессоном установлен стационар-
ный газоход ОКГ, состоящий из подъемной, переходной и опускной час-
тей (на рисунке показан подъемный газоход). Во время кислородной
продувки газы из горловины конвертера с температурой 1875—1975 К
поступают в котел, где используется физическая и часть химической
(соответствующей возможному присосу воздуха) теплоты для вы-
работки насыщенного пара. Для снижения температуры уходящих ПС
на выходе из ОКГ до 575 -650 К, допускающей нормальную работу
газоочистительной установки, в опускной газоход впрыскивают воду.
Котел оборудован системой автоматического питания на протяже-
нии всей плавки; предусмотрена возможность перевода основных по-
верхностей нагрева на естественную циркуляцию. Такие охладители
конвертерных газов имеют незначительное аэродинамическое сопро-
тивление, высокую герметичность и надежность в эксплуатации и не
накладывают ограничений на работу основного металлургического
оборудования.
Рис. 3 27. Котел ОКГ-400 без дожигания СО:
1 - радиационный газоход; 2 - наклонный газоход; 3 - отверстие для прохода
кислородной фурмы: 4 - подача шихтовых материалов; 5 - уплотнительная
юбка; 6 - конвертер
76
Рис 3-28. Схема охладителя конвертерных газов ОКГ-ОНИ-ЗОО.
1 - циркуляционные насосы; 2 аккумулятор циркуляционною тина, 3
юбка; 4 горелки; 5 - подъемный радиационный газоход; 6 барабан-сепара
тор; 7 пароперегреватель; 8 - экономайзер; 9 - труба Вентури, 10 газголь-
дер; // - дымовая труба; 12 конвертер
Стабильную паропроизводительность ОКГ в продолжение всею
цикла работы конвертера при одновременном улучшении теплотехни-
ческих и конструктивных характеристик его и без дополнительного
использования добавочною топлива можно достигнуть применением
в схеме энергокомплекса аккумулятора циркуляционного типа и >аз-
гольдера (рис. 3.28). В период продувки используют в ОКГ физичес-
кую теплоту и примерно 10 % химической теплоты конвертерного ia-
за при а = 0,1. После охлаждения и очистки весь газ направляют в i аз-
гол ьдер. В межпродувочный период и во время продувки, когда нет
газовыделения, на выработку пара расходуют химическую и физичес-
кую теплоту газгольдерною газа и теплоту, аккумулированную горя-
чей водой в аккумуляторе. Недостатком этой схемы является нали-
чие в ней газгольдера, что предъявляет особые требования к обеспе-
чению пожарной безопасности
В последние юды для замены сгарых охладителей конвертерных
газов типа ОКГ-ЮО и по мере освоения новых мощностей конверте-
ров разработаны новые типы охладителей: ВОКГ-80-2, ОКГ-130,
ОКГ-130бд, ОКГ-180; ОКГ-250-2, ОКГ-250-М2бд, ОКГ400. Они ха-
рактеризуются применением в поверхностях нагрева труб, сварсн-
78
Таблица 3,5. Характеристики охладителен конвертерных газов сталеплавильного производства
Типоразмер котла Паропро- изводи тель- ное ть* т/ч Параметры пара Площадь поверхности на- грева, м2 Характеристика используемых газов
Давле- ние, М Темпе рату- Пара. °C радиаци- онной конвек- тивной эконо- майзера Расход, 103 м3/ч Температу- ра на входе, °C Температура на выходе, °C
ОКГ-ЮО-2 100 125 100 170 2,5 Температу- ра насыще- ния 375 844 551 9/27 1850-1950 а 295
ОКГ-ЮО-2Р 2,5 То же 375 844 551 9/27 1850-1950 285
ОКГ-ЮО-З ПО 170 2,5 ♦, ,♦ 545,1 1254 985 9/36 1850-1950 300
ОКГ-ЮО-ЗР 120 206 2,5 ,, »> 545,1 1240 1147 9/40 1850-1950 350
ОКГ-ЮО-ЗА 110 210 4,6 ♦, »> 586,6 1247 985 9/40 1850-1950 250
ОКГ-ЮО-З Б ПО 180 4,6 ♦♦ 563,7 1245 985 9/38 1850-1950 320
ВОКГ-80-2 485,7** 3,3 160-206 1628 — — 200 1700 1063
ОКГ-130 0-345*** 4,0 Температу- ра насыще- 1315 907 — 253 1700 750
ния
Продолжение табл. 3.5.
Типоразмер котла Паропро* * *** Параметры паря Площадь поверхности на- грева. Характеристика используемых газов
изводи те ль- ность* _ tn Давне- Темпе рату- радиапи комвек эконо- Расход» Температу- Температура
т/ч ние, МПа ра. °C ОН НОИ ТИВ11ОИ майзера Ю3 м3/ч ра на входе, °C _ на выходе, °C
ОКГ-1306Д 0—345 2,0-4,0 То же 1315 907 — 270 1650 750
ОКГ-180 60-138 4,7 1461 345 1057 130 1700 420
ОК Г-25 0-2 0-250 4,0 815 — 200 1600 780
ОКГ-250М26Д 0-160 1,9 954 — — 200 1700 1100
ОКГ-400 0-285 2-4,0 ” 1981 — — 393 1650 1070
*В числителе - средняя паропроизводительность, в знаменателе ~ максимальная.
*♦ Тепловая мощность, ГДж/ч (водогрейный режим).
*** Первое число - минимальная нагрузка (паропроизводительность) в начале продувки, второе число - паропроизводитель-
ность в конце продувки.
ных в панели, обеспечивающих высокую газовую «плотность ОКГ и
более высокую надежность работы их в условиях запыленных газов.
Конструкции ОКГ нового поколения учитывают высокие тепловые
нагрузки, их цикличность, высокую запыленность газов, уходящих
их горловины конвертеров, наличие в газах большого количества ток-
сичного оксида углерода.
Конструктивные и теплотехнические характеристики ОКГ приве-
дены в табл. 3.5.
3.3.2. Котлы-утилизаторы за обжиговыми печами
серного колчедана и в установках получения
серной и азотной кислот
К этой группе относятся КУ, в которых используется физи-
ческая, а при наличии горючих компонентов — и химическая теплота
отходящих газов высокотемпературных теплотехнологических уст-
ройств.
Ранее для установки за обжиговыми печами серного колчедана при-
менялись ширмовые КУ с принудительной циркуляцией пароводяной
смеси: УККС-8/40-2, УККС-6/40, УККС-4/40. Однако из-за неполадок
с котлом в связи с заносами поверхностей нагрева огарковой пылью
и отсутствия эффективных средств чистки, а также неполадок с цир-
куляционными насосами эти КУ были сняты с производства и заме-
нены водотрубными котлами с естественной циркуляцией типа
КС-ВТКУ.
Котлы типа КС-200 ВТКУ и КС-450 ВТКУ (табл. 3.6) устанавливают
за печами обжига серного колчедана в кипящем слое производитель-
ностью по колчедану соответственно 200 и 450 т/сут. Котлы однобара-
банные, водотрубные с естественной циркуляцией.
Котел КС-200 ВТКУ (см. рис. 4.9) является элементом энерготех-
нологического агрегата, он выполнен в виде радиационно-конвектив-
ной цельносварной шахты с набором испарительных ширм. Котел
КС-450 ВТКУ выполнен в виде двух параллельных радиационно-кон-
вективных шахт с набором испарительных ширм. В контуры циркуля-
ции этих котлов включены охлаждающие элементы кипящего слоя, с
помощью которых поддерживается заданная температура слоя сер-
ного колчедана.
Котел ПКС-Ц-10/40 (рис. 3.29) предназначен для сжигания серово-
дорода и охлаждения ПС В технологической схеме получения серной
кислоты предусмотрено полное сжигание сероводорода до образова-
ния SO2 с последующей переработкой его в серную кислоту. Котел
двухбарабанный, с естественной циркуляцией и двухступенчатым ис-
парением. Котел является частью энерготехнологического агрегата
(см. гл. 4).
81
Таблица 3 6. Водотрубные радиационно-конвективные котлы-у тип и заторы
Типоразмер котла Паро- произ- “ водитель ность, т/ч Параметры папа Состоя- ние па- ра Площадь поверхности нагрева, м2 Характеристика Используе- мых газов
- Дав- ле- ние, МПа Тем- пера- тура, °C радиа- цион- ной кон- вектив ной паро- ле ре- ‘грева- теля эконо- ~зд*хо- майзе- вателя ра Расход, 103 м3/ч Темпера- тура на входе, °C Темпера- тура на выходе, °C
КС-200 ВТКУ 10,35 4,0 440 Пере- гретый 17* 466 17,8* - 19,4 900 450
КС-450 ВТКУ 23,8 4,0 440 То же 38,5* 1070 45* 43,9 850 450
КУФ-20/13-45 20,0 1,3- 4,5 191- 200 Насы- щенный 312,5 184,5 — 528 38,2 1000 200
РК-12/14Ф 13,6 1,4 210 Пере- гретый 178,5 326 25 445 40,0 790 210
ТОП-15/40 15,0 4,5 290 То же 518 43,0 2888 30,0 1250 280
ТОП-25/40 25,0 4,5 320 ,, »♦ 134 1475 76 3036 50,0 1250 300
ТОП-35/40 35,5 4,5 365 ,, 376 2472 86 2785 75,0 1200 310
ТОП-5 0/40 56,0 4,5 320 м „ 447 2512 76 4180 100,0 1250 300
ТФП-25/40 25,0 4,5 350 2812 265 1208 30,0 1400 550
ТКС-4/40 4,0 4,5 300 — 388 6,8 8,0 930 400
ТКС-6,5/40 6,5 4,5 300 — — — — 16,0 930 380
ТК С-10/40 10,0 4,5 300 >* », — — — — — 24,0 930 400
УКЦМ-25/40 25,0 4,0 450 ’» ♦» 136 39 (фес- тон) 187 325 1404 5,5 1250 240
УКЦМ-40/14 40,0 1,4 — Насы- щенный 334** 646 9,7 (фес- тон) — 1014 248 42,6 1150 200
УККС-4/406П 4,0 4,0 250 То же 15* 231,6 — — “ 10,3 900 350
УККС-6/40 4,9- 9,16 4,0 410 450 Пере- гретый 140 34 168 16~ 17,4 850 300- 375
УККС-8/40-2 11,5 4,0 250 Насы- 32* ** 296 — — - 20,74 900 350
РКК-20/40 15 4,0 — тенный То же 168,5 1140 56,0 850 420
(вместимость конвертера 80 т) РКК-20/40 10 4,0 168,5 1140 35,0 850 380
(вместимость конвертера 55 т) РКУ-23/40 23 3,9 440 Пере- 136 39 221 360 1800*** **** 46,7 1300 167
СЭТЛ-Ц-100-1 ПКС-Ц-10/40 10 9,5 4,0 4,0 гретый 375/410 То же 354 - - 295 25,3 150 40 7$ 23,2 175 10—25 । ***♦ 1200 1640 1767 520 586
ЭТА-ЦФ-7Н2 32 4,0 440 ,, ,, 216 — 233 66,2 1640 35,0 1800 217
УС-2,6/39 2,6 4,0 350/450- - —- 98,5 9,6 250 8,5 800 170
* Поверхности элементов в слое.
**В числителе - радиационная, в знаменателе конвективная поверхности нагрева
***В числителе - поверхности высоконапорного воздухоподогревателя, в знаменателе - низконапорного.
**** Расход сжигаемого газа.
Рис. 3.29. Котел ПКС-Ц-10/40:
1 - циклонная топка; 2 - испарительная радиационная камера; 3 - верхний
барабан; 4 - нижний барабан; 5 - пароперегреватель
Котел типа СЭТА-Ц-100-1М (рис. 3.30) применяют в технологичес-
кой линии получения серной кислоты из элементарной серы или серо-
водорода. Котел водотрубный, цилиндрический, цельносварной, верти-
кальный, с горизонтальным циклоном для сжигания серы или серово-
дорода. Циркуляция естественная, испарение одноступенчатое. Произ-
84
J0/5Z?
Рис. 3.30. Котел СЭТА-Ц-100-1М:
1 - циклон; 2 - блок испарительный; 3 - переход газовый; 4 - пароохлади-
тель; 5 - пароперегреватель; 6 - барабан; 7 - каркас; 8 - камера переходная;
9 - портал
A-A
Рис. 3.31. Котел-утилизатор У С-2,6/3 9:
а - продолЫ1ЫЙ разрез; б - горизонтальный разрез; 1 - бункер; 2 - эконо-
майзер; 3 - испарительные поверхности; 4 - пароперегреватель
водительность котла по сжигаемой сере 100 т/сут. Котел также явля-
ется основной частью энерготехнологического агрегата.
Котел-утилизатор типа УС-2,6/39 (рис. 3.31) предназначен для ис-
пользования теплоты нитрозных газов в схеме производства слабой
азотной кислоты. Котел прямоточный, спиральные поверхности нагрева
расположены в вертикальном газоходе цилиндрической формы, рас-
считан на работу под разрежением. Подвод газов верхний. Газы после-
довательно омывают пароперегреватель, испарительную поверхность
и экономайзер. Поверхности нагрева соединены последовательно и
представляют собой пакеты, выполненные из двух соосных спираль-
ных витков труб. Поверхности нагрева, испарительные и экономайзер-
ные, выполнены из стали 20, пароперегревательные - из стали 12X1 МФ.
Пароводяная смесь из испарительного пакета поступает в двухсту-
пенчатый горизонтальный пленочный сепаратор. Пар из сепаратора на-
правляют в пароперегреватель. Питание котла автоматизировано и
производится конденсатом с небольшой добавкой химически очищен-
86
ной деаэрированной воды. Температура питательной воды Гп.в = 403 К.
Корпус котла цилиндрический, состоит из трех секций, соединенных
фланцами. Каждая секция имеет свой каркас и обшивку, облегченную
обмуровку и опоры под соответствующие поверхности нагрева. Сум-
марная площадь поверхности нагрева под давлением составляет
358 м2.
3.3.3. Котлы-утилизаторы за печами производства
обесфторенных кормовых фосфатов
На рис 3.32 показан радиационно-конвективный КУ
РК-12/14Ф с естественной циркуляцией, предназначенный для охлаж-
дения газов после вращающихся печей производства кормовых обес-
фторенных фосфатов и выработки слабоперегретого пара. Котел-утили-
затор РК-12/14Ф, выпускаемый взамен изготовлявшегося ранее котла
КУФ-20/13-45, выполнен в газоплотном исполнении, в совмещенной
компоновке.
Внутри газоходов котла расположены испарительные ширмы и ки-
пящий экономайзер. Для подсушки насыщенного пара используются
боковые и задние экраны опускного газохода. Котел оснащен двухсту-
пенчатой системой испарения. В солевой отсек, размещенный в бараба-
не котла, подключены левый боковой экран и ширмы левого подъем-
ного газохода, в чистый отсек — фронтовой, правый, задний, средние
экраны и ширмы правого подъемного газохода.
Фронтовой цельносварной газоход разделен при помощи цельно-
сварных двухсветных экранов на три части. В нижней части двухсвет-
ные экраны разведены в двухрядный фестон, а в верхней части они об-
разуют газоплотный потолок входной и средней частей. В левой и пра-
вой подъемных частях газохода на боковых стенках установлено по
семь испарительных ширм.
Трубы фронтового экрана в месте подвода технологического газа
разведены в фестон, а в нижней части в каждой из трех зон выполне-
ны разводки под лазы. Трубы заднего экрана в месте разворота газов
в экономайзер и пароперегреватель разведены в фестон с лазом. Зад-
ний цельносварной газоход имеет три стенки, выполненные из цельно-
сварных панелей. Торцы левой и правой стенок соединены с задним эк-
раном фронтового газохода, который выполняет функцию четвертой
стенки. Левая и правая стенки заднего газохода своими трубами обра-
зуют проемы для установки пакетов экономайзера, а в верхней час-
ти стенки образуют горизонтальный потолок. Конвективный пучок
состоит из ширм и расположен слева и справа во фронтовом цельно-
сварном газоходе.
В качестве пароперегревателя в КУ используется задний прямоуголь-
ный газоход, у которого в задний экран (в верхнюю камеру) подво-
дится насыщенный пар из барабана. В нижней камере подкушенный пар
87
A-A
Рис. 3.32
Рис. 3.32. Котел-утилизатор РК-12/14Ф:
1 - экраны; 2 - ширмы; 3 - барабан; 4 - пароперегреватель; 5 - эконо-
майзер
разделяется на два потока и по левой и правой стенкам заднего газо-
хода поднимается навстречу потоку технологического газа.
Экономайзер выполнен из десяти пакетов - ио пять с левой и пра-
вой сторон в заднем прямоугольном газоходе.
Кроме КУ РК-12/14Ф, используемого для охлаждения относитель-
но низкотемпературных отходящих газов (790 °C) после вращающих-
ся печей, при производстве обесфторенных плавленных фосфатов в
циклонных печах (температура отходящих газов 1600—1700 °C) ис-
пользуются рассматриваемые в гл. 4 энерготехнологические агрега-
ты типа ЭТА-ЦФ-7 с радиационными котлами-камерами охлаждения
технологического газа. Основные теплотехнические и конструктив-
ные характеристики этих теплоиспользующих установок приведены
в табл.* 3.6.
3.3.4. Туннельные КУ. Другие типы котлов-утилизаторов
В цветной металлургии значение КУ определяется не толь-
ко обеспечиваемой ими экономией топлива, но прежде всего их поло-
жительным влиянием на основной технологический процесс В ряде
случаев, например, при кислородно-взвешенной плавке или в шлако-
возгоночных печах, осуществление основного технологического про-
цесса находится в прямой зависимости от работоспособности котла
на отходящих продуктах сгорания.
В цветной металлургии наибольшее распространение получили ра-
диационно-конвективные котлы. Однако установленные за отраже-
тельными печами некоторые энергетические котлы (четырех- и трех-
барабанные котлы ЛМЗ ТП-50), а также специально изготовленные
котлы типа УКЦМ (утилизационные котлы цветной металлургии) раз-
ных типоразмеров оказались неработоспособными. В этих котла не
учитывались специфические особенности отходящих газов печей цвет-
ной металлургии, к которым относятся* мелкодисперсность и легко-
плавкость значительной части шихтового выноса, высокая запылен-
ность и значительное содержание SO2 В результате эти котлы быстро
заносились уносом и их приходилось часто останавливать для чистки
ГИНЦВЕТМЕТ и БЗЭМ создана серия туннельных котлов, в которых
были учтены физико-химические особенности отходящих газов печей
цветной металлургии. Головные образцы серии туннельных котлов
типа ТОП (туннельные котлы за отражательными печами) разных типо-
размеров (50/40, 35/40, 25/40 и 15/40) были изготовлены в начале
70-х годов. Основные теплотехнические и конструктивные характерис-
тики котлов ТОП и УКЦМ приведены в табл. 3.6.
На рис. 3 33 изображена схема туннельного котла на отходящих га-
зах, устанавливаемого за печами кислородно-факельной плавки типа
ТФП. Этот котел состоит из экранированной радиационной камеры,
за которой размещаются испарительные ширмы. Котлы ТФП изготов-
90
Рис 333 Туннельный котел типа ТФП-
1 - экраны радиационной камеры: 2 - растопочная горелка, i - барабан:
4 -- испарительные ширмы: 5 - бункер
лены двух типоразмеров 15/50 и 25/50 и предназначены для выработ-
ки перегретого пара давлением 5,0 МПа и температурой 625 К на про-
изводительность 15 и 25 т/ч. Радиационная камера охлаждения пред-
ставляет собой вытянутый в длину газоход прямоугольного сечения,
все грани которого экранированы радиационными поверхностями.
За радиационной камерой расположена конвективная ширмовая по-
верхность нагрева. В нижней части котла установлены водоохлаждае-
мые бункера, изготовленные из стальных листов, к наружной поверх-
ности которых приварены охлаждаемые трубы, включенные в контур
циркуляции котла, для того чтобы предотвратить опасность серно-
кислотной коррозии стенок бункеров. В котлах ТФП отсутствует воз-
духоподогреватель, так как в кислородно-факельном процессе приме-
91
Рис 3 34. Туннельный котел типа ТКП:
1 - конвертер; 2 - напыльник; 3 - экранированный газоход; 4 - ширмовые
поверхности нагрева
няют только технический кислород. По экранному и конвективному
газоходам происходит движение газов с малой скоростью (0,5- 1,0 м/с).
При модернизации котла видоизменена конструкция воронки топ-
ки, предусмотрены устройства по предотвращению подсосов воздуха
и меры по обеспечению более тщательного регулирования температу-
ры газов за котлом в зависимости от условий последующей тонкой
очистки и технологического использования печных газов. Длина кот-
ла ТФП-15/50—15 м, котла ТФП-25/50 - 18 м. Высота 18,4, ширина
4,5 м. Данные по этим котлам приведены в табл. 3.6.
Туннельные котлы типа ТКП устанавливают за конвертерами мед-
ного и никелевого передела. Паропроизводительность этих котлов
40 и 75 т/ч. Схема компоновки котла ТКП с конвертером показана
на рис. 3.34 В схеме предусмотрено комплексное решение утилиза-
ционной установки, позволяющее обеспечить наиболее полное исполь-
зование физической теплоты и SO2 конвертерных газов для производ-
ства серной кислоты. Конвертерные газы из конвертера через напыль-
ник поступают в радиационную полностью экранированную камеру,
затем переходят в конвективную часть туннеля, и после охлаждения
до заданной температуры их направляют в сернокислотное производ-
ство.
Одним из основных условий комплексного использования конвер-
терных газов является снижение до минимума подсоса холодного воз-
духа, прежде всего в зоне напыльника, и предупреждение выбивания
газов в помещение цеха. Для этой цели напыльник выполняют герме-
92
тичным, охлаждаемым котловой водой. Охлаждаемые элементы вклю-
чают в контур циркуляции котла. С учетом периодичности работы кон-
вертеров в схеме ТКП предусмотрена подтопка с помощью газомазут-
ных горелок, включаемых при длительном прекращении подачи в ко-
тел конвертерных газов. Основные характеристики КУ типа ТКП и кот-
лов, устанавливаемых за печами кипящего слоя для обжига сульфид-
ных материалов, приведены в табл. 3.6»
За конвертерами предприятий цветной металлургии устанавливают
также паровые котлы на отходящих газах РКК-20/40 (см. рис. П4 1).
Котел однобарабанный, с многократной принудительной циркуляцией,
горизонтального расположения. Производительность собственно кот-
ла 15, напыльника — 6 т/ч. Давление пара в барабане 4,0 МПа, темпера-
тура насыщенного пара 522 К. Основные теплотехнические и конструк-
тивные характеристики таких котлов для конвертеров вместимостью
80 и 35 т приведены в табл. 3.6.
Котел-утилизатор РКУ-23/40 устанавливают за циклонными печами
цветной металлургии. Он выполнен по П-образной схеме с двухступен-
чатым пароперегревателем и высоконапорным воздухоподогревателем,
одноступенчатым низконапорным воздухоподогревателем и змееви-
ковым экономайзером кипящего типа.
В промышленности используются и другие виды КУ, отдельные из
которых приведены в табл 3 6 Из рассмотренных КУ видно, что их
конструкции и условия работы существенно различаются Так, только
БЗЭМ изготовлено более 200 различных типов КУ. В настоящее время
НПО ЦКТИ, БЗЭМ, а также различные отраслевые организации продол-
жают работу по совершенствованию и разработке новых типов КУ.
3.4. ЦЕНТРАЛЬНЫЙ ПАРОПЕРЕГРЕВАТЕЛЬ
При работе КУ в условиях переменною режима, а также при
выработке в КУ насыщенного пара обычно применяют центральный
пароперегреватель. На рис. 3 35 показан центральный пароперегрева-
тель типа ЦП-60-С. Пароперегреватель предназначен для перегрева на-
сыщенного пара, вырабатываемого КУ. Общее солесодержание пода-
ваемого в центральный пароперегреватель пара не должно превышать
200 мкг/кг. В качестве топлива для перегрева пара от КУ метал-
лургических заводов применяется доменный газ с теплотой сгора-
ния 4200 кДж/м3. Пароперегреватель выполнен по П-образной схе-
ме. Он состоит из экранированной топочной камеры 2, подьемного газо-
хода с конвективной частью пароперегревателя 4 и опускного газохо-
да, в котором установлены подогреватель воздуха (6, 8) и в рассеч-
ку с ним — подогреватель доменного газа 7. Установка имеет взрывные
клапаны 5.
Боковые стены, потолок и пол топочной камеры объемом 9,03 м3
экранированы трубами радиационной части пароперегревателя. На
93
Рис. 3.35 Центральный пароперегреватель
фронтовой стене камеры установлена туннельная смесительная горел-
ка доменного газа 7. В задней части камеры потолочные экранные тру-
бы разведены в фестон 3 для прохода газов в газоход конвективной
части пароперегревателя.
Пар от КУ поступает в радиационную часть пароперегревателя, затем
по перепускным трубам подводится к верхнему пакету его конвектив-
ной части. Последняя выполнена по противоточной схеме с горизонталь-
но расположенными змеевиками. Конвективная часть пароперегрева-
теля состоит из двух блоков: первый по ходу пара выполнен из труб
диаметром 32x3 мм (сталь 20), второй — из труб диаметром 32x4 мм
94
(сталь 12X1 МФ). Радиационная часть пароперегревателя выполнена
из труб диаметром 32x3 мм (сталь 15ХМ).
Подогреватель доменного газа трубчатый, горизонтальный, располо-
жен между двумя ступенями воздухоподогревателя. Доменный газ про-
ходит внутрь труб и делает два хода. Подогретый доменный газ пода-
ется к горелке центрального пароперегревателя. Воздухоподогрева-
тель состоит из одноходового трубчатого куба в нижней части опуск-
ного газохода и двухходового куба в верхней части газохода. Трубы
воздухоподогревателя расположены вертикально. Внутри труб прохо-
дят топочные газы. Подогретый воздух используется для сжигания
доменного газа в смесительной горелке топки центрального паропе-
регревателя. Воздухоподогреватель и подогреватель доменного газа
выполнены из труб диаметром 45x3 мм (сталь 20).
Центральный пароперегреватель рассчитан на паропроизводитель-
ность 40 т/ч. Давление пара на выходе из пароперегревателя ЦП-60-С-45
составляет 4,5, а пароперегревателя ЦП-60-С-19 — 1,9 МПа. Температу-
ра пара на выходе из пароперегревателей равна соответственно 718
и 653 К, и на входе — 532 и 491 К. Температура уходящих газов соот-
ветственно составляет 513 и 477 К. Расход доменного газа соответствен-
но равен 6265 и 4605 м3/ч. Расчетные площади поверхностей нагрева,
м1: радиационная часть пароперегревателя 21,32; фестона 5,27; кон-
вективной части пароперегревателя 149,1; воздухоподогревателя 165
(110+55); подогревателя доменного газа 69,4.
Глава четвертая
ЭНЕРГОТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ТЕПЛОИСПОЛЬЗОВАНИЕ
И ЭНЕРГОТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ АГРЕГАТЫ
4.1. ОСОБЕННОСТИ И ЭФФЕКТИВНОСТЬ
ЭНЕРГОТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ТЕПЛОИСПОЛЬЗОВАНИЯ
Внешнее технологическое и энергетическое использование
теплоты отходящих газов производственных теплотехнологических ус-
тановок, рассмотренное в гл. 2, является по существу использованием
вторичных энергоресурсов, приводящим к повышению суммарного
коэффициента использования располагаемой теплоты. Вместе с тем раз-
мещение дополнительных теплоиспользующих устройств за сущест-
вующими теплотехнологическими установками в большинстве слу-
чаев практически не оказывает влияния на протекание основного тех-
нологического процесса, а отключение этих теплоиспользующих эле-
ментов также существенно не сказывается на работе технологической
установки.
95
В разрабатываемых в последние годы новых энерготехнологических
агрегатах (ЭТА), характеризующихся высокой энергетической и тех*
нологической эффективностью, имеет место не простое сочетание теп-
лотехнологической установки с дополнительным последовательно
расположенным теплоиспользующим устройством, как это имеет
место при внешнем использовании теплоты отходящих газов. При энер-
готехнологическом теплоиспользовании в энерготехнологическом еди-
ном агрегате вырабатываются по крайней мере два товарных продук-
та — технологический и энергетический. Раздельная работа технологи-
ческого и энергетического элементов в таком агрегате невозможна.
При совместной их работе в большинстве случаев достигается повы-
шение технологической и энергетической эффективности ЭТА, боль-
шая надежность работы, увеличение длительности рабочей кампании.
Экономия энергоресурсов в ЭТА достигается в первую очередь эконо-
мически целесообразным и технически осуществимым возвратом
(регенерацией) тепловых отходов технологическому процессу (по-
догрев окислителя, сырья, топлива), а энергетические элементы обес-
печивают надежную работу теплоиспользующих устройств. Для повы-
шения эффективности работы ЭТА может использоваться также дутье,
обогащенное кислородом. При создании ЭТА обычно оптимизируют
всю систему теплоиспользования, начиная с технологической камеры.
На рис. 4.1 для примера показана принципиальная схема энерготех-
нологического теплоиспользования применительно к плавильному
технологическому процессу. В технологической плавильной камере
ТК осуществляется обработка технологического сырья с получением
технологического продукта GT. Для обеспечения надежной работы
плавильной камеры стены ее выполнены с принудительно охлаждае-
мой гарнисажной футеровкой, в элементах которой -вырабатывается
энергетическая продукция G3 - водяной пар или горячая вода. Отхо-
дящие из технологической камеры высокотемпературные газы посту-
пают в камеру радиационного охлаждения - радиационный котел РК,
в котором газы и содержащийся в них расплавленный технологичес-
кий вынос охлаждаются до температуры, при которой исключается
зашлаковывание расположенных далее теплоиспользующих устройств ~
конвективных элементов парового котла и пароперегревателя (на схе-
ме не показаны), а также элементов регенеративного теплоиспользова-
ния — подогревателей сырья, окислителя, топлива (ПС ПО, ПТ). В
котле также вырабатывается энергетическая продукция G3. В зависи-
мости от конкретных условий отдельные из указанных элементов ЭТА
могут отсутствовать или имеются другие устройства, например для до-
полнительной обработки получающегося расплава, улавливания от-
дельных компонентов из отходящих газов и т.п.
Выбор оптимальной схемы организации теплотехнологического
процесса в рабочей камере ЭТА зависит от особенностей технологи-
ческого процесса. Во многих случаях наибольшая технологическая эф-
96
Рис. 4.1. Схема теплоиспользования в
энерготехнологическом агрегате
фективность достигается при комбинировании различных теплотехни-
ческих принципов их организации [5, 9, 16]. Например, начальная
обработка пылевидного технологического сырья осуществляется в газо-
взвеси в вихревом (циклонном) потоке с плавлением сырья, а дооб-
работка — в ванне расплава или начальная обработка технологического
сырья организуется в кипящем слое, а дообработка и улавливание -
в вихревой камере и т.п.
Энерготехнологическое теплоиспользование в ЭТА в большинстве
случаев оказывается целесообразным как для высокотемпературных
плавильных процессов, так и для относительно низкотемпературных,
без плавления обрабатываемого сырья. Примеры энерготехнологи-
ческих агрегатов в различных отраслях промышленности рассмотре-
ны в § 4.2.
Для ЭТА полезное теплоиспользование складывается из теплоты,
пошедшей на выработку технологической продукции, Qr и теплоты
на выработку энергетической продукции Q3. Коэффициент использова-
ния располагаемой теплоты, %, для ЭТА с учетом затрат энергии на
собственные нужды составляет
Q-. + Оъ
*ЭТА =-^100=^, (4-1)
Урасх
где 2расх ~ расход теплоты;
О-
17? = ----------100 и 1?® = ----------100
2х.т + £экз + бс.Н £х.т+(?экз + £с.Н
— соответственно коэффициенты использования теплоты на получение в
ЭТА технологической и энергетической продукции, здесь QXT — хими-
ческая теплота топлива; бэкз — теплота экзотермических превращений;
Сс.н ~ затраты теплоты на собственные нужды, единица теплоты на
1 кг (м3) топлива или на единицу технологической продукции (сырья).
По мере увеличения доли теплоты отходящих газов, идущей на реге-
нерацию, значение будет соответственно увеличиваться, так как при
этом будут снижаться затраты теплоты топлива 2Х,Т. Значение коэффи-
4-6798
97
циента q3 будет соответственно уменьшаться. При этом во всех случаях
суммарное значение коэффициента использования располагаемой тепло-
ты в ЗТА, %, будет определяться соотношением
^ЭТА= ЮО— (<7у.г + <7н.о + 0*2)
где q? г <7Н 0 и qc н - соответственно удельные потери теплоты с уходя-
щими из ЭТА газами, потери от наружного охлаждения и затраты теп-
лоты на собственные нужды.
При выработке в ЭТА дополнительной энергетической продукции
с полезной теплотой Q3 экономия условного топлива для предприятия,
кг/год, составит
= BQ3n{\ -0)- 100
(43)
29,31 1?зам
где В — расход топлива, кг/ч (м3/ч) на выработку в ЭТА технологичес-
кой и энергетической продукции; Q3 - теплота энергетической продук-
ции, МДж/кг (МДж/м3); 29, 31 — теплота сгорания условного топлива,
МДж/кг; 1?*ам — энергетический КПД замещаемой установки, %; п -
число часов работы установки в году; 0 — коэффициент, учитывающий
ухудшение работы ТЭЦ для случая замены используемого ранее отбор-
ного пара турбин на пар, полученный в ЭТА; в зависимости от пара-
метров замещаемого пара 0 = 0,2^0,4.
Для оценки сравнительной эффективности раздельной и комбиниро-
ванной выработок основного технологического и дополнительного
энергетического продукта (в ЭТА, а также в установках с внешним ис-
пользованием теплоты отходящих газов в КУ) можно сопоставить
энергетический КИТ ЭТА т?эТА (или комбинированной установки с
внешним теплоиспользованием — см. гл 2) со сравнительным энерге-
тическим КИТ автономных установок по производству технологичес-
кой продукции без утилизации сбросной теплоты отходящих газов и
энергетической продукции, получаемой при сжигании дополнительно-
го топлива в отдельном энергоагрегате:
э _ ^доп ^доп
R+R
° + "ДОП
Сравнительный энергетический КИТ является обобщенным показа-
телем для автономных установок, раздельно вырабатывающих анало-
гичную по количеству и качеству технологическую и энергетическую
продукцию.
На рис. 4.2 применительно к плавильному технологическому про-
цессу показаны схемы теплоиспользования при совместной в ЭТА (а)
и раздельной в автономных установках (б) выработке технологической
и энергетической продукции (7Т и (7Э.
(4.4)
98
Рис. 4.2. Схема комбинированной и раз-
дельной выработки технологической и
энергетической продукции:
а - энерготехнологический агрегат;
б - автономные технологическая и энер-
гетическая установки
В энерготехнологическом пла-
вильном агрегате, состоящем из
технологической камеры ТК, радиа-
ционного котла РК для охлажде-
ния газов и содержащегося в них
уноса и подогревателей для ре-
генеративного нагрева сырья,
окислителя, топлива расход
топлива составляет ^ЭТА> вы‘
ход технологического продук-
та GT, а энергетического (пар,
горячая вода и др.) ~ Сэ;
энергетический КИТ агрегата
с учетом затрат на собствен-
э
ные нужды ^ЭТА’ а технологического производственного процесса
ri\ Для раздельной выработки технологической и энергетической
продукции при сохранении регенеративного подогрева сырья, окислите-
ля и топлива, как и в ЭТА, расход топлива в автономной технологичес-
кой установке остается практически на прежнем уровне, т.е.£т = ЯэТА.
Для выработки дополнительной энергетической продукции G3 не-
обходимо затратить дополнительное количество топлива ЯДОП, кото-
рое сжигается в автономной котельной установке К с КИТ 1?д0П.
Выражение (4.4) для определения сравнительного КИТ для автоном-
ных установок можно преобразовать:
^ср
^доп
1 + —-—
Я доп
7?тэ£т
Я доп
в*$
(4.5)
^т .
Значение зависит от соотношения расходов топлива, затрачиваемо-
го на выработку дополнительной энергетической и основной техноло-
гической продукции» 5ДОП/5Т, а также от значений и соотношения энер-
99
гетических КИТ этих процессов ^|опМу.При равенстве энергетичес-
ких КИТ основного и дополнительного процессов
•л з э
*?Ср = Ъ = Т?доп*
В большинстве случаев КИТ при выработке дополнительной энерге-
тической продукции в автономном агрегате (например, котле) больше
КИТ для высокотемпературного технологического процесса 0?дОП >
> поэтому с увеличением отношений т?дОПЛ?т и ДдопМт
значение 1?ср возрастает. При условии < 1 рост отношения
5доп/^т приводит к снижению ^р. Эффективность ЭТА по сравнению
с установками для раздельной выработки тех же продуктов, т.е. отноше-
ние *?этд/7?ср, будет тем больше, чем меньше КИТ производительного
технологического процесса и чем меньше отношения т?д0ПЛ?т и
Лдоп/Ят. Зависимость т^р от соотношения коэффициентов теплоис-
пользования и расходов топлива для дополнительного энергетическо-
го и основного технологического процессов приведена на рис. 4.3.
Оптимальный вариант (совместная или раздельная выработка тех-
нологической и энергетической продукции) выбирается по наименьшим
приведенным затратам на капитальные вложения и ежегодные издерж-
ки производства. При выработке технологической и энергетической
продукции экономическая эффективность может быть определена по
соотношению приведенных затрат на комбинированный объект Зк и
п
суммы приведенных затрат Е 3/ замещающих его автономных спе-
/ = 1
диализированных объектов. Объект, вырабатывающий несколько ви-
дов продукции, будет экономически более эффективным при условии
п
Зк < S з,.
i - 1
Рассмотренный анализ сопоставления эффективности совместной вы-
работки технологической и энергетической продукции в ЭТА и раздель-
ного их получения в автономных агрегатах может быть использован, и
при сопоставлении комбинированных технологических процессов при
рассмотренном в гл. 2 внешнем использовании тепловых отходов с
раздельной выработкой тех же технологических продуктов в автоном-
ных агрегатах. В этом случае сопоставляют суммарный энергетический
коэффициент использования затраченной теплоты для агрегата с
внешним теплоиспользованием со сравнительным энергетическим КИТ
для автономных агрегатов.
Энерготехнологическое теплоиспользование, а также комбинирован-
ное технологическое, технологическое и энергетическое внешнее тепло-
использование с получением технологической и энергетической про-
100
1 0,8 0,6 ОА ОЛ 0 1 Z 8 Ч 5
fa
Рис. 4 3. Зависимость сравнительного КИТ от 5Д011 Z?T и 1?дОП/1?3
^затр ~ ^пот
^затр
(4.6)
дукции имеют существенные термодинамические преимущества перед
автономным получением аналогичной продукции. Это отчетливо вы-
является при эксергетическом анализе рассматриваемых вариантов,
когда учитывается не только количество, но и качество используемой
теплоты.
Если затраченная эксергия £заТр, а полезно усвоенная - £'пол> то
эксергетический КПД
_ £'пол _
^экс “ 7 ~
£затр
где £пот - потери эксергии при проведении данного процесса.
Для теплотехнологической установки основными потерями эксергии,
как уже отмечалось в гл. 2, являются потери от необратимости процес-
са горения и неравновесного (необратимого) теплообмена между тепло-
носителем и технологическим сырьем. Эти потери, как и потери эксер-
гии при смешении потоков с различной температурой и др., в тепловом
балансе отражения не находят.
Пример теплового и эксергетического балансов для энерготехноло-
гического агрегата, предназначенного для получения обесфторенных
плавленых фосфатов и водяного пара (см. § 4.2), приведены в табл. 4.1.
Расчеты выполнены для следующих условий [18]: производительность
агрегата по обесфторенным фосфатам 10 т/ч; температура расплава
1450 °C; производительность агрегата но пару 15 т/ч (р= 10 МПа, лп п =
= 510 °C); температура подогрева воздуха 350 °C; температура уходя-
щих газов для ЭТА 150 °C; то пл и во-природный газ с Q? = 35,8 МДж/м3.
Затраты на собственные нужды здесь не учтены. Из таблицы следует,
что если суммарный коэффициент использования теплоты в ЭТА (теп-
101
Таблица 4.L Тепловой и эксергетический балансы
энерготехнологического агрегата
Статья баланса Теплота Эксергия
кВт % кВт %
Приход
Топливо 16 380 100,0 16 380 100,0
Расход
Расплав фосфатов 4493 27,4 2869 17,5
Пар 10 400 63,5 5290 32,3
Потери от необратимости го- — — 3900 23,8
рения Потери от неравновесного — — 3600 22,0
теплообмена
Потери из-за присоса воздуха — — 180 1,1
Потери от химического не- 245 1,5 245 1,5
дожога
Потери с уходящими газами Потери от наружного охлаж- 1160 82 7,1 0,5 82 1,3 0,5
дения
Всего 16 380 100 16 380 100
лота технологического продукта — расплава и теплота пара) для рас-
сматриваемых условий т?этд = 27,4 + 63,5 = 90,9%, то эксергетический
КПД агрегата = 17,5 + 32,3 = 49,8 %.
Низкий термодинамический КПД агрегата обусловлен потерями,
возникающими в процессе передачи теплоты от топлива, обладающего
химической энергией высокого потенциала, к технологическому про-
дукту и особенно к водяному пару с энергией низкого потенциала.
В рассматриваемом случае потери от неравновесного теплообмена со-
ставляют 22, а потери от необратимого горения 23,8 %. Вместе с тем
потери эксергии с уходящими газами в ЭТА по эксергетическому ба-
лансу составляют 1,3 против 7,1 % по тепловому балансу, что объяс-
няется низким температурным потенциалом уходящих газов, а следо-
вательно, и относительно малой их ценностью.
Эксергетический анализ теплотехнологического процесса указы-
вает, например, на пути повышения его термодинамической эффектив-
ности. Так, повышение температуры подогрева окислителя, а также
подогрев газообразного топлива ведут к повышению температуры
продуктов сгорания, вследствие чего снижаются потери эксергии от
необратимости процесса горения. Повышение параметров вырабаты-
ваемого в ЭТА пара способствует уменьшению потерь от неравновес-
ного теплообмена.
При энерготехнологическом теплоиспользовании в ЭТА или ком-
бинированном последовательном теплоиспользовании потери эксер-
гии от неравновесного теплообмена снижаются. Это связано с тем, что
102
в высокотемпературной зоне теплоносителя располагается высоко-
температурный технологический процесс, а в низкотемпературной -
другой технологический или энергетический низкотемпературный про-
цесс. При этом перепад температур между греющими газами и нагревае-
мой средой будет меньше, чем для автономных установок
Термодинамические преимущества комбинированной выработки
технологической и энергетической продукции по сравнению с раздель-
ным их получением в автономных агрегатах отчетливо проявляются
при сопоставлении эксергетических КПД комбинированного тепло-
использования т?^КС для агРегата с внешним теплоиспользованием или
^ЭТА дая энеРготехнологического вгрегата со сравнительным эксер-
гетическим КПД автономных агрегатов:
экс О 4. «экс Р
экс _ т *т + ^доп **доп
4 Ср в +в
дт + "ДОП
(4.7)
где riуКС и ^?Эдоп ” эксергетические КПД основного технологического
и дополнительного процесса; 2?т, Ддоп ~ расходы топлива на основной
и дополнительный процессы автономных установок, т.е. на выработку
технологической и энергетической продукции в не связанных друг с
другом установках.
На рис. 4.4 для примера показано изменение температурной функции
1 —То/Т, характеризующей работоспособность (эксергию) теплоноси-
теля при его температуре Т и температуре окружающей среды Го в за-
висимости от относительного количества теплоты по элементам ЭТА,
вырабатывающего высокотемпературный технологический продукт
(обесфторенный фосфат — см 4.2) и относительно низкотемператур-
ный продукт (водяной пар). На рис. 4 5 приведены аналогичные дан-
ные для двух автономных установок - технологической установки
и парового котла, вырабатывающих раздельно такую же продукцию,
как и ЭТА. Подогревы воздуха в ЭТА и автономной технологической
установке приняты одинаковыми (400 °C). Как показывают расчеты,
в рассматриваемых условиях эксергетический КПД двух автономных
установок, определенный по зависимости (4 7), только 24,7 %. Разни-
ца в значениях эксергетического КПД для ЭТА и установок с раздель-
ной выработкой аналогичной по количеству и качеству продукции
определяется большими потерями эксергии от неравновесного тепло-
обмена для автономных агрегатов.
В энерготехнологических агрегатах, а также в теплотехнологичес-
ких установках с дополнительным внешним технологическим или
энергетическим теплоиспользованием при оценке топливной состав-
ляющей в стоимости получаемой технологической и энергетической
продукции целесообразно учитывать качество использованной для это-
го теплоты топлива, что может быть осуществлено при учете эксер-
гии затраченной теплоты.
103
Рис. 4.4. Изменение температур-
ной функции (1 - Го/ Г) в за-
висимости от относительного ко-
личества теплоты по элементам
ЭТА:
ТК - технологическая камера;
КРО - камера радиационного ох-
лаждения; ПН- пароперегрева-
тель; Э - экономайзер; ПВ -
подогреватель воздуха; Ер - эк-
сергия расплава; Ег,ф - затра-
ты эксергии на выработку пара
в элементах гарнисажной футе-
ровки; £кро - затраты эксергии
на выработку насыщенного пара в
камере радиационного охлажде-
ния; ~ затраты эксергии на
перегрев пара; - затраты эк-
сергии в экономайзере; -
затраты эксергии в подогревате-
ле воздуха; Еу<г - потери эксер-
гии с уходящими газами; Егор -
потери эксергии при горении;
Ет - потери эксергии при тепло-
обмене
Если при энерготехнологическом (комбинированном) теплоисполь-
зовании сумаарные затраты эксергии
Д£= Д£т + ДЯдоп» (4.8)
где Д£т и Д£доп “ соответственно затраты эксергии на выработку ос-
новной технологической и дополнительной продукции, то доли рас-
полагаемой эксергии, затраченные на выработку основной техноло-
гической и дополнительной продукции, составят
аэкс _ . экс _ Д^Д°П
g Т ДЕ ’ *ДОП ~ ДЕ *
При расходе топлива в ЭТА или установках с комбинированным
внешнем теплоиспользованием В на долю технологического продукта
можно отнести часть топлива £т, пропорциональную затраченной эк-
сергии, т.е.
Яэткс = Я^?кс
а на долю дополнительного продукта
(411)
104
(4.10)
Рис. 4.5. Изменение температурной функции (1 ~ TQ/T) в зависимости от относи-
тельного количества теплоты по элементам устройств для раздельной выработки
технологической и энергетической продукции.
а - выработка технологической продукции; б - выработка энергетической
продукции; ТК - технологическая камера; РК - радиационный котел; ПВ -
подогреватель воздуха; Э — экономайзер; ПП - пароперегреватель; Fp - эксер-
гия расплава; £г,ф - затраты эксергии на охлаждение элементов гарнисажной
футеровки; Fpj^ - затраты эксергии на выработку насыщенного пара в радиа-
ционном котле; /?ПП ~~ затраты эксергии на перегрев пара; F3 - затраты эксер-
гии в экономайзере; £пв ~ затраты эксергии в подогревателе воздуха; Fy.r -
потери эксергии с уходящими газами; Frop ~ потери эксергии при горении;
FT - потери эксергии при теплообмене
Вода
Учет потенциала теплоносителя (его работоспособности) дает воз-
можность в ЭТА или при комбинированном внешнем теплоиспользо-
вании распределить затраты на топливо для выработки основной тех-
нологической и дополнительной продукции в соответствии с качеством
теплоносителя.
Анализируя целесообразность и эффективность комбинированной
выработки технологической и энергетической продукции, необходимо
отметить следующее. С увеличением единичной мощности технологи-
ческого устройства возрастает целесообразность выработки на его ба-
зе и энергетической продукции. Выход энергетического продукта на
единицу технологической продукции зависит от мощности установки,
удельного расхода топлива и доли теплоты топлива, затраченной на
выработку энергетической продукции. На рис. 4.6 показана зависи-
мость выхода пара £>, т/ч, от производительности ЭТА по технологи-
105
Рис. 4.6. Зависимость выхода пара от производительности ЭТА по технологичес-
кому продукту при различных удельных расходах условного топлива и доли теп-
лоты па выработку пара.
-------------- для р х ю МПа, ГПеП. = 510 °C;----------------для р = 4 МПа,
*п.п =450 °C
ческому продукту G, т/ч, при изменении удельного расхода топлива
на технологический процесс Ь, кг/кг, и доли теплоты qn, расходуемой
на выработку пара. При единичной производительности технологичес-
кого агрегата G = 20 т/ч выход пара составит 20—60 т/ч, а при произ-
водительности 67 = 100 т/ч выход пара энергетических параметров со-
ставит 200—400 т/ч, что соответствует примерно 100 МВт электричес-
кой мощности.
Энерготехнологические агрегаты находят все большее применение
в различных отраслях промышленности для повышения эффективнос-
ти различных теплотехнологических производств. Примеры промыш-
ленного использования ЭТА, а также схемы отдельных разрабатывае-
мых ЭТА рассматриваются в § 4.2.
42. ЭНЕРГОТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ АГРЕГАТЫ
8 ПРОМЫШЛЕННОСТИ
4.2.1. Энерготехнологический агрегат для получения
обесфторенных плавленых фосфатов
Бескислотное производство обесфторенных плавленых фос-
фатов осуществлено на суперфосфатном заводе с использованием энер-
готехнологических циклонных агрегатов [19]. На рис. 4.7 показан
106
Рис. 4.7. Энерготехнологический агре-
гат для гидротермической переработ-
ки фосфоритов
один из вариантов изготовленно-
го БЗЭМ энерготехнологическо-
го агрегата ЭТА-ЦФ-7 для высо-
котемпературной гидротермичес-
кой переработки фосфоритов
Каратау. Основным элементом
является циклонная плавильная
камера с гарнисажной футеров-
кой с испарительным охлажде-
нием. Подвод технологического
сырья (фосфоритная мука) осу-
ществляется в верхнюю часть циклонной камеры через загрузочный пат-
рон. Топливо (газообразное или жидкое) и воздух подводятся через тан-
генциально расположенные сопла, обеспечивая создание в камере закру-
ченного высокотемпературного газового потока. Циклонная камера
выполнена из вертикальных труб диаметром 57x4,5 мм (материал —
сталь 20). Трубы включены в контур естественной циркуляции агрега-
та. Они ошипованы и покрыты огнеупорной обмазкой. Диаметр цик-
лонной камеры 1600 мм.
Сущность циклонного бескислотного гидротермического метода пе-
реработки фосфоритов (фторапатита) заключается в том, что при на-
гревании их в циклонной камере до температуры 1500—1600 °C в при-
сутствии водяных паров, образующихся от сжигания топлива, кристал-
лическая решетка фторапатира разрушается и фтор переходит в газо-
вую среду. Расплав обесфторенных фосфатов улавливается в циклон-
ной камере. Из сборника расплав направляется на водяную грануля-
цию, а затем гранулированный продукт измельчается до требуемой то-
нины. Уходящие из циклонной камеры высокотемпературные газы
поступают в камеру радиационного охлаждения, проходят паро- и
воздухоподогреватели и при температуре около 200—220 °C посту-
пают в адсорбционное отделение для улавливания фтора.
Котел энерготехнологического агрегата однобарабанный, с естествен-
ной циркуляцией. Трубки экранных поверхностей нагрева камеры ра-
диационного охлаждения газов выполнены из стали 20. Трубы паро-
107
и воздухоподогревателей выполнены из стали Х18Н10Т. Производитель-
ность агрегата по обесфторенным фосфатам составляет около 1,95 кг/с.
Выработка пара, получаемого в циклонной камере и радиационном
котле, составляет около 0,85 кг/с. Давление лара — до 4 МПа, темпера-
тура перегретого пара - до 450 °C.
Циклонная камера работает с высокой объемной плотностью тепло-
выделения, составляющей 5—6 МВт/м3. Удельная массовая производи-
тельность технологической циклонной камеры при топливно-воздуш-
ном источнике теплоты — около 1200 кг/(м -ч), что более чем в 100
раз превышает удельную производительность аналогичного процесса
(без плавления) во вращающихся печах.
В описываемом агрегате вырабатываются три продукта: обесфто-
ренный фосфат, являющийся высокоэффективным кормовым средст-
вом и фосфорным удобрением, фтористый натрий, также являющий-
ся товарным продуктом, и энергетический или технологический пар.
Тепловой КПД энерготехнологического агрегата (доля подведенной
теплоты. < ^траченной на получение технологического расплава и пара)
составляем 1коло 85 %.
В рассмотренном циклонном ЭТА, разработанном более 20 лет назад
МЭИ, НИУИФ, НПО ЦКТИ, БЗЭМ и др., регенерация теплоты отходя-
щих газов технологическому процессу незначительна — около 18—20 %,
что обеспечивает подогрев воздуха до 350—400 °C. Это приводит к по-
вышенным удельным расходам топлива — около 0,5 т условного топ-
лива на 1 т продукта. Возможности дальнейшего повышения техноло-
гической и энергетической эффективности гидротермической переработ-
ки природных фосфатов со значительным сокращением расхода топли-
ва открываются при развитии регенерации теплоты отходящих газов
для высокотемпературного подогрева окислителя, нагрева сырья, топ-
лива, а также при применении дутья, обогащенного кислородом. Рабо-
ты в указанном направлении, а также по совершенствованию конструк-
тивных схем этих ЭТА проводятся.
4.2.2. Энерготехнологический агрегат для переработки
отбросных сероводородных газов
Энерготехнологические агрегаты находят широкое приме-
нение для использования отбросных сероводородных газов, образую-
щихся при переработке серных нефтей и серосодержащих природных
газов [7]. При переработке этих высокотоксичных газов в системе
с ЭТА обеспечиваются защита окружающей среды и получение ценного
товарного продукта - серы и водяного пара.
Технологическая линия переработки отбросного серосодержащего
газа состоит из нескольких последовательно включенных ЭТА. Первый
ЭТА содержит реактор-генератор - энерготехнологический агрегат, в
котором происходят сжигание и обезвреживание сероводорода с выде-
108
Рис. 4.8. Энерготехнологический
агрегат для обезвреживания от-
бросных сероводородных газов
пением парообразной серы, которая конденсируется с утилизацией
теплоты в конденсаторе — котельном элементе этого ЭТА. В последую-
щих технологических и энергетических элементах осуществляется до-
полнительное каталитическое восстановление остаточного сероводоро-
да в серу сернистым ангидридом с конденсацией серы и утилизацией
теплоты технологических газов в других последующих ЭТА с получе-
нием пара и горячей воды.
На рис. 4.8 показан энерготехнологический агрегат Г-620БТ, изго-
товленный БЗЭМ и предназначенный для обезвреживания отбросных
сероводородных газов. Котел-конденсатор газотрубный, горизонталь-
ный. Топочная камера кирпичная. Горелочное устройство для сжига-
ния сероводородного газа расположено на фронтальной стенке топки.
Площадь поверхности котла 620 м2. Установка предназначена для сжи-
109
гания 10 200 м3/ч газов, содержащих мало сероводорода (до 57 % H2S)
с получением до 6—7 т серы и выработкой 19 т/ч насыщенного пара дав-
лением 1,4 МПа.
Энерготехнологические агрегаты для переработки сероводородных
газов, разработанные НПО ’’Техэнергохимпром”, НПО ЦКТИ, БЗЭМ
и другими организациями, нашли широкое распространение на пред-
приятиях нефтеперерабатывающей и газовой промышленности.
4.2.3. Энерготехнологические агрегаты при получении
сернистого газа в производстве серной кислоты
При производстве серной кислоты из серы образующиеся печ-
ные газы при температуре 1000—1100 °C поступают в котел, где охлаж-
даются до температуры 440 °C, необходимой по условиям дальнейшей
их переработки. При этом внешнем энергетическом использовании тех-
нологических газов (использовании ВЭР) на каждую тонну моногидра-
та получают 2,1 ГДж теплоты, используемой для выработки пара в кот-
ле. Аналогично при работе на колчедане обжиговые газы при темпера-
туре 850-900 °C поступают в охладитель - котел, где охлаждаются
до температуры 440 °C. Располагаемая теплота обжиговых !азов
(2,9 ГДж) используется при этом для получения пара.
При производстве серной кислоты с использованием колчедана ши-
роко применяются энерготехнологические агрегаты. Схема ЭТА для
низкотемпературного (без плавления) обжига флотационного колче-
дана в кипящем слое [19] показана на рис. 4.9. В кипящем слое обжи-
гаемого материала установлены испарительные поверхности нагрева,
отнимающие избыточную теплоту и обеспечивающие бесшлаковую
работу слоя. Поверхности нагрева, находящиеся в кипящем слое,
Обжиговый газ
0,3-0# МПа
Пар на технологию
Газ Ч00°С
---------ЕЮ*
Технологические
аппараты
Рис. 4.9. Схема ЭТА для обжига флотационного колчедана в кипящем слое.
1 - печь с кипящим слоем; 2 - испарительные элементы; 3 - котел на отхо-
дящих газах
110
работают с высоким коэффициентом теплоотдачи — около 230—
350 Вт/(м2К). Эти поверхности объединены с котельной установкой,
использующей теплоту отходящих газов. После энерготехнологической
установки обжиговые газы поступают в технологические аппараты
для дальнейшей переработки, а полученный пар используется для вы-
работки электроэнергии и на технологические нужды.
Энерготехнологический агрегат для обжига флотационного серного
колчедана показан на рис. 4.10. На рисунке обжиговое устройство не
показано. Жотел^ типа КС’200 ВТКУ изготовлен БЗЭМ и предна-
значен для печи с кипящий~слоекг'Производительностью по колчеда-
ну 200 т/сут.
Для создания условий, необходимых для проведения технологи-
ческого процесса, часть испарительной поверхности и пароперегрева-
тель установлены в кипящем слое; они обеспечивают снижение тем-
пературы слоя до 850—900 °C.
Котел, использующий теплоту отходящих газов, водотрубный, од-
нобарабанный, с естественной циркуляцией. Основная испарительная
поверхность нагрева котла выполнена в виде цельносварной радиа-
ционно-конвективной шахты с испарительными ширмами. Шахта вы-
полнена из труб диаметром 38x5 мм, соединенных замкнутыми кол-
лекторами. В шахте расположены 22 испарительные вертикальные
ширмы. В верхней и нижней частях ширм трубы подсоединены к вер-
тикальным коллекторам, которые в свою очередь присоединены к
нижнему и верхнему замкнутым коллекторам. Коллекторы соедине-
ны опускными и подъемными трубами с барабаном котла. С бараба-
ном соединены также испарительные поверхности нагрева, которые
расположены в кипящем слое. Змеевики горизонтального пароперегре-
вателя также расположены в кипящем слое. Регулирование температу-
ры уходящих газов достигается перепуском части газов через байпас-
ный газоход с шибером. Температура газов на входе в котел 850—
900 °C, температура уходящих газов 420—450 °C. Паропроизводитель-
ность ЭТА 2,87 кг/с, давление перегретого пара 4 МПа, температура
перегретого пара 440 °C.
В описываемом ЭТА, предназначенном для обжига колчедана при
комбинированном получении технологической и энергетической про-
дукции - обжигового газа и пара энергетических параметров, дости-
гается в первую очередь надежная работа его основного технологи-
ческого звена. Одновременно существенно улучшаются и энергетичес-
кие показатели обжигового устройства: на каждую тонну обожженно-
го колчедана дополнительно вырабатывается около 1,3 т пара. Огарок,
полученный после обжига колчедана, может быть использован для
нужд металлургии.
Изготавливаются также ЭТА КС-450 ВТКУ для установки за печа-
ми обжига серного колчедана в кипящем слое производительностью
450т/сут (см. рис. П.5.1).
111
Рис. 4.10 Энерготехнологический агрегат для обжига колчедана в кипящем слое
1 - к пароперегревателю, расположенному в кипящем слое; 2 - от паропере-
гревателя; 3 - испарительный блок; 4 - ударная очистка
4.2.4. Энерготехнологический агрегат для нагрева
металла и выработки энергетического пара
На рис. 4.11 показана схема ЭТА, разработанного
ВНИПИчерметэнергоочисткой и Стальпроектом, предназначенного для
нагрева металла перед прокаткой [9]. Теплоиспользующая котельная
поверхность устанавливается над нагревательной печью непосредствен-
но перед воздушным подогревателем. При этом открывается возмож-
ность повысить температуру газов на выходе из печи, что приводит к
интенсификации нагрева металла; одновременно обеспечивается также
надежная работа воздухоподогревателя.
В качестве теплоиспользующего устройства используется КУ типа
ПКК, разработанный НПО ЦКТИ и БЗЭМ. Котел с естественной цирку-
ляцией имеет пароперегреватель. Воздушный трубчатый подогрева-
тель расположен в рассечку с экономайзером. Испарительная поверх-
ность нагрева котла может быть объединена в единую циркуляционную
систему с установкой испарительного охлаждения печи.
Дополнительными преимуществами ЭТА являются снижение капи-
тальных затрат при повышении эффективности работы в связи с ликви-
дацией подземных боровов большой протяженности, керамического
рекуператора, отдельного здания для КУ. Значительно сокращаются
присосы воздуха в систему. Имеется возможность более глубокого
охлаждения газов в связи с установкой воздушного подогревателя в
качестве замыкающей поверхности.
Рис. 4.11. Схема ЭТА для нагрева
металла и выработки энергетичес-
кого пара
1 - газовые горелки; 2 ~ пер-
вая испарительная секция; 3 -
пароперегреватель; 4 - вторая ис-
парительная секция; 5 - эконо-
майзер; 6 - воздухоподогрева-
тель; 7 - вентилятор; 8 - дымо-
вая труба; 9 - дымосос; 10 -
перепускной газоход; 11 - возду-
ховод
4.2.5. Энерготехнологический содорегенерационный
агрегат
В целлюлозно-бумажной промышленности при производ-
стве целлюлозы широко применяют ЭТА, в которых осуществляется
технологический процесс, например сжигание так называемого черно-
го щелока с восстановлением сульфата. Одновременно в ЭТА вырабаты-
вается водяной пар. Схема регенерации химикатов при производстве
целлюлозы сульфатным способом [9] показана на рис. 4.12.
В варочном котле 1 древесная щепа обрабатывается за счет посту-
пающих сюда водяного пара под давлением и варочного или белого ще-
лока (раствор гидрооксида натрия NaOH и сульфида натрия Na2S).
Образующаяся в варочном котле целлюлозная масса после промывки
в баке 9 направляется для производства бумаги. Отмытый от целлюло-
зы варочный раствор (черный щелок) далее регенерируется, для чего
он предварительно для повышения в нем концентрации Na2SO4 про-
ходит упарку в выпарном аппарате 8 и испарителе 7, работающем па
горячем воздухе (из подогревателя 6). После дополнительного подо-
грева в подогревателе 3 черный щелок через форсунки грубого распы-
ла подается в топку содорегенерационного агрегата 5. Сгорание щелока
происходит в объеме топки и в слое на поду топки. При этом органи-
ческие вещества сгорают с образованием СО2, Н2О, SO2, а минеральные
составляющие образуют Na2CO3 (80 %), Na3S (18 %) и также Na2SO4
и другие вещества.
Расплав, удаляемый из ЭТА при температуре около 1000 °C, посту-
пает в бак 4, в котором растворяется водой, образуя зеленый щелок.
В установке каустизации 2 он обрабатывается гашеной известью; при
этом сульфид натрия остается без изменения, а из Na2CO3 образуются
Крепкий черный щелок
Рис. 4.12. Схема регенерации химикатов при производстве целлюлозы с приме-
нением ЭТА
114
Рис. 4.13. Энерготехнологический содо ре генерационный агрегат СР К-700:
1 - топочная камера с радиационными поверхностями нагрева; 2 - плотный
цельносварной под; 3 - защитный ширмовый фестон; 4 - двухступенчатый шир-
мовый пароперегреватель; 5 - горизонтальный экономайзер
NaOH и CaCO3. Полученный белый щелок после промывки вновь
направляется в варочный котел 1.
Энерготехнологический содорегенерационный агрегат с конвектив-
ным горизонтальным экономайзером СРК-700 показан на рис. 4.13.
Он представляет собой однобарабанный котел с естественной циркуля-
цией. Производительность агрегата 700 т/сут сухого черного щелока.
Паропроизводительность 102 т/ч ври давлении пара 4 МПа и температу-
ре 440 °C. Топка агрегата полностью экранирована (трубы диаметром
57 мм с толщиной стенки 5 мм). Под топки, являющийся продолже-
нием переднего и заднего экранов, выполнен из герметичных плавни-
ковых панелей. Пароперегреватель змеевиковый ширмовый. На боко-
вых экранах размещены механические форсунки для подачи черного
щелока. Имеются также растопочные горелки, работающие на резерв-
ном топливе. При необходимости они могут обеспечить работу кот-
ла с производительностью по пару до 60 %. Все конвективные поверх-
ности нагрева выполнены в виде ширм. Имеется модификация агрегата
с вертикальным ширмовым экономайзером. Технические характе-
ристики содорегенерационных энерготехнологических агрегатов при-
ведены в табл. 4.2.
Таблица 4 2. Технические характеристики со до регене рационных
агрегатов
СРК-700
Техническая характеристика СРК-350 с горизонталь- с вертикаль- СРК 1400
ным эконо- майзером ным эконо- майзером
Производительность по сухому веществу черного щелока, т/сут 350 700 700 1400
Паропроизводительность, i/ч 51,5 102 102 203
Давление перегретого пара, МПА 4,0 4,0 4,0 4,0
Температура перегретого пара, °C Площадь поверхности, м2. 440 440 440 440
топочного экрана и конвек- тивной шахты 1840 2705 2705 2705
общая ширмового пароперегре- вателя 1330 2600 2600 2998
легированных труб 550 1100 1100 1462
потолочного пароперегре- вателя 109 218 218 438
ширм защитного фестона 665 1277 1277 2248
экономайзера 980 1760 5282 8535
116
4.2.6. Энерготехнологическое теплоиспользование
при производстве аммиака и метанола
При производстве аммиака и метанола, используемых в ка-
честве азотных удобрений, широко применяют энерготехнологическое
теплоиспользование. Наращивание мощностей по аммиаку осуществля-
ется главным образом путем ввода крупных агрегатов на базе перера-
ботки природного газа по энерготехнологической схеме. При произ-
водстве аммиака в ЭТА производительностью 1360 т/сут образующие-
ся в отдельных элементах агрегата (огневом подогревателе природного
газа, конвертере метана) отходы теплоты в количестве 1,86 ГДж/т ис-
пользуются для выработки пара, который выдается в сеть завода для
нужд производства.
При конверсии метана в производстве аммиака поступающий в ох-
ладитель газов — котел конвертированный газ при температуре около
1000 °C и давлении 3,2 МПа охлаждается в нем по условиям дальней-
шей переработки до температуры около 500 °C. При этом в охладите
ле вырабатывается около 60 т/ч насыщенного пара при давлении
4,5 МПа.
При синтезе аммиака газ под давлением 3,5 МПа при температуре
410 °C поступает в котел-охладитель, где охлаждается до температу-
ры 190 °C. В установке вырабатывается пар в количестве 32 т/ч при дав-
лении 4 МПа.
При конверсии метана в производстве метанола конвертирован-
ный газ при температуре 860 °C поступает в котел-охладитель, где ох-
лаждается до 375 °C. При этом вырабатывается около 40 т/ч пара при
давлении 4,2 МПа. В энерготехнологических агрегатах производства
метанола образующиеся в процессе горючие и отходящие газы исполь-
зуются в качестве энергоносителей для привода турбокомпрессора ос-
новного производства.
Энерготехнологическое теплоиспользование и ЭТА находят приме-
нение и в других отраслях промышленности.
Глава пятая
РАСЧЕТЫ КОТЛОВ-УТИЛИЗАТОРОВ
И ЭНЕРГОТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ АГРЕГАТОВ
5.1. ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТОВ КОТЛОВ-УТИЛИЗАТОРОВ
И ЭНЕРГОТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ АГРЕГАТОВ.
ЭФФЕКТИВНОСТЬ ТЕПЛОИСПОЛЬЗОВАНИЯ
Тепловой расчет КУ и теплоиспользующих элементов ЭТА
может быть конструктивным и поверочным. Целью теплового кон-
структивного расчета является определение размеров тепловосприни-
мающих поверхностей нагрева, располагаемых по потоку газов и обес-
117
печивающих номинальную паропроизводительность с заданными пара-
метрами пара. Целью поверочного расчета является определение основ-
ных показателей работы установки заданной конструкции в случае
изменения количества, состава и температуры отходящих от техноло-
гической установки газов на входе, а также при необходимости изме-
нения параметров вырабатываемого в КУ пара.
Тепловой расчет теплоиспользующих устройств КУ и элементов
ЭТА в общем случае проводится и с целью определения их статических
и динамических характеристик.
Для выполнения конструктивного расчета КУ должны быть заданы:
состав, количество, температура и запыленность отходящих газов;
параметры пара: давление и температура;
температура подогрева воздуха, если нагретый воздух использует-
ся для осуществления технологического процесса;
физико-химические свойства технологического уноса и его грануло-
метрический состав;
место установки котла по потоку продуктов сгорания;
выход и параметры пара системы испарительного охлаждения (СИО)
технологического агрегата, если она включается в контур циркуляции
котла.
При температуре отходящих газов выше 1250 К и содержании в них
частичек технологического уноса в расплавленном состоянии необхо-
димо выполнить тепловой конструктивный расчет радиационной
камеры, в пределах которой расплавленный унос должен быть превра-
щен в твердофазное состояние.
При наличии в отходящих газах горючих компонентов, которые сле-
дует сжечь, необходимо выполнить тепловой конструктивный расчет
камеры дожигания.
Для выполнения поверочного расчета КУ на отходящих газах должны
быть заданы те же исходные данные, что и при конструктивном расчете,
и общие виды котла, по которым можно было бы определить необхо-
димые для расчета конструктивные характеристики.
При тепловых расчетах ЭТА определяют долю теплоты топлива, по-
лезно затраченную на осуществление технологического процесса, т?т
и долю теплоты, затраченную на энергетическое теплоиспользование,
1?э. При этом теплоиспользование в ЭТА т?ЭТА =т?т + 1?э.
В зависимости от характера технологического процесса теилоисполь-
зующие элементы ЭТА наряду с котельными поверхностями для ис-
пользования теплоты отходящих газов могут иметь, например, распо-
ложенные в кипящем слое обрабатываемого технологического сырья
охлаждающие поверхности, включенные в систему циркуляции котла.
Возможны также принудительно охлаждаемые гарнисажные футеров-
ки в плавильных технологических камерах, камеры с радиационными
поверхностями нагрева для охлаждения газа и техноло!ического уно-
са (КРО) и др. (см. гл. 4).
118
В случаях, когда выработка пара (горячей воды) осуществляется
не только в котельных элементах на отходящих газах, но и в самом
технологическом аппарате, доля теплоты для выработки энергетичес-
кой продукции в ЭТА без учета затрат на собственные нужды составит
~ (^т + ^н.о + ^у.г)’
где qT = т?т, <7НфО> <7уфГ > % ~ соответственно доля полезно затраченной теп-
лоты на технологический процесс, отвод теплоты от наружного охлаж-
дения и отвод теплоты с уходящими газами (после теплоиспользующей
установки).
При расходе топлива на технологический процесс В, м3/с (кг/с),
выход пара, кг/с, в ЭТА (при отсутствии экзотермических превраще-
ний) составит
D=
(& п.п ^П.в) • 100
Расчеты теплоиспользования в элементах ЭТА на отходящих газах
выполняются аналогично расчетам КУ в зависимости от конструктив-
ных особенностей теплоиспользующих элементов. Расчеты теплоисполь-
зующих элементов ЭТА, расположенных в технологических рабочих
камерах, должны учитывать конкретные условия, например теплоот-
дачу к элементам гарнисажной футеровки, к элементам, расположенным
в кипящем слое, и т.п. В различных отраслях промышленности КУ
устанавливают за разными теплотехнологическими агрегатами. Так, на-
пример, унифицированные котлы типов КУ, а также ПКК устанавли-
вают за мартеновскими и нагревательными печами в черной металлур-
гии, за печами в химической промышленности и др.; в связи с этим в
каждом конкретном случае приходится выполнять поверочные расче-
ты котлов применительно к особенностям и характеристикам отходя-
щих газов тех или иных промышленных агрегатов.
При выполнении поверочного теплового расчета КУ необходимо
иметь конструктивные характеристики всех его теплоиспользующих
элементов, а также данные о продуктах сгорания на входе в котел:
расход газов, м3/с или м3/м3 (м3/кг); температуру Г, К; состав,
м3 /м3 (м3 /кг) и объемные доли, %.
Если состав продуктов сгорания на входе в котел неизвестен, то по
виду сжигаемого в технологическом агрегате топлива по табл. 5.1 и
5.2 находят теоретические объемы воздуха, м3/м3 (м3/кг) при а =
= 1 - К0, трехатомных газов азота и водяных паров
Затем по известному (или принятому) коэффициенту избытка воздуха
а> 1 определяют объем водяных паров [22]:
fH2O = ^Н2О +0,0161 (а —1)К°; (5.1)
119
Таблица 5. L Объемы воздуха и продуктов сгорания,
м3/кг, теплота сгорания жидкого топлива, при a = 1,273 К
ир = Ю1,3 кПа
Мазут г° kro2 ИН2О К0 г п»с кДж/м3
Флотский Ф6 10,220 1,563 8,075 1,327 10,965 41454
Флотский Ф1 10,050 1,575 8,380 1,472 11,427 41 454
Топочный 40В 10,421 1,584 8,238 1,370 11,192 40 740
Топочный 40 10,352 1,590 8,181 1,329 11,100 40 740
Топочный 100В 10,170 1,586 8,037 1,261 10,664 40 530
Топочный 100 10,146 1,579 8,018 1,374 10,971 40 530
Таблица 5>2> Объемы воздуха, продуктов сгорания, м3/м3,
и теплота сгорания природного газа при а = 1,273 К и р = 101,3 кПа
Газопровод Ию2 ггО fn2 I/O КН2О ¥ П.С 3 кДж/м
Брянск-Москва 9,64 1,04 7,63 1,98 16,65 37 300
Саратов-Москва 9,52 1,04 7,00 2,10 10,73 35 824
Гоголево-Полтава 8,22 0,87 6,45 1,74 9,06 31000
Дашава-Киев 9,52 1,00 7,52 2,15 10,68 35 908
Карадаг-Ереван 9,64 1,04 7,63 1,96 16,63 37 000
Шебелинка-Днепропет- 9,96 1,07 7,88 2,21 11,16 37 333
ровск—Харьков
Кумертау-Магнитогорск 9,23 1,02 7,40 1,88 10,30 36 800
Промысловка-Астрахань 9,31 0,98 7,38 1,98 10,34 35 000
Угерско- Гнездичи-Киев 9,43 0,99 7,46 1,99 10,44 35 500
Джаркак-Ташкент 9,74 1,04 7,70 2,18 10,92 36 704
Газли-Коган-Ташкент 9,64 ,1,03 7,64 2,16 10,84 36 285
Бухара-Урал 9,73 1,04 7,70 2,18 10,91 36 746
Средняя Азия-Центр 9,91 1,07 7,84 2,21 11,11 37 584
Оренбург-Совхозное 10,05 1,08 7,94 2,23 11,25 38 045
расход избыточного воздуха
ДКВ = (a—1)F°;
суммарный объем продуктов сгорания
Кп.с = HtO2 + + FH2o + (а— 1)Г°.
(5-2)
(5.3)
При использовании отходящих газов с незначительным содержанием
горючих компонентов, например отбросных газов сажевого производ-
ства с теплотой сгорания Q? = 3200^3500 кДж/м3, их сжигают в сме-
си с природным газом или мазутом. Состав продуктов сгорания смеси
120
(5-4)
отбросных сажевых и природного газов рассчитывают следующим об-
разом.
Объемы воздуха и продуктов сгорания отбросных газов определяют
по соотношениям:
теоретический объем воздуха, м3/м3,
Е° = 0,0476 [0,5 СО + 0,5 Н2 + 1,5 H2S +
+ S + —j СШЯ„-О2];
\ 4 /
теоретические объемы продуктов сгорания, м3/м3:
азота
fN2 = 0,79 F°+ 0,01 N2;
трехатомных газов
Fro2 = 0,01(CO2+CO + H2S + ЪСтНп);
водяных паров
Кн2о = 0,01 H2+H2S+ S yCw Н„ + 0,124<ZT + 1,61 V°
Теплота сгорания отбросных газов (на сухую массу), МДж/м3,
(?н = 0,01 [СО 0со + Нг <?н2 + H2S £?н2S +
+ СН4 0Сн4 + S (CmH„ 6cwlln)]>
(5-5)
(5-6)
• (5-7)
(5.8)
где СО, Н2, H2S, СН4 - объемные содержания отдельных ком-
понентов отбросного топлива, %; (?со> Сн2> Ch2S и т-Д. “ теплота
сгорания отдельных газов, МДж/м3, например: Qqq = 12,64; 0н2 =
= 10,8; QCh4 =35,81; 2h2S =23,4; бс2Нб = 63,79МДж/м3.
По табл. 5.2 находят состав продуктов сгорания природного газа:
Птр.г’ ^N2np.r’ ^Н2Опр.г» ^RO2np.r’ а также 0Н(пр.г)*
Задавшись теплотой сгорания смеси отбросных и природного га-
зов <2* (см), МДж/м3, определяют доли отбросного и природного газа:
доля отбросного газа
X = ^н(пр.г) ~ ^н(см) . (5
^н(пр.г) ” ^н(отб.г)
доля природного газа Xх == 1 ~Х. По этим долям газов определяют
состав смеси отбросного и природного газов:
121
гс°м = хг§тб.г + *'F2₽.r;
^Н20см = ^^Н2Оотб.г + % ^H20np.r; > (5.10)
*RO2 cm = ^^RO2 отб.г+^^RO2np.r;
rft2CM =^N2OT6.r + ^^2np.r-
Присос воздуха в газоходы котла можно принимать по табл» XVI
нормативного метода [22]. В тех случаях, когда установка работает
под наддувом, расход воздуха по газоходам остается постоянным и
равным расходу на входе в котел.
Далее определяют доли парциальных давлений сухих трехатомных
ПС, водяных паров и трехатомных газов по формулам
<511)
ип.с
ГН2О tc ,, ч
ГН2О-------- ; (5.11а)
v п.с
гп = rRO2 +гН2О- (5.12)
Расчет объемов продуктов сгорания в поверхностях нагрева КУ сво-
дится в таблицу, составленную по типу табл. 4.1 в [22].
Для всех видов топлив энтальпию теоретических объемов воздуха
и продуктов сгорания, кДж/м3, при расчетной температуре Тп.с опреде-
ляют по следующим формулам:
энтальпия воздуха
Я» = V°cB(TB- То); (5.13)
энтальпия продуктов сгорания при а = 1
Яп.с = (^RO, cRO2 + *N2 cN2 + ^Н2О сН2о)(Гп.с - То), (5.14)
где То — температура начала отсчета, равная 273 К.
При а > 1 и с учетом энтальпии технологического уноса
Яп.с =<с + (а-1)Я*+Яун. (5.15)
В формулах (5.13) и (5.14) св, Cro2» сН2О> cN2 ~ удельные теплоем-
кости воздуха, трехатомных продуктов сгорания, водяных паров и азо-
та при постоянном давлении, кД)к/ (м3 К); их значения приведены в
табл. 5.3; Яун — энтальпия технологического уноса, кДж/м3, при тем-
пературе продуктов сгорания Тп.с, К, в расчете на единицу ПС,
Яун = ^унсун(^п.с “ Го), (5.16)
где дун
122
— концентрация технологического уноса в продуктах сгорания
Таблица 5 3. Средняя теплоемкость газов, кДж/ (м3 • К)
Темпера- тура, °C Газ Продукты
СО2 Н2О Воздух Ы2 о2 н2 СО so2 СН4 С2Н4 - сгорания
0 1,61 1,48 1,29 1,29 1,30 1,270 1,295 1,730 1,54 1,87 1,423
100 1,73 1,49 1,295 1,295 1,31 1,290 1,300 1,820 1,61 2,10
200 1,80 1,51 1,31 1,30 1,33 1,295 1,310 1,870 1,74 2,32 1,423
300 1,87 1,54 1,32 1,31 1,35 1,300 1,315 1,960 1,88 2,52
400 1,94 1,56 1,33 1,32 1,37 1,300 1,330 2,000 2,00 2,72 1,460
500 2,00 1,58 1,34 1,33 1,39 1,315 1,335 2,700 2,12 2,90
600 2,05 1,61 1,35 1,34 1,41 1,320 1,340 2,120 2,24 3,05 1,490
700 2,10 1,63 1,36 1,35 1,42 1,325 1,370 2,140 2,34 3,18
800 2,14 1,66 1,38 1,36 1,43 1,330 1,380 2,170 2,42 3,31 1,520
900 2,18 1,68 1,40 1,38 1,44 1,335 1,385 2,240 2,54 3,42
1000 2,21 1,71 1.41 , 1,39 1,45 ‘ 1,340 1,390 2,260 2,64 3,53 1,545
1100 2,25 1,74 1,42 1,40 1,46 1,345 1,400 2,290 — —
1200 2,27 1,76 1,43 1,41 1,47 1,350 1,420 2,295 — — 1,567
1300 2,30 1,78 1,44 1,42 1,475 1,355 1,425 2,300 —
1400 2,32 1,79 1,45 1,44 1,48 1,360 1,430 2,310 — — 1,590
1500 2,34 1,81х 1,46 1,445 1,50 1,365 1,460 2,315 — —
1600 2,36 1,815 1,47 1,45 1,505 1,370 1,470 2,320 — — 1,618
1700 2,38 1,83 1,48 1,46 1,51 1,375 1,475 2,325 — —
1900 2,41 1,92 1,50 1,48 1,53 1,385 1,490 2,335 — — —
2100 2,43 1,95 1,51 1,50 1,55 1,395 1,510 2,410 — — —
2300 2,45 1,99 1,52 1,515 1,565 1,405 1,520 2,420 — — —
Рис. 5.1. Зависимость теплоемкости технологического уноса от температуры:
1 - газы обжига колчедана в кипящем слое; 2 - конвертерные газы цветной
металлургии; 3 - газы сталеплавильных конвертеров
(отходящих газах), кг/м3; сун - теплоемкость уноса, кДж/(кг К),
ее можно определить по графикам рис. 5.1.
Приближенно теплоемкость уноса, кДж/(кг К), можно вычислить
по формуле
сун = 0,0611237 + 5,33597 * 10"4 (Тп.с - То) -
- 24,18 Ю-ЧТп.с-То). (5.17)
Результаты расчета энтальпий продуктов сгорания при разных значе-
ниях коэффициента избытка воздуха а в газоходах сводят в таблицу,
аналогичную табл. 5.4.
В результате поверочного теплового расчета теплоиспользующих
элементов КУ или ЭТА определяют температуру газов за установкой
Таблица 5.4. Энтальпия продуктов сгорания (Я, Г-таблица)
#п.с=Яп.с+ (а-1)^*Яун
гИ) Г«О ГТ '
яп.с» "в» Лун»
И-С кДж/м3 кДж/м3 кДж/м3 «2 «3
Н № Н ьн Н кН
124
или отдельными ее элементами,а также изменение энтальпии нагреваемой
среды.
Энергетическую эффективность теплотехнологических установок с
внешним энергетическим теплоиспользованием и энергетическую эф-
фективность энерготехнологических агрегатов характеризуют суммар-
ным КИТ, %, представляющим собой отношение полезно затраченной
теплоты на выработку технологической и энергетической продукции
к подведенной (расходу):
4S = Пэта = + = f g~°~~ 100= Q— 100, (5.18)
С? pa ex Gpacx
а с учетом затрат энергии на собственные нужды
- ”ЭТЛ - “И. <51”
^расх
где т?э - соответственно коэффициенты использования подведен-
ной теплоты на технологический процесс и получение энергетической
продукции; 0Т, Сэ - использование теплоты для технологических и
энергетических целей; 2расх, брасх * подведенная теплота без учета
затрат за собственные нужды и с учетом этих затрат; 1?^, — коэф-
фициенты использования теплоты с учетом затрат на собственные нуж-
ды для установок с внешним энергетическим теплоиспользованием
(котлами-утилизаторами) и для ЭТА.
Вопросы энерготехнологического теплоиспользования рассмотрены
в гл. 4. Далее на основе анализа теплового баланса рассмотрим эффек-
тивность теплоиспользования в КУ на отходящих газах, являющихся
основными элементами в системах теплоиспользования.
Тепловой баланс КУ представляет собой сводку статей прихода и
расхода теплоты в котле
бприх “ Фрасх» (5.20)
где (?прих ~ количество теплоты, поступающей в КУ с отходящими
из технологических агрегатов продуктами сгорания,
бприх = бф = Кг(Яп.с+Яун+Япр), (5.21)
здесь — физическая теплота отходящих газов (продуктов сгорания),
кВт; Кг — расход продуктов сгорания на входе в КУ, м3/с, или расход
топлива В на технологический агрегат при работе на газообразном
топливе, м3/с; ЯПфС ~ энтальпия продуктов сгорания — поступивших'
в КУ отходящих газов, кДж/м3, определяется по (5.14); Яун - эн-
тальпия технологического уноса, содержавшегося в продуктах сгора-
ния при их температуре, определяется по (5.16); Япр ~ энтальпия при-
сасываемого воздуха в котле, кДж/м3,
125
Япр =Д«кУ^ (5.22)
где Д«ку. - присосы воздуха в котле; К0 - теоретический расход
воздуха для сжигания единицы количества топлива, м3/м3; Ях<в — эн-
тальпия холодного воздуха, кДж/м3 .
При наличии в продуктах сгорания горючих компонентов их сжи-
гают, при этом повышается температура продуктов сгорания и приход-
ная часть баланса увеличивается на Qx — химическую теплоту горючих
компонентов, кВт. В этом случае (5.21) имеет вид
Сприх = (?ф+Сх = ^г(Яп.с+Яун+Япр), (5.23)
где Кг - расход продуктов сгорания топлива, м3/с, с учетом дожига-
ния горючих компонентов; Я£с — энтальпия продуктов сгорания,
кДж/м3, при температуре Гп>с, К,
_ 2ф + Сх
2п.с ~ Т
М1.ССП.С
(5.24)
В уравнении (5.24) Тп.с и с неизвестны, поэтому Тп.с определяют
методом подбора сп с. Энтальпию продуктов сгорания, кДж/м3, при
наличии уноса определяют по формуле
#п.с = Рц.ссп.с(2п.с - ?о) = (^ro2 CRO2 + ^ы2 CN2 +
+ ГО2еО2 + *Н2ОСН2О + ^унсун) (Тп.с “ То)* (5.25)
Расходная часть баланса <2Расх складывается из полезно использован-
ной в КУ теплоты бпол и теплоотвода - потерь теплоты £>отв, кВт:
брасх = 0пол + Сотв» (5.26)
где
бпол = С?КУ+биХ +бв.п» (5.27)
здесь Ску ” использованная теплота для производства пара собствен-
но котлом, кВт,
бкУ = Т?ку (Лп.п - ^п.в + 0,01 Р 0н.в ~ ^п.в) > (5.28)
Си.о ~ теплота, кВт, расходуемая в котле на нагрев воды в эконо-
майзере и перегрев пара системы испарительного охлаждения (СИО)
технологического агрегата, при включении СИО в контур циркуляции
котла,
Ж = Яи.о 1(*н.в - йп.в) (1 + 0,01 Р) + (йя.п - ЛНЛ)Ь (5.29)
здесь Ри.о - паропроизводительность системы испарительного охлаж-
дения, кг/с, определяемая по формуле
126
s * zg7 ; (5-30)
«Н.П ~ *п.в
2 Си.о ~ суммарное количество теплоты, кВт, расходуемой в тех-
нологической установке на охлаждение ее конструктивных элементов
(определяется в тепловом расчете).
В формулах (5.28)-(5.30) Лп в, Лн>в, ЛНЛ1, Лп<п - энтальпии соот-
ветственно питательной воды, воды при температуре насыщения, на-
сыщенного и перегретого пара, кДж/кг; Р — продувка, %;
Св.п ~ теплота, кВт, расходуемая в КУ на нагрев воздуха (при нали-
чии воздухоподогревателя);
Св.п * Гв.п [<£ (Тв' - То) ~ - Го)], (5.31)
здесь ИВЛ1 — количество нагреваемого воздуха, м3/с; св, св, Тв, Тв -
соответственно теплоемкости воздуха, кДж/(м2-К), и его температу-
ра, К, на входе и выходе из воздухоподогревателя;
Сотв — потери теплоты, отводимой из КУ в окружающую среду,
кВт,
Сотв = Сз+Сз+Gs, , (5.32)
здесь Q2 “ потери теплоты с уходящими из КУ продуктами сгорания;
относительные потери с уходящими ПС
Q2
q2 = —------100; (5.33)
Сприх
Q3 — потери теплоты от химической неполноты сгорания при дожи-
гании горючих компонентов; относительные потери q3 = 1^3 %,
Сз
q3 = —— 100; (5.34)
Сприх
Qs — потери теплоты через ограждения котла, определяются по гра-
фикам на рис. 5.2; относительные потери
Qs
qs = —------ 100.’ (5.35)
Сприх
Коэффициентом ip можно учесть потери теплоты от химической не-
полнтоы сгорания и через ограждения котла
при <7з =0
<р = 1 - €/5 /100. (537)
127
Рис» 5.2. Теплоотвод от наружного охлаждения*
1 - котельная установка (с хвостовыми поверхностями); 2 - собственно
котел
Для КУ потери теплоты через поверхности ограждения можно ориен-
тировочно принять 2 %, и тогда у = 0,98.
Потери теплоты с уходящими из КУ газами, кДж/м3,
Су.г = ^у.г^у.г (^у.г ” Го) “ Фу.г — 0*®в, (5.38)
где Ку г — расход уходящих из КУ продуктов сгорания, м3/м3; Ту.г —
температура уходящих газов, К.
Температура уходящих продуктов сгорания оказывает большое влия-
ние на экономичность котла. Снижение Ту,г на 12—16 К повышает КИТ
котла примерно на 1 %.
Уменьшение температуры Ту.г связано с необходимостью увеличе-
ния конвективных поверхностей нагрева, что вызывает возрастание
стоимости этих поверхностей и удельного расхода электроэнергии на
преодоление сопротивления по воздушному тракту и тракту продук-
тов сгорания. С другой стороны, снижение Ту<г приводит к увеличе-
нию экономии топлива в результате более полного использования
теплоты отходящих газов. Поэтому оптимальную температуру ухо-
дящих продуктов сгорания следует определить на основании техни-
ко-экономических расчетов.
Паропроизводительность £>, кг/с, собственно КУ, входящая в (5.28),
с учетом (5.37) составляет
DKy = g”OH-g^ -gB.n---------------- , (5 39)
^п.п ~ ^п.в + 0,01? (&н.в~ ^п.в)
где при Qx = 2ун = 0
Спол = Гг(Яп.с-Яу.г+Япр)^ (5.40)
128
Подставив (5,40) в (5.39), получим
^г(#п.с - #у.г + *пр) V ~ Q и.о ~ #в.п
Рку = ----------------------------------------. (5.41)
^п.п “ ^п.в + 0,01р(ЛНеВ — Лп.в)
Суммарная паропроизводительность котла и системы испаритель-
ного охлаждения, кг/с,
ED= DKy + Ри.о* (542)
С учетом (5.28) и (5.29) расход теплоты ZQ определяется фор-
мулой
= #ку (&н.п - *п.в) К^н.в " ^п.в) х
X (1 + 0,01Р) + (АПЛ1 - Йй.п)], (5.43)
где />ку (ЛНЛ1 - Лп,в) — расход теплоты на процесс парообразования;
[0н.в - йп>в) С1 + 0,01Р)] = 2эк ” расход теплоты в экономай-
зере на нагрев воды для КУ и СИО; (Ап п - Лн п) ~ расход теплоты
в пароперегревателе для перегрева пара КУ и СИО.
Коэффициент полезно использованной теплоты в котле, %, при (?х =
= <2ун = 0 с учетом расхода электроэнергии на собственные нужды КУ
определится из соотношения
э £?пол (Яп.с-^у.г + ^пр)^ _ ,
7?кит =---------=------------~---------- • (5.44)
Сприх *п.с + *пр
5.2. ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ ВЫПОЛНЕНИЯ ТЕПЛОВЫХ
КОНСТРУКТИВНЫХ РАСЧЕТОВ
5.2.1. Расчет теплообмена в конвективных
поверхностях нагрева
К конвективным поверхностям нагрева относятся: испари-
тельные поверхности газотрубных КУ, пакеты змеевиков водотрубных
КУ, испарительные пучки других типов КУ, пароперегреватели, эконо-
майзеры и воздухоподогреватели с коридорным или шахматным распо-
ложением труб.
Общая методика расчета конвективных поверхностей нагрева сле-
дующая. При установившемся тепловом режиме количество теплоты,
отданной первичным теплоносителем (продуктами сгорания), равно
количеству теплоты, полученной вторичным теплоносителем (паром,
водой, воздухом) с учетом теплопотерь.
Для любого элемента КУ количество теплоты, кВт, отданной про-
дуктами сгорания, определяют по тепловому балансу
<?б + ДаЯ?1р)ф, (5 45)
129
5-6798
где В - расход топлива, м3/с или кг/с, на технологический агрегат;
у — коэффициент, учитывающий теплоотвод через ограждения КУ в
окружающую среду (при q3 « 0); Яп.с, Яп.с - энтальпии продуктов
сгорания на входе в элемент котла и на выходе из него, кДж/м3; Да —
присос воздуха в газоход рассматриваемого элемента; #пр ” энталь-
пия теоретически необходимого количества воздуха, кДж/м3, при тем-
пературе присасываемого воздуха»
Количество теплоты, кВт, переданной от продуктов сгорания вторич-
ному теплоносителю, можно также определить уравнением теплоот-
дачи
2Т = ЛГДТ-10'3, (5*46)
где к - коэффициент теплопередачи, Вт/(м2К); ДТ - температур-
ный напор или разность температур между первичным и вторичным
теплоносителями, К; F - площадь поверхности нагрева, м2, рассчиты-
ваемого элемента котла.
Коэффициент теплопередачи, Вт/(м2-К), от продуктов сгорания к
вторичному теплоносителю в гладких трубах поверхностей нагрева при
малой толщине стенки трубы (0,002—0,004 м) определяют как для
плоской многослойной стенки, что не вносит в расчет больших по-
грешностей:
7/-
/ \ «1
+
+ + $н +
Х3 Хм Хн «2
(5-47)
где «1, «2 — коэффициент теплоотдачи от продуктов сгорания к стен-
ке и от стенки к вторичному теплоносителю, Вт/(м2 К); 83, 5М, 6Н —
соответственно толщины слоя загрязнений (золы, сажи) на наружной
поверхности труб, металлической стенки трубы, слоя накипи на внут-
ренней поверхности трубы, м; Х3, Хм, Хн ~ соответственно тепло-
проводности слоя загрязнения, металлической стенки и накипи,
Вт/(мК).
При нормальной эксплуатации отложения накипи на внутренних по-
верхностях нагрева не должны достигать толщины, вызывающей сущест-
венное повышение термического сопротивления и роста температуры
стенки трубы, и поэтому термическим сопротивлением 8Н/ХН можно
пренебречь. Сопротивлением металла стенки 8М/ХМ обычно также пре-
небрегают из-за его малого значения.
Тепловое сопротивление слоя наружных отложений на поверхнос-
ти нагрева S3/X3 существенно снижает значение коэффициента тепло-
передачи. Влияние загрязнений конвективных поверхностей нагрева
на теплопередачу количественно оценивается коэффициентом загряз-
нения, м2К/Вт,
е = 83/Х3. (5.48)
130
Ниже приводятся некоторые значения коэффициентов загрязнений,
полученные опытным путем и применяемые в тепловых расчетах кот-
л ов-у тил изато ров:
для КУ за мартеновскими печами, работающими без очистки поверх-
ностей нагрева, е = 0,046*0,093 м2 -К/Вт;
для КУ за мартеновскими печами, работающими с очисткой поверх-
ностей нагрева, е, м2 -К/Вт:
при паровой обдувке ............................. 0,0232
при дробевой очистке............................. 0,0278
при виброочистке.................................0,0174
при импульсной очистке .......................... 0,0116-0,0232
для КУ цветной металлургии.......................0,02-0,06
для газотрубных котлов типа ГТКУ после печей обжига серного
колчедана е = 0,013*0,014 м2 *К/Вт;
для водотрубных котлов после печей обжига серного колчедана
е = 0,02 * 0,04 м2 К/Вт.
В ряде случаев данных для определения е недостаточно и влияние
загрязнений оценивается коэффициентом тепловой эффективности,
представляющим собой отношение коэффициентов теплопередачи за-
грязненных и чистых стенок,
Ф = к3/к. (549)
При неполном омывании поверхности нагрева, неравномерном по-
ле скоростей и температур, *а также наличии застойных зон суммарное
снижение коэффициента теплопередачи всеми этими факторами вмес-
те с загрязнениями оценивается коэффициентом использования £ [22].
Основными направлениями создания мало загрязняющихся поверх-
ностей нагрева являются повышение скорости продуктов сгорания в
них и уменьшение диаметров труб. Повышение скорости продуктов сго-
рания ограничивается увеличением аэродинамического сопротивле-
ния пучка, а также условиями предотвращения износа труб частицами
уноса. Исходя из этих условий принимают скорость потока продуктов
сгорания для поперечно омываемых пучков труб 8—10, а для воздухо-
подогревателя — примерно 10—14 м/с.
Расчет значений коэффициентов теплоотдачи и теплопередачи для
различных элементов и частей КУ следует выполнить по [22].
Площадь поверхности нагрева F, м2, входящую в (5.46), определя-
ют по формулам:
при поперечном и продольном омывании труб продуктами сгорания
F = ™*H*cp*i; (5 50)
при движении продуктов сгорания внутри труб, как это имеет мес-
то в газотрубных КУ и воздухоподогревателях,
= ТГ^ВН^Ср^!» (5.51)
131
Рис. 5.3. Схемы движемая теплоносителей в поверхностях нагрева.
а - перекрестный ток; б - параллельно-смешанный ток; в - последователь-
но-смешанный ток; 13, t - температура нагреваемого и греющего теплоносителей
гае dH, </вн - наружный в внутренний диаметры трубы, м; /ср - сред-
няя длина труб в пучке или секции, м; nt - «пело труб.
Если в пучке или секции длина и количество труб по рядам сущест-
венно различны, среднюю длину труб определяют по выражению
л,/, ♦ л2/2 +... + пн1„
1ср = ------------------------, (5.52)
Я
гдеП1,п2, ---» ля — количество труб с длинами/2. ...,/д,м; п-об-
щее количество труб в пучке или секции. Следует иметь в виду, что при
определении F учитывают только поверхность, омываемую продукта-
ми сгорания.
Температурный напор ДГ в (5.46) - усредненная по поверхности .
нагрева разность температур между первичным и вторичным теплоно-
сителями - зависит от взаимного направления их движения.
В котлах-утилизаторах, как и в обычных котлах, применяют различ-
ные схемы движения теплоносителей (рис. 53). При постоянстве мас-
совых расходов теплоносителей и коэффициента теплопередачи для
данной поверхности нагрева средний температурный напор для прямо-
132
точной и противоточной схем движения теплоносителей определяется
по формуле
ДГб - ДГМ
ДГ = -----5-----— ,
2,31g ДГб/ДГм
где ДГ§ - разность температур теплоносителей в том конце, где она
больше; ДГМ — разность температур на другом конце поверхности, К.
Когда ДГ§/ДГМ < 1,7, средний температурный нанор с достаточной
точностью равен
ДГ = (ДГб+ДГм)/2. (5.54)
Температурный напор для любой смешанной схемы включения, если
выполняется условие ДГарям > 0,92 ДГпр0Т, определяют по формуле
ДГ = (ДГпрям + ДГпрот)/2, (5.55)
где ДГпрям, ДГпрот - средние температурные напоры, рассчитанные
по конечным температурам теплоносителей для всей поверхности нагре-
ва при выполнении ее по прямотоку и противотоку.
В схемах с параллельным и перекрестным токами
ДГ - *ДГпрот, (5.56)
где ф — коэффициент перехода от противоточной схемы к сложной,
определяют по [22].
При выполнении поверочных тепловых расчетов (конструкция и по-
верхность элементов КУ заданы) определяют температуру газов за
теплоиспользующей поверхностью и температуру (энтальпию) нагре-
ваемого теплоносителя. Для этого по предварительно принятой темпе-
ратуре газов за данной поверхностью рассчитывают среднюю темпера-
туру и скорость газов в газоходе, где расположена поверхность нагре-
ва, коэффициент теплоотдачи от газов к поверхности. После этого,
зная действительную площадь поверхности нагрева, определяют темпе-
ратуру газов за этой поверхностью.
Правильность выполненною расчета по конвективному теплообме-
ну проверяют по соотношению
д<2= (06 - бт)/(2т* (5.57)
где ДО — расхождение тепловосприятий, рассчитанных по (5.45) и
(5.46), которое не должно превышать 2 %. В случае большего расхож-
дения следует принять другое значение температуры газов (продук-
тов сгорания) на выходе из рассчитываемого элемента КУ. Расчет повто-
ряют до достижения должной сходимости между уравнениями теплово-
го баланса Qq и теплообмена QT.
При выполнении конструктивного расчета по заданной температуре
за теплоиспользующим элементом определяют необходимую поверх-
ность нагрева для конкретного конструируемого элемента КУ или ЭТА.
133
5.2.2. Конструктивные расчеты газотрубных КУ
Для расчета должны быть заданы расход продуктов сгора-
ния после технологического агрегата (отходящих газов) Кп>с = Ко#г,
м3/с; их температура Т, К; состав газов, а также параметры пара.
Испарительную поверхность нагрева дымогарных труб определяют
по совместному решению уравнения теплового баланса
С?б = ^о.гСДо.г ~#у.г)^ (5.58)
и уравнения теплопередачи
Ст = AFHcnAT,
где FHCn - площадь теплопередающей поверхности, м2
Из совместного решения (5.58) и (5.59)
_ ^о.г (#о.г ~ #у.г)
(5.59)
(5.60)
Таблица 5.5. Основные конструктивные размеры элементов газотруб
Типоразмер — котла и Дымогарные трубы Испаритель Диаметр и толщина Dx 5, мм
Диаметр толщина dx 8, мм Коли- чество л, шт. Суммар- ное наруж- ное сечение S/н’ м2 Суммарное внутреннее сечение S/вн» Длина LTp, мм
Г-250 50x3 500 0,981 0,76 3610 2400 х 20
Г-250П 50x3 500 0,981 0,76 3610 2400 х 20
Г-345 50x3 500 0,981 0,76 4960 2400 х 20
Г-345П 50x3 500 0,981 0,76 4960 2400 х 20
Г-145Б 50x3 212 0,416 0,322 4960 1600 х 20
Г-ЗЗОБ 50x3 648 1,271 0,985 3400 2400 х 20
Г-445Б 50x3 648 1,271 0,985 4960 2400 х 20
Г-660Б 50x3 648 1,271 0,985 7300 2400 х 20
Г-1030Б 50x3 1032 2,025 1,569 7300 2840 х 20
В-ЗЗОБ 50x3 648 1,271 0,985 3610 2400 х 20
В-460Б 50x3 648 1,271 0,985 4960 2400 х 20
Г-335БП 50x3 868 0,946 0,967 4960 2400 х 20
Г-550П 50x3 700 1,373 1,064 4960 2840 х 20
Г-400ПЭ 50x3 790 1,550 1,208 3610 2840 х 20
Г-620БТ 32x3 2096 1,685 0,948 3610 2840 х 20
Г-150 32x3 356 0,286 0,08 4960 1600 х 20
Г420 32x3 1044 0,839 0,236 4960 2400 х 20
Г-950 32x3 1600 1,286 0,362 8100 2840 х 20
Г-105/300БТ 50x3 212 0,416 0,322 3610 1600 х 20
32x3 500 0,402 0,226 3610 1600 х 20
134
где Я0.г> яу.г — соответственно энтальпии отходящих газов на входе
в котел и уходящих газов из котла, кДж/м3. При этомЯу<г определяют
по температуре уходящих газов Гуг, К. Эта температура для газов, ис-
пользуемых после охлаждения в котле для технологических нужд,
должна быть задана; температура уходящих газов, удаляемых в ат-
мосферу, определяется на основании технико-экономических расчетов.
Площадь поверхности, м2,
^исп ” я^н/три> (5.61)
где - наружный диаметр дымогарных труб, м; ZTp - длина труб, м;
п ~ число дымогарных труб.
В практике производства газотрубных котлов в СССР применяют ды-
могарные трубы определенных диаметров и толщин в зависимости от
расхода отходящих газов и их характеристик: 50x3 и 32x3 (табл. 5.5).
Число дымогарных труб находят по формуле
^о.г Л>.г
и = ----------------- ,
273- 0,785 4Н>%.Г
ных котлов-утилизаторов
ный барабан Барабан паросборника 1 Отходящие газы Коэффици-
ент загро-
Площадь Диаметр Длина Расход Средняя Скорость мождения
внутренне- и толщина ^псб» Рд.с > темпе рату- газов в испаритель-
го сечения, ^псб х мм м3 ус ра газов в трубах ного бара-
Z*bh» мм трубах И’п.с» м/с бана
Гп,с.К 5 =/н.тр/^вн.б
4,372 — — 4,45 708 15,19 0,224
4,372 — — 4,45 703 15,00 0,224
4,372 — — 11,11 703 37,65 0,224
4,372 — — 11,11 703 37,65 0,224
1,910 — — 2,22 1013 25,57 0,218
4,372 1226 х13 3610 4,17 1033 16,02 0,291
4,372 1226 х13 4960 6,94 1013 26,15 0,291
4,372 1226 х13 5840 9,72 991 35,82 0,291
6,154 1226 х13 6312 13,90 993 32,25 0,329
4,372 1226 х13 2437 11,11 593 24,50 0,291
4,372 1226 х13 3280 16,70 585 36,33 0,291
4,372 1200х 13 4960 15,60 848 36,80 0,216
6,154 — — 15,27 693 36,43 0,231
6,154 — — 18,47 568 31,80 0,252
6,154 1226 х13 3610 7,08 919 25,17 0,274
1,910 — — 0,68 537 16,72 0,150
4,372 — — 2,10 471 13,40 0,192
6,154 —. — 6,60 540 36,06 0,209
1,910 1,910 1226 х13 3610 2,06 1120 2,06 556 26,23 18,56 0,218 0,210
135
где 70#г = 0,5 (То.г + Гу>г) — средняя температура отходящих газов;
w0.r — скорость газов в дымогарных трубах, которую можно принять
по табл. 5.5 Св последующем уточняется в аэродинамическом расчете).
По принятому диаметру труб и их числу определяют длину труб, м,
^тр = ^исп /(7Г^нд). (5.63)
Суммарная площадь поперечного сечения, м2, всех дымогарных
труб по их наружному диаметру определяют по выражению
S/н =0,785 4 п. (5.64)
Площадь внутреннего сечения кипятильного барабана, м2, опреде-
ляется по формуле
^вн = 2/н/^ (5.65)
где | — коэффициент загромождения внутреннего сечения испаритель-
ного барабана дымогарными трубами. Для однобарабанных котлов
| = 0,154-0,22; для двухбарабанных | = 0,234-0,291.
При расположении дымогарных труб в однобарабанном котле сле-
дует учитывать необходимость создания проходов для надежной цир-
куляции воды, обеспечения уровня воды над дымогарными трубами
150—180 мм и требуемого парового объема над уровнем воды в бара-
бане (Лп>о » 5004-700 мм).
Внутренний диаметр испарительного барабана, м,
= у/ вн/^ > (5.66)
наружный диаметр испарительного барабана, м,
=^вн+26бар, (5.67)
где 6 бар ~ толщина стенки барабана, мм, ббар = 20 мм. Диаметр £>н
зависит от числа дымогарных труб, размещенных в испарительном
барабане. При п = 500 4-700 = 2400*20 мм; при п < 500 Рн =
= 1600*20 мм; при п> 700 Dn = 2840*20 мм.
Длина барабана, м,
Хб = ХТр +25т.д, (5.68)
где д “ толщина трубных досок.
Для определения паропроизводителыюсти газотрубных КУ с выра-
боткой насыщенного пара используют следующее уравнение теплово-
го баланса:
Ко.г (До.г ~ Яу.г)* ~ ^[^н.п “* ^п.в + 0,01Р(йн.в ~ ^п.в)]»
отсюда
136
D = —Гог(Яог~ЯУг)</>---------------, (5.69)
^н.п*~ ^п.в + 0,0IP (^н.в ~ ^п.в)
где D — паропроизводителъность КУ, кг/с; остальные обозначения
те же, что в (5.28) — (5.30).
При наличии в котле пароперегревателя в знаменателе формулы
(5.69) вместо энтальпии насыщенного пара /?н.п следует подставлять
энтальпию перегретого пара йп<п, кДж/кг.
Во всех газотрубных котлах для уменьшения выноса с паром влаги
в кипятильных барабанах применяют сепарационные устройства раз-
ных конструкций. В этих котлах используют главным образом меха-
нические способы сепарации, основанные на следующих принципах:
действии силы тяжести, под влиянием которой капельки воды выпа-
дают из потока пара; силе контактного взаимодействия, т.е. прилипа-
нии капелек воды к поверхности сепаратора; центробежном эффекте,
в результате которого при движении влажного пара по кривой траек-
тории капельки жидкости отбрасываются к периферии — к стенкам
сепаратора и стекают вниз.
В однобарабанных котлах сепарационное устройство размещено в
верхней части парового объема кипятильного барабана и представляет
собой пароприемный короб и дырчатые листы. В двухбарабанных кот-
лах сепарационное устройство размещено в барабане-паросборнике и
представляет собой дырчатые листы, расположенные в два ряда, и паро-
приемный потолок либо пароприемный щелевой короб.
Необходимый паровой объем над поверхностью воды, м3, определяют
по формуле
^п.о = D/RV, (5.70)
где Ry — дрпустимое с точки зрения обеспечения малой влажности па-
ра массовое напряжение парового объема (количество пара, приходяще-
гося на 1 м3 объема парового пространства в час), кг/(м3-ч). Для
рассматриваемых КУ можно принять Ry = 300-г500 в зависимости от
давления пара.
В некоторых газотрубных котлах имеются пароперегреватели и
экономайзеры. Последовательность их расчета показана на примере
расчета КУ Г-400ПЭ (см. приложение 1).
5.2.3. Конструктивные расчеты конвективных
змеевиковых КУ
Поверхности нагрева конвективных котлов П-образной
компоновки выполняют в виде трубчатых многопетлевых змеевиков,
скомпонованных в секции и блоки. Змеевики располагаются обычно
перпендикулярно фронту при глубине шахт b = (80-M10)d (d — диа-
метр змеевиковых труб, м). В зависимости от положения в газоходе
блоки или опираются на несущие балки, или подвешиваются к ним.
137
Площадь сечения подъемной и опускной шахт в свету Fm, м2, опре-
деляют по объемному расходу и допустимой скорости продуктов сго-
рания на входе в змеевиковые поверхности нагрева
= ab = Кп---------, (5.71)
wwnncT ’ 273
где а - ширина шахты, м; Ип.с - расход продуктов сгорания, м3/с;
Тп.с “ температура, К; w°ncT - оптимальная скорость продуктов сго-
рания, м/с; со = ~ коэффициент, учитывающий живое се-
чение змеевиковой секции.
Для условий энергетики СССР экономически наивыгоднейшие ско-
рости продуктов сгорания находятся в пределах 10-12 м/с при попе-
речном омывании поверхностей нагрева. Для конвективных змееви-
ковых котлов Тп.с на входе в котел составляет 1123^923 К.
Обычно в конвективных поверхностях нагрева применяют трубы
наружным диаметром = 28-^38 мм и толщиной стенки 6 = 3-г5 мм.
По наружному диаметру труб определяют поперечный шаг труб
мм, который принимают равным (2,5-r5,5)d Определив по (5,71)
сечение шахты в свету и приняв глубину шахты (см. выше), находят
ширину шахты а.
Во многих котлах типов КУ приняты трубы dn = 32 мм и 6 = 3 мм.
Размеры шахт для этих котлов приведены в табл. 5.6.
Конструктивная характеристика змеевиковых КУ приведена в
табл. 5.7.
Число параллельно включенных змеевиков в секции рассчитывают
по выражению
£>с‘ 10б
Z =--------------
0,785
где Dc — паропроизводительность данной секции, кг/с; wp — массовая
(5 72)
Таблица 5 б, Размеры шахт котлов типа КУ
Типоразмер котла Ширина шахты, мм Глубина подъемной шахты, мм Глубина опускной шах- ты, мм Высота кот- ла, мм
КУ-40-1 1800 2850 2600 10 000
КУ-60-2 2900 2850 2600 10 000
КУ-80-3 3600 2850 2600 10 000
КУ-100-1 3700 3450 3150 10 600
КУ-125 4800 3450 3150 10 600
КУ-150 5810 3450 3150 11 000
138
скорость пароводяной смеси, кг/(м2-с); — внутренний диаметр
труб змеевиков, мм.
Паропроизводительность секций, кг/с, определяют по формуле
= бс/(^н.п - ^п.в)> (5.73)
где Qc - тепловосприятие рассчитываемой секции, кВт; ЛИфП, ЛПфВ —
энтальпии соответственно насыщенного пара и питательной воды,
кДж/кг.
Во всех конвективных змеевиковых КУ котловая вода после шла-
моуловителя разделяется на три потока и поступает в три параллель-
но включенные секции с тем условием, чтобы гидравлические сопро-
тивления этих секций при расчетной паропроизводительности были при-
мерно одинаковыми. Так, например, в котле КУ-80-3 паропроизводи-
тельность секций составляет Dci = 1,76 кг/с, Dc2 = 2,99 кг/с и Dc3 =
- 2,71 кг/с; суммарная паропроизводительность КУ £>ку = SDC =
= 7,16 кг/с.
В КУ размещены последовательно по потоку продуктов сгорания и
параллельно по потоку пароводяной смеси три секции. В котлах
КУ-40-1 секции состоят из одного блока (пакета), в КУ на расходы
газов (60-М 25) -103 м3/ч - из двух блоков, в котлах КУ-150 ~ из че-
тырех блоков. Блоки расположены по ширине котла и снабжены каж-
дый двумя коллекторами (камерами) - входным и выходным.
В общем случае число труб в ряду по ширине газохода определяют
по формуле
п = (a-Sil/Si. (5.74)
Если змеевики группируют в пакеты, необходимо принимать во
внимание расстояние между ними с учетом их подвесок, а также рас-
стояния между змеевиками для прохода обдувочных труб, В этом слу-
чае число труб в ряду определяют по формуле
и= [а-2тх - кхт2 - (к2 ~ l)m3]/Sn (5.75)
где т2, т3 - соответственно расстояния между осями крайних
труб и обмуровкой, между змеевиками для прохода обдувочных труб
и между блоками змеевиков; кх ~ количество обдувочных труб в од-
ном ряду сечения шахты; к2 - количество блоков змеевиков.
Площадь конвективной поверхности теплообмена испарительной
секции, м2, определяют по формуле
Fc =Сс'Ю3/(ЛсД7’с). (5.76)
По найденному из (5.76) значению Fc рассчитывают длину одного
змеевика, м,
/3М = Fc/(itdHz), (5.77)
139
о
Таблица 3.7. Расчетно-конструктивная характеристика конвективных змеевиковых унифицированных КУ
Характеристика Типораз- мер кот- ла Испарительные пакеты, м2 _ Все пакеты Пароле ре г ревате ль Эко- иомай зер Всего котла
1-й 2-й 3<й 441
Расчетная площадь по- КУ-40-1 30 109,5 122 110,5 372 43,5 185 600,5
верхности нагрева КУ-60-2 46 173 92 175 586 70 247 903
F, м2 КУ-80-3 60 219 244 221 744 87 370 1201
КУ-100-1 85 285 315 295 980 ПО 460 1550
КУ-125 110 370 410 380 1270 144 615 2050
КУ-150 133,2 415 475 436 1459,2 166 725,1 2350
Число параллельно КУ-40-1 18 38 38 — 19 12 —
включенных КУ-60-2 28 60 60 — 30* 60** 16 —>
змеевиков z КУ-80-3 36 76 76 38» 76*» 24
КУ-100-1 40 80 80 — 40* 80* 24 —,
КУ-125 52 104 104 — 52* 104 32
КУ-150 64 120 120 — 60 32 —
Площадь живого се- КУ-40-1 4,315 3,17 3,17 2,885 — 3,17 3,18 —.
чения для продуктов КУ-60-2 7,0 5,06 5,06 4,63 5,06 4,55 —
сгорания Fn.c, м2 КУ-80-3 8,63 6,34 6,34 5,77 — 6,34 6,36 —
КУ-1004 10,8 8,04 8,04 7,35 — 8,04 7,67 —
КУ-125 13,2 10,3 10,3 9,4 10,3 9,8
КУ-150 16,6 12,5 123 11,5 — 123 9,65 —
Площадь живого сече- КУ-40-1 0,0096 0,0202 0,0202 — 0,0101 - 0,0063
ния для пара и воды КУ-60-2 0,0148 0,0318 0,0318 — 0,0159 0,0318 0,0085 —
Лм3 КУ-80-3 0,0192 0,0404 0,0404 0,0202 0,0404 0,0127 —
КУ-100-1 0,0212 0,0425 0,0425 — 0,0212 0,0425 0,0127 —
КУ-125 0,0276 0,0552 0,0552 0,0276 0,0552 0,0170
КУ-150 0,0340 0,0636 0,0636 — 0,0318 - 0,0170 —
Диаметр трубdx/d^ мм
Количество рядов труб по ходу 12
ПС л
Шаги труб по ширине пучка Si 172
Шаги труб по глубине пучка Sj
Суммарный относительный шаг 7,57
С$!
Высота пакета труб по потоку 0,77
ПС 7П, м
Высота газового объема (перед 3,0
пакетом) /Об*м
Эффективная толщина излучающего
слоя, м,
Для всех котлов типа КУ
32/26
20 22 22 8
86
70 —
4,88 2,88 4,88 — 4,88
— — — 0,49
— — 0,8
3x16
3X20
90
5,0
J «0,9</
£
1Г
d2
0,161*"* 0,161*** 0,161*** 0,161
168***
0,342
То же с учетом излучающего объема 0,741
продуктов
сгорания
J * (/д +<4 /q(J) /1 п
Влияние излучения газового объема 0,238
не учитывается
Влияние излу-
чения газового
объема не учи-
тывается
Расчетный коэффициент А 0,3
0,3
*При давлении пара 4,5 МПа.
**При давлении пара 1,8 МПа»
*** Значения, принятые в расчете котлов.
Рис. 5.4. Одно ниточный змеевик
с радиусом гиба г = 2d
где dH - наружный диаметр
труб змеевика, м; z - число
змеевиков по ширине газо-
хода.
Длина одного витка петли,
мм (рис. 5.4),
(5.78)
где /х - длина прямого участка витка, мм,
/i = b~2m-2r. (5.79)
Здесь b — глубина газохода, мм; т — зазор между змеевиком и об-
муровкой, мм; г - радиус гиба змеевика, мм Для d = 254-38 мм и
однониточных змеевиков при холодной гибке труб радиус гиба г =
= (1,5ч-2) d; меньшее значение — для меньших диаметров труб.
Высота петли 5П для однониточных змеевиков зависит от радиуса
гиба и составляет Sn = 2 (1,54-2) d.
Число витков по ходу продуктов сгорания
” ^зм/^в’ (5.80)
а число петель змеевика
пп = ^зм/(2/в)» (5.81)
При П-образной компоновке котла и расположении змеевиков пер-
пендикулярно фронту котла количество витков (петель) в пакете
должно быть целым и четным числом. Тогда входные и выходные кол-
лекторы блоков располагают с одной стороны шахты.
Четное число витков достигается методом постепенного приближе-
ния при варьировании числом змеевиков в поперечном сечении шах-
ты, скоростью продуктов сгорания на входе в газоход wn c и пло-
щадью поверхности нагрева секции Fc.
Высота блока, мм, при коридорном и однониточном размещении
змеевиков
Л= (кв-1)5п+</. (5.82)
Высота блока, мм, при шахматном и однониточном размещении
змеевиков
142
ht = (ив- 1)S2+JH+S2, (5.83)
где Sz — продольный шаг труб змеевиков, мм.
Высота блока змеевиков не должна превышать 1000—1200 мм. При
большей высоте блок делится на два или три блока с разрывом между
ними в 600—800 мм для удобства осмотра и ремонта поверхностей
нагрева.
Между секциями разных поверхностей нагрева должен быть разрыв
для возможности обслуживания и выемки блока. Его размер не ме-
нее 800-1000 мм.
В большинстве котлов применяют однониточные змеевики (см.
рис. 5.4). При необходимости снижения высоты блоков (высоты шах-
ты) применяют лирообразные гибы труб либо многониточные змееви-
ки с прямыми и лирообразными гибами труб. В этих случаях блоки
получаются более компактными. Для увеличения компактности зме-
евиковых блоков следует применять минимальные относительные ша-
ги oj =Si/dn\ 02 = Szldn. Обычно используют соотношения Oj -
= 2,2-5-3,5 для шахматного расположения змеевиков и Oj = 2,5-5-3,5 для
коридорного расположения труб.
Поперечный шаг змеевиковых труб следует выбирать таким,
чтобы живое сечение для прохода газов /ж, м2, было пригодно для
создания оптимальной скорости газов в межтрубном пространстве
(с учетом интенсификации теплообмена и технико-экономически оп-
равданного аэродинамического сопротивления).
Живое сечение для прохода газов определяют по формуле
= ^сек/^п.с» (5.84)
где Рсек — секундный расход газов, м3/с, в данном газоходе, опреде-
ляемый по выражению
Реек = ^п.с ГПот/273, (5.85)
здесь Тпот — температура потока, К; wnx — скорость продуктов сго-
рания, м/с, в поверхности нагрева,
здесь I — проекция змеевика на горизонтальную плоскость,
/ = Zi +2г. (5.87)
В конвективных змеевиковых поверхностях нагрева скорость про-
дуктов сгорания находится в пределах 8—12 м/с.
В конвективных змеевиковых КУ пароперегреватели размещены
между первой и второй испарительными секциями. Температура пере-
грева пара не превышает 660 К. Более высокая температура достига-
ется в центральном пароперегревателе с автономным отоплением.
143
Рис. 5.5. Схемы движения теплоносителей в газоходах пароперегревателей при
р=4,5 МПа:
а - КУ-40-1; б - КУ на расходе (60*125) *103 м3/ч; в - КУ-150; 1 - пар;
2 ~ входной коллектор; 3 - промежуточный коллектор; 4 - выходной коллек-
тор; 5 - перегородка
Последовательность расчетов и конфигурация блоков пароперегре-
вателей примерно такие же, как и испарительных секций соответст-
вующих котлов.
Схема движения пара в блоках пароперегревателя зависит от давле-
ния пара. При р = 4,5 МПа движение пара в блоках пароперегревателя
всех КУ последовательное, пар из одного блока поступает в другой,
а затем его направляют потребителю. Движение пара и продуктов сго-
рания смешанное — прямопротивоточное. В котлах КУ на расходы га-
зов (40*125) -103 м3/ч в первых блоках по ходу пара движение прямо-
точное: пар и продукты сгорания движутся в одном направлении; во
вторых блоках движение противоточное. Схемы движения теплоноси-
телей (пар, продукты сгорания) в газоходах пароперегревателей при-
ведены на рис. 5.5. В котлах КУ-40-1 в одноблочном пароперегревателе
прямопротивоточное движение образуется в результате установки пере-
городки, которой делят коллектор на две части: входную и выходную.
В котлах КУ-150 в двух первых блоках движение противоточное, в двух
других ~ прямоточное.
В котлах типа КУ на расходы газов (60*125)4 О3 м3/ч при работе
их на паре с давлением р = 1,8 МПа движение теплоносителей прямо-
точное (рте. 5.6). Поток пара из барабана делится на две части и парал-
лельными потоками направляется в два входных коллектора. После
перегрева пар поступает в два выходных коллектора, а затем его направ-
ляют потребителю.
144
Рис. 5.6. Схемы движения теплоносите-
лей в газоходах пароперегревателей при
р =1,8 МПа для КУ на расходы
(60-М 25) 103 мэ/ч-
1 - пар; 2 - входной коллектор;
3 - выходной коллектор
При переводе работы КУ с расходами газов (60*425)* 103 м3/ч с дав-
ления р = 4,5 МПа на давление р = 1,8 МПа направление движения пара
в их пароперегревателях изменяют с последовательного (рис. 5.5, б) на
параллельное (рис. 5.6).
Переключение пароперегревателей с последовательного на параллель-
ное движение пара вызвано изменением удельных объемов пара при
работе КУ на разных давлениях и необходимостью сохранения примерно
одинаковых скоростей пара в пароперегревателях. Так, например, при
давлении пара 4,5 МПа его удельный объем ууд = 0,0584 м3/кг и пло-
щадь сечения труб пароперегревателя в котле КУ-60-2 при последователь-
ном включении его блоков /б л = 0,0159 м2; при р = 1,8 МПа гуд =
= 0,1334 м3/кг, что почти в 2 раза больше, чем при р = 4,5 МПа; чтобы
сократить скорость пара при данном давлении, площадь сечения труб
при параллельном включении блоков удваивается: /бл = 0,0318 м2. Это
положение подтверждается данными расчета пароперегревателя котла
КУ-60-2, приведенными ниже:
Движение теплоносителей Движение теплоносителей
прямопротивоточное (рис. 5.5, б) прямоточное (рис. 5.6)
р, МПа Т,К И>п, м/с р, МПа Г, К wn, м/с
4,5 1123 12,1 1,8 1123 11,9
4,5 923 10,2 1,8 923 10,0
Удвоение площади сечения трубок пароперегревателей для прохода
пара имеет место также и в КУ на расходы газов (80-425) *103 м3/ч
при переводе работы этих котлов с давления 4,5 МПа на давление
1,8 МПа.
Приведенная схема движения теплоносителя в газоходе пароперегре-
вателя (рис. 5.5, б) обусловливает некоторое усложнение в определении
температурного напора. Сначала следует определить температурный
напор при прямотоке по формуле
А^прям
п.с - Т’н.п) - (Гп.с - ^п.п)
2,31g ДГб/ДТм
(5.88)
при противотоке температурный напор следует определять по фор-
муле
145
Д^прот
(7*п.с ~ ?п.п) ~ (?п.с ~ ^н.п)
23 1g ДТб/ДТм
(5.89)
Тогда расчетный температурный напор, К, в пароперегревателе
Д7р = (Д^прям + ДТ’прот) /2, (5.90)
где Тп\с» ТПх - температура продуктов сгорания на входе в газоход
пароперегревателя и на выходе из него; Тп<п> ^н.п — температура со-
ответственно перегретого и насыщенного пара, К.
Экономайзеры в конвективных змеевиковых КУ размещены в кон-
це тракта продуктов сгорания и являются последним тепловосприни-
мающим звеном котлов. Поверхности нагрева экономайзеров изго-
тавливают из труб диаметром 32 и толщиной 3 мм, с поперечным ша-
гом Sj = 90 мм и продольным = 70 мм. Змеевики располагают пер-
пендикулярно фронту котла. При изготовлении применяют двухплос-
костные яибы с подгибкой в горизонтальной плоскости. Два змееви-
ка, образуют секцию, из таких секций собирают блоки с соблюдением
определенного расстояния между трубами. Такая компоновка зме-
евиков в экономайзере обусловлена необходимостью создания требуе-
мой скорости движения воды в них и скорости продуктов сгорания
в межтрубном пространстве.
Скорость воды, м/с, определяют по формуле
Пэ у в
0,785 dLz
(5.91)
где Z>3 — расход воды в экономайзере, кг/с; рв — удельный объем воды
при данных параметрах, м3 /кг; z — число змеевиков, параллельно вклю-
ченных во входной коллектор.
Расход воды, кг/с, определяют с учетом продувки
£>э = DKy (1+0,01 Р), (5.92)
где Р « 3+8 % — процент продувки воды, принимаемый в зависимости
от качества питательной воды.
При включении системы испарительного охлаждения печи в контур
циркуляции котла расход воды, кг/с, через экономайзер составит
= (РКУ + Ри.о) (1 + 0,01Р). (5.93)
Скорость воды в экономайзере принимают в пределах 0,3—1,0 м/с.
В табл. 5.8 приведены расчетные скорости воды в экономайзерах не-
которых КУ.
Эти скорости получены в результате следующей компоновки змееви-
ков экономайзера. При включении z змеевиков в одном ряду во вход-
ной коллектор экономайзера число труб по ширине газохода п= 1,5 z.
146
Таблица 5,8, Скорость воды в экономайзере КУ
Типоразмер котла Давление пара р, МПа; темпе- ратура газов Т, К
4,5 1,8
1123 923 1123 923
КУ-60-2 Паропроизводительность кг/с 5,28 3,56 5,53 3,83
♦ Скорость воды wB, м/с 0,81 0,54 0,83 0,57
КУ-100-1 Паропроизводительность #ку, кг/с 9,05 6,06 9,42 6,4
1\г X Скорость воды wB, м/с 0,81 0,54 0,83 0,57
КУ-150 Паропроизводительность £>ку, кг/с 14,03 9,58 — —
Скорость воды wB, м/с 0,93 0,83 — —
Так, например, в котле КУ-150 при z = 16; п = 24. Аналогичные резуль-
таты получены и для других змеевиковых КУ.
Последовательность поверочного теплового расчета конвективных
змеевиковых КУ приведена ниже на примере расчета котла КУ-150
(см. приложение 2).
5.2.4. Конструктивные расчеты камер дожигания
и охлаждения газов в радиационно-конвективных
котлах-утилизаторах
Радиационно-конвективные котлы применяются для исполь-
зования физической теплоты отходящих продуктов сгорания при тем-
пературе, превышающей 1400-1500 К. При таких температурах в тепло-
обмене преобладает радиация трехатомных компонентов продуктов сго-
рания и содержащегося в них технологического уноса.
При температуре выше 1400-1500 К унос либо находится полностью
в расплавленном состоянии (отходящие продукты сгорания печей цвет-
ной металлургии), либо содержит более или менее значительное коли-
чество жидкой фазы (плавильные печи черной металлургии). В этих
случаях следует охладить продукты сгорания до полной грануляции
содержащегося в них уноса и предотвратить возможность шлакования
поверхностей нагрева.
В ряде случаев отходящие газы содержат не только физическую,
но и химическую теплоту. Горючие компоненты, такие, как С, СО,
СН4, Н2 и др., должны быть сожжены в камерах дожигания, предназна-
ченных не только для использования теплоты отходящих газов, но и
для предотвращения загрязнения окружающей среды.
Высокотемпературные радиационно-конвективные котлы устанавли-
вают за отражательными печами цветной металлургии (плавильными,
рафинировочными и шлаковозгонными), кислородными сталеплавиль-
147
ными конвертерами. Кроме того, такие котлы используют также в
высокотемпературных ЭТА разных отраслей промышленности. В этих
котлах первым и наиболее важным элементом является камера радиа-
ционного охлаждения (КРО) либо камера дожигания горючих компо-
нентов.
Расчет охладительной камеры и камеры дожигания состоит из оп-
ределения ее объема тепловосприятия и лучевоспринимающей поверх-
ности, обеспечивающих полное сжигание горючих компонентов и сни-
жение температуры продуктов сгорания (и содержащегося в них уноса)
до требуемой на выходе из камеры.
Объем, предназначенный для сжигания горючих компонентов, назы-
вают топочным пространством (камерой) и обозначают FT. Это объем
ограничивается осевой плоскостью экранных труб стен, потолка, пер-
вого ряда труб фестона и пода.
Камеры дожигания и охлаждения принято характеризовать их тепло-
вой мощностью — количеством теплоты, кВт, выделяющейся в каме-
ре в единицу времени:
От = Ип.с(0ф+ех), (5.94)
где Кпд. — количество газов (продуктов сгорания), m*/c, подведенное
к камере; Q$, Qx — количества физической и химической теплоты га-
зов, кДж/м3.
Видимое тепловое напряжение камеры (объемная плотность тепло-
выделения), кВт/м3,
= £1 = + . «951
Камеры охлаждения и дожигания характеризуются также видимым
тепловым напряжением сечения камеры (плотностью тепловыделения
по сечению камеры), кВт/м2,
- гп.с«?ф + 2х> КОАЧ
<?F-------------------------’ (5.96)
ft
где FT — площадь горизонтального сечения камеры по осям труб экра-
нов, м2. Для радиационно-конвективных КУ можно рекомендовать
qv = 200г230 кВт/м3; qF = 8000-r9000 кВт/м2. Глубину камеры b
можно принимать равной 5—6 диаметрам выходной части амбразуры
для подвода газа.
Определив общее сечение камеры по (5.96) и ее глубину, можно най-
ти ширину камеры (топки) в свету.
Высоту камеры, м, можно определить, зная объем камеры FT и F^z
*т = Уг/Fr. (5.97)
148
Рис. 5.7. Схема котла П-образноЙ компо-
новки:
1 - холодная воронка; 2 - амбразура
горелки; 3 - подъемная шахта; 4 - на-
стенный экран; 5 - опускная шахта;
6 - пароперегреватель; 7 - вторая сту-
пень экономайзера; S - вторая ступень
воздухоподогревателя; 9 - первая сту-
пень экономайзера; 10 — первая ступень
воздухоподогревателя
При вертикальном расположении
камеры высоту йт следует принимать
также исходя из условия достижения
твердофазного состояния уноса на
выходе из нее (на входе в кон-
вективные поверхности нагре-
ва). Вертикальная камера лучше сочетается с П-образной компоновкой
котла. В этом случае котел имеет два вертикальных газохода (подъем-
ный — камеру охлаждения или дожигания и опускной — конвективную
шахту) и соединяющий их горизонтальный газоход. Целесообразно го-
ризонтальный газоход выполнять покороче. Еще лучше конвективную
шахту расположить непосредственно за подъемным газоходом, отде-
лив ее от подъемного газохода плотным экраном (рис. 5.7). На рисун-
ке условно показана амбразура горелки для подвода в КУ сбросных
газов, которые необходимо дожечь. Отходящие газы могут поступать
в камеру радиационного охлаждения через газоход, примыкающий к
фронтальной стенке (на рисунке не показан). Указанный на рис. 5.7
воздухоподогреватель выдает горячий воздух, используемый для сжи-
гания топлива в технологической установке — источнике ВЭР.
П-образная компоновка КУ обладает рядом достоинств: подвод и
отвод газов осуществляются внизу, в* районе установки золоуловите-
лей, дымососов; проще организовать дробеструйную очистку, которая
является достаточно простым методом очистки, сбор дробй произво-
дится в нижней части конвективной шахты, в районе невысоких темпе-
ратур; в подъемной шахте подбором соответствующей скорости про-
дуктов сгорания можно организовать такое их подъемное движение,
которое обеспечит полную грануляцию даже наиболее крупных час-
тиц уноса до поворота потока в опускную шахту.
Стены камеры покрывают радиационными экранами. Настенные
экраны характеризуются шагом S и диаметром d. Отношение S/d от-
ражает плотность экранирования стен. Верхнюю часть труб заднего эк-
149
рана, пересекаемую потоком горячих газов, фестонируют в несколько
рядов (два-четыре) с относительными шагами о1 > 3 и а2 ^3,5. Высо-
ту фестона принимают равной высоте газового окна Лг>0, которая при-
нимается равной или несколько меньшей ширины камеры (рис. 5.7):
Лф = Лг.о * Ь. (5.98)
Нижнюю часть камеры выполняют в виде холодной воронки, которую
образуют путем наклона фронтовой и задней стенок топки внутри под
углом 30—35° к вертикали. Шлакоприемное отверстие имеет ширину
V = 0,8-г1,2 м и длину, равную ширине топочной камеры.
Высота холодной воронки, м, при наклоне ее стен под углом от вер-
тикали
*х.в =* <7> - £')/(2tga). (5.99)
Примеры тепловых расчетов газотрубных и водотрубных КУ и ЭТА
приведены в приложении.
Глава шестая
ЭКСПЛУАТАЦИЯ КОТЛОВ-УТИЛИЗАТОРОВ
И ЭНЕРГОТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ АГРЕГАТОВ
6.1. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ЭКСПЛУАТАЦИИ
КОТЛОВ-УТИЛИЗАТОРОВ И ЭНЕРГОТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ
АГРЕГАТОВ
Эксплуатация КУ и ЭТА, как и обычных котлов, разделяется
на следующие периоды: подготовка и пуск в работу, обслуживание во
время работы, остановка работающего КУ или ЭТА, содержание в нера-
бочем состоянии, ремонт. Эксплуатация КУ и ЭТА должна осуществлять-
ся в полном соответствии с действующими эксплуатационными Инструк-
циями и режимными картами с тем, чтобы обеспечить безопасную, на-
дежную и экономичную работу КУ и ЭТА с выработкой на КУ пара,
горячей воды или другого теплоносителя, а на ЭТА - и соответствующе-
го технологического продукта требуемых параметров.
Эксплуатация КУ и ЭТА производится в строгом соответствии с ’’Пра-
вилами устройства и безопасной эксплуатации паровых котлов” Госгор-
технадзора, ’’Правилами технической эксплуатации электрических стан-
ций и сетей” (ПТЭ), ’’Правилами технической эксплуатации теплоисполь-
зующих установок и тепловых сетей” ПТЭ [15], требованиями техничес-
ких условий и инструкций заводов-изготовителей. При этом необходимо
учитывать особенности и требования к проведению технологического
процесса (температурный уровень, физические и химические свойства
150
отходящих газов и их температура, свойства технологического уноса,
цикличность процесса и др.).
Для каждой установки составляются должностные и технологические
инструкции по обслуживанию оборудования, ремонту, технике безопас-
ности, предупреждению и ликвидации аварий и т.п., а также технический
паспорт, исполнительные оперативные и технологические схемы трубо-
проводов и арматуры различного назначения. Все коммуникации долж-
ны быть окрашены в определенный условный цвет (по стандарту).
Знание инструкций и ПТЭ является обязательным для эксплуатацион-
ного персонала. Знания персонала систематически проверяются.
Специализированной наладочной организацией в период наладки после
монтажа или капитального ремонта на каждый КУ и ЭТА должны быть
составлены режимные карты. В них указывают значения основных регу-
лируемых режимных параметров, которые должны выдерживаться эксп-
луатационным персоналом. Режимная карта составляется на основе ис-
пытаний и позволяет поддерживать наиболее экономичные и надежные
режимы работы.
Персонал должен вести оперативный журнал, в который за-
носят распоряжения руководства и записи дежурного о работе оборудо-
вания, а также ремонтную книгу, в которую записывают сведения о за-
меченных дефектах оборудования и мероприятиях по их устранению.
Кроме того, следует вести первичную отчетную документацию, состоя-
щую из суточных ведомостей по работе агрегатов и записей регистри-
рующих приборов, и вторичную отчетную документацию, включающую
обобщенные данные по работе оборудования за определенный период.
Каждому котлу присваивается свой номер, соответствующие номера
присваиваются вспомогательному оборудованию (дымососам, насосам
И пр.).
Устройство котельных на отходящих газах технологического обору-
дования должно соответствовать правилам Госгортехнадзора, требова-
ниям техники безопасности, санитарно-гигиеническим нормам, требо-
ваниям пожарной безопасности и т.п. Требования к безопасной работе
ЭТА должны учитывать также конкретные особенности технологичес-
кого процесса.
При подготовке КУ и теплоиспользующих элементов ЭТА к пуску
после окончания монтажа или капитального ремонта необходимо произ-
вести тщательный внутренний и наружный его осмотр. Перед началом
внутреннего осмотра барабана и камер следует проверить наличие заглу-
шек на паровых, питательных и продувочных линиях. Внутренний ос-
мотр производится для проверки отсутствия в барабане, коробах, дру-
гих труднодоступных местах, сепарационных устройств, а также в каме-
рах коррозии и других загрязнений, состояния и надежности крепления
сепарационных устройств и других элементов оборудования, а также
состояния установленных дроссельных и измерительных шайб. После
внутреннего осмотра и закрытия лазов и люков все установленные за-
151
глушки снимают, а если осмотру предшествовало щелочение котла, то
устанавливают на место дроссельные, измерительные и распредели-
тельные шайбы.
При наружном осмотре необходимо убедиться в том, что на фланцах
установлены все шпильки; болты имеют достаточную длину нарезки;
все расчетные зазоры элементов котла выдержаны; дверцы, лазы, люки
закрыты плотно; газоходы очищены от грязи, шихтовой пыли и посто-
ронних предметов; обмуровка не имеет неплотностей и повреждений;
все клапаны открываются и закрываются нормально; все опускные и
продувочные клапаны закрыты, пароводяные коммуникации, трубопро-
воды отбора проб воды и пара, а также продувочные линии исправны,
предохранительные клапаны не заклинены; водоуказательные стекла,
сниженные указатели уровня и манометры исправны, а импульсные ли-
нии устройств для измерения расходов пара и воды, манометров и сни-
женных указателей проверены, взрывные клапаны установлены и нахо-
дятся в исправном состоянии.
При осмотре вспомогательного оборудования необходимо прове-
рить состояние дымососа, циркуляционных насосов, наличие смазки,
исправность коммуникаций охлаждающей воды, состояние ограждения
на муфтах, фундаментных болтах, легкость проворачиваемости направ-
ляющего аппарата дымососа, а также готовность приборов КИП и аппа-
ратуры автоматического управления, состояние газового шибера перед
котлом и коммуникаций его водяного охлаждения.
Заполнение котла конденсатом или химически очищенной деаэриро-
ванной водой производят при температуре не ниже 300 К и не выше
330 К. Продолжительность заполнения должна быть не менее 1 ч. Перед
заполнением следует открыть воздушники и закрыть все продувочные
клапаны и арматуру на трубопроводах отбора проб. Заполнение произ-
водят из питательной линии. При заполнении котла водой необходимо
при появлении воды из воздушников закрыть их, проследить за плот-
ностью лючков, фланцев, спускной и продувочной арматуры. При
появлении течи заполнение котла нужно прекратить, а неплотности
устранить. Уровень воды в барабане необходимо довести до низшего
положения по водоуказательному стеклу, после чего проверить, держит-
ся ли в котле уровень. Если он опускается, нужно найти места неплотно-
стей и устранить их. После этого снова подпитать котел до низшего уров-
ня. Если уровень воды поднимается при закрытой питательной задвижке,
что указывает на пропуск последней, нужно перекрыть последовательно
стоящую за ней задвижку. При значительной неплотности дефектную пи-
тательную задвижку следует до пуска котла отремонтировать и все опе-
рации по заполнению повторить.
При готовности котла к пуску, необходимо предупредить дежурного
по цеху о предстоящем влключении котла в работу и вызвать дежурно-
го электрика для пуска электродвигателей. В период пуска котла в ра-
боту всю аппаратуру автоматического управления и блокировки отклю-
152
чают, а все операции по регулированию производят вручную. Автоматы
и блокировку включают после того, как котел будет некоторое время
работать в нормальном рабочем режиме. При этом необходимо убе-
диться в нормальном давлении воды в питательной магистрали котла.
Затем следует подать воду на охлаждение подшипников дымососа и
сальниковых уплотнений циркуляционных насосов; подготовить к рабо-
те барботер периодической продувки; пустить циркуляционный насос
и открыть клапан на линии рециркуляции для создания протока воды в
экономайзере; открыть паровой клапан на линии подачи насыщенного
пара в барабан для прогрева барабана и воды и вентиляции пароперегре-
вателя; открыть клапан на линии продувки пароперегревателя.
Далее необходимо обеспечить следующую последовательность прове-
дения операций; включить дымосос при закрытом шибере перед котлом
и закрытом направляющем аппарате дымососа; убедиться в исправной
работе дымососа (отсутствии вибраций, задевания и т.п.); поднять шибер
перед котлом примерно на 25% его полного открытия; начать подачу
газов через котел путем постепенного открытия направляющего аппара-
та дымососа; следить за температурой циркуляционной воды. При появ-
лении пара из воздушников их нужно закрыть.
При давлении 0,05 - 0,1 МПа продуть водоуказательные стекла и
убедиться в правильности их работы, продуть трубопроводы к маномет-
рам. При давлении 0,2 МПа закрыть паровые клапаны для обогрева ба-
рабана и превести вентиляцию пароперегревателя паром своего котла,
после чего начать прогрев главного паропровода котла до магистрали.
Для этой цели открыть все продувочные клапаны паропровода от котла
до магистрали и приоткрыть главную паровую задвижку котла. Клапан
продувки пароперегревателя закрыть. Прогрев паропровода ведут до
включения котла в магистраль, при этом необходимо следить за состоя-
нием опор и компенсаторов паропроводов.
При давлении пара 0,3 - 0,5 МПа необходимо подпитать котел и
произвести периодическую продувку барабана котла. Если до пуска на
котле производились работы, связанные со снятием болтов с фланцев,
лючков и т.д., то при давлении 0,3—0,5 МПа следует произвести под-
тяжку этих болтовых соединений. Подъем давления в котле с начала
пуска до включения в паровую магистраль должен продолжаться не ме-
нее 1 ч. Скорость подъема давления пара регулируют степенью открытия
направляющего аппарата дымососа и газового шибера перед котлом.
Во время подъема давления в котле необходимо следить за уровнем
воды в барабане и температурой перегретого пара.
При давлении в котле, близком к давлению в общем паропроводе,
следует приступить к включению котла в работу и присоединению его
к паровой магистрали. Для этого медленно открывают паровую задвиж-
ку котла, а затем и задвижку перед магистралью. При этой операции
необходимо следить за показанием манометров и расходомера пара кот-
ла. До начала включения котла в паровую магистраль следует тщательно
153
продуть водомерные стекла и сравнить показания верхнего и нижнего
манометров котла и сниженного указателя уровня воды в барабане.
Если во время включения котла в магистральный паропровод возникают
толчки и гидравлические удары, необходимо немедленно приостано-
вить включение и увеличить продувку паропровода через все имеющие-
ся продувочные точки. После включения котла в магистральный паро-
провод закрыть все продувки.
Далее следует открыть полностью газовый шибер перед котлом и
сообщить в технологический цех о готовности котла полностью принять
газы от теплотехнологических установок-источников ВЭР. В период
подъема нагрузки котла нужно внимательно следить за давлением и
температурой перегретого пара. При установившемся питании котла кла-
паны на "линии рециркуляции экономайзера необходимо закрыть, а кла-
паны непрерывной продувки котла открыть.
Ведете рабочего режима КУ и ЭТА должно производиться эксплуата-
ционным персоналом по режимным картам, в которых указаны реко-
мендуемые технологические и экономические показатели работы. При
установившемся режиме работы питание котла водой переводят на ав-
томатическое. Давление пара в магистрали, как правило, также поддер-
живается автоматически регулятором давления. Температура перегре-
того пара при наличии предаключенной секции испарительных змееви-
ков может колебаться в пределах 675—575 К в зависимости от началь-
ной температуры и расхода газов, степени загрязнения поверхностей
нагрева уносом. Необходимо следить за температурой и разрежением
газов до и после котла. Увеличение температуры газов перед дымосо-
сом и газового сопротивления котла (при постоянном количестве газов)
свидетельствует о загрязнении поверхностей нагрева. Так, предельная
температура уходящих газов за котлами типов КУ на расходы (40 -г
-г 150) ♦ 10* м3/ч не должна превышать 250 °C. По достижении этой тем-
пературы следует произвести обдувку поверхностей нагрева. Для ряда
КУ и ЭТА температура уходящих газов определяется условиями тех-
нологии.
Необходимо следить за температурой питательной воды, не допуская
снижения ее ниже 375 К во избежание наружной коррозии поверхностей
нагрева экономайзера, а также за поддержанием нормированного каче-
ства пара и воды (при необходимости производить продувку котла).
Следует периодически производить проверку показаний сниженных ука-
зателей уровня воды с водоуказательными стеклами, устанавливаемыми
на барабане, 1 раз в сутки проверять состояние предохранительных кла-
панов и продувать их во избежание прикипания.
При обходе установки следует проверять работу механизмов (дымо-
сосов, насосов и их электродвигателей), проверять подачу смазки, ох-
лаждающей воды, нагрев подшипников и степень вибрации отдельных
узлов механизмов. Температура подшипников не должна превышать
154
330—335 К. Необходимо следить за состоянием арматуры котла и вспо-
могательных механизмов.
В целях поддержания чистоты внутренних поверхностей нагрева,
предупреждения вспенивания и бросков котловой воды в пароперегре-
ватель производят систематически продувку барабана котла и шламо-
уловителя. Продувка барабана котла предусматривается как непрерыв-
ная, так и периодическая. Непрерывная продувка ведется постоянно и
регулируется автоматически или по указанию химической лаборатории
в зависимости от солевого состава котловой воды. Периодическую про-
дувку камер и шламоуловителя (нижних точек) производят 1 раз в
сутки, а барабана котла при перепитке — автоматически или вручную;
при корректировке водно-химического режима котла — вручную.
Для поддержания чистоты наружных поверхностей нагрева систе-
матически производят их очистку от осевшего уноса. Отходящие газы
высокотемпературных теплотехнологических агрегатов часто содержат
значительное количество мелкодисперсного уноса, находящегося в твер-
дом, жидком и парообразном состоянии в зависимости от температуры
и условий протекания технологического процесса. Большое количество
уноса содержится в отходящих продуктах сгорания мартеновских пе-
чей при продувке ванны кислородом (30—40 г/м3), в конвертерных га-
зах на выходе из сталеплавильного конвертера (100—150 г/м3), при
обжиге колчедана в кипящем слое (150—250 г/м3) и др. Этот унос, на-
ходящийся в продуктах сгорания преимущественно в расплавленном
состоянии, воздействует на поверхность огнеупорной кладки соедини-
тельных газоходов и керамические поверхности нагрева рекуператоров
и регенераторов, в результате чего происходит растрескивание кладки,
разъедание шлаком и шлакование поверхности.
Металлические поверхности теплоиспользующих установок, в частно-
сти КУ и ЭТА, могут подвергаться интенсивному шлакованию техно-
логическим уносом при наличии в уносе как жидкой фазы, так и грану-
лированной твердой мелкодисперсной пыли. Загрязнение поверхностей
нагрева приводит к уменьшению тепловосприятия и увеличению аэро-
динамического сопротивления теплоиспользующей установки, что не-
редко обусловливает снижение производительности основного техно-
логического агрегата. Поэтому защита теплоиспользующих устройств
от воздействия загрязненных отходящих продуктов сгорания является
важной задачей.
Уменьшение загрязненности отходящих продуктов сгорания ших-
товым уносом большинства плавильных печей может быть обеспечено
установкой жидкопленочных сепараторов расплава непосредственно на
выходе из рабочей камеры печи с возвращением расплава уноса в рабо-
чую камеру, что увеличивает полезный выход технологического про-
дукта.
Применяемые способы очистки поверхностей нагрева от наружных
отложений приведены на рис. 6.1. Традиционно широко использовались
155
Рис. 6.1. Способы о*шстки поверхностей нагрева от наружных загрязнений
для КУ имеющая целый ряд недостатков водяная обмывка поверхностей
нагрева, а также паровая обдувка, различные варианты дробеочистки.
В последние годы на КУ и ЭТА за мартеновскими, обжиговыми печами,
печами кипящего слоя в химической промышленности и цветной метал-
лургии стали применять более эффективные способы очистки, такие,
как виброочистка, ударная механическая, ударно-акустическая с направ-
ленными взрывами газовоздушных смесей, создающих волны давления,
и др. Сравнительная эффективность различных способов оздсткн поверх-
ностей нагрева КУ приведена в [28].
Останов КУ долежи быть оошаснован с работниками технологичес-
кого цеха. После этого с их непосредсвенным участием автоматически
или вручную необходимо открыть шибер обводного борова с переклю-
чением автоматического регулирования тяги, одновременно прикрыть
лопатки направляющего аппарата дымососа и закрыть шибер перед кот-
лом. После закрытия шибера перед котлом дымосос следует остановить,
а лопатки направляющего аппарата закрыть полностью.
Затем питание котла следует перевести на ручное и усилить наблюде-
ние за уровнем воды, открыть продувку пароперегревателя и отклю-
адть котел от даровой магистрали. При достаточном уровне воды в бара-
бане — прекратить питание и включить экономайзер в циркуляционный
контур. При снижении давления в котле до нуля - остановить циркуля-
ционный насос, закрыть продувку пароперегревателя и убедиться, что
давление пара в котле не повышается.
После отключения котла и останова дымососа необходимо в течение
2—3 ч воздержаться от открытия лазов и дверок во избежание резкого
156
охлаждения обмуровки котла. Спуск воды из остановленного котла
можно производить при температуре ее не выше 330—340 К. Спуск про-
изводить медленно, при открытых воздушниках. В зимнее время при
температуре окружающего воздуха ниже 280 К нужно следить, чтобы
вода была удалена не только из барабана, но и из всех змеевиков испа-
рительной и экономайзерной секции котла. После спуска воды нужно
приоткрыть предохранительный клапан, осторожно открыть лазы в ба-
рабан, убедившись, что воды и пара в барабане нет. Влезать в барабан
можно лишь после того, как будут заглушены паровые, питательные и
продувовдые линии котла, пользуясь при этом переносной лампой напря-
жением 12 В.
Котел должен быть остановлен немедленно автоматически или вруч-
ную при отсутствии или отказе в работе защитных устройств (тепловой
защиты, противоаварийной электрической блокировки) в следующих
случаях:
1) при упуске воды, т.е. при отсутствии уровня в водоуказательных
стеклах (при закрытом паровом кране водоуказательного прибора);
2) при перепитке котла, если уровень воды в стекле выше верхнего
предельного уровня и открытием клапанов аварийного сброса снизить
уровень не удается;
3) при разрыве труб испарительной или экономайзерной поверхности
котла или пароперегревателя, если струя истекающей пароводяной сме-
си угрожает повреждением соседних змеевиков. При этом питание пов-
режденного котла следует поддерживать до останова;
4) при разрыве паропровода или питательного трубопровода;
5) при чрезмерном разогреве несущих балок каркаса, обвале обму-
ровки в результате взрыва газов в газопроводе и других повреждениях,
угрожающих персоналу или оборудованию;
6) при выходе из строя всех водоуказательных приборов и мано-
метров;
7) при выходе из строя обоих циркуляционных насосов;
8) при аварийном состоянии дымососа или его внезапном останове.
Упуск воды в котле может произойти вследствие повреждения по-
верхностей нагрева, питательного клапана, неполадок с питательными
насосами и неплотности продувочных вентилей. Кроме того, пониженный
уровень в стеклах может быть следствием забивания соединительных
трубок водоуказательных приборов. При нерабочем состоянии тепловой
защиты или ее отсутствии в случае понижения уровня воды в водрука-
зателыюй колонке на барабане котла ниже нормального следует:
1) продуть водоуказательное стекло и убедиться в правильности его
показания, сверив с показаниями сниженных указателей уровня;
2) проверить давление воды в питательных магистралях;
3) проверить работу регулятора питания и, если необходимо, перейти
на ручное регулирование;
4) проверить плотность продувочных и дренажных клапанов котла;
157
5) проверить отсутствие течи в трубной системе (и из люков). Если,
несмотря на принятые меры, уровень воды в стеклах не восстанавли-
вается, необходимо остановить котел. Если вода скрылась за нижнюю
кромку колонки или шкалу показывающего прибора, нужно проверить
наличие уровня воды в колонке на барабане, взяв уровень в стекле
”на подсос”, для чего следует прикрыть верхний кран. Если нижняя сое-
динительная труба заполнена водой, то (вследствие конденсации пара
над уровнем в стекле) появится уровень воды в стекле. Если вода
не появится, котел необходимо остановить.
В случае повышения уровня воды выше нормального, следует:
1) продуть водомерное стекло колонки на барабане котла (верхний
штуцер);
2) проверить работу регулятора питания и, если надо, перейти на
ручное регулирование, прекратив подачу воды в котел;
3) если, несмотря на принятые меры, уровень воды поднялся выше
верхнего указателя и подается сигнал верхнего предельного уровня,
то питание котла необходимо прекратить и открыть клапан аварийного
слива воды из барабана или периодической его продувки. Если одновре-
менно понижается температура перегрева пара, следует открыть про-
дувку пароперегревателя и главного паропровода;
4) если уровень воды ушел за верхнюю кромку стекла, необходимо
остановить котел. Поступающие в КУ отходящие газы следует направить
в обводной боров, минуя котел. Выяснив и устранив причины перепит-
ки котла при появлении воды в стеклах, прекратить все виды продувок
котла и вновь перевести отходящие газы на пропуск через КУ.
О наличии вспенивания воды судят по резкому подъему уровня воды
в водоуказательных стеклах и понижению перегрева пара. Причинами
вспенивания и бросков котловой воды в пароперегреватель являются:
1) резкое падение давления пара в котле при большом отборе пара;
2) резкий подъем нагрузки при внезапном увеличении температуры
газов перед котлом;
3) увеличение щелочности и солесоде ржания котловой воды.
При появлении вспенивания или бросков котловой воды необходимо
увеличить непрерывную и открыть периодическую продувки барабана
котла при одновременном увеличении его питания.
Разрыв труб в КУ обнаруживается сильным шумом в соответству-
ющем газоходе, кроме того, может выбиваться пар через неплотности
обмуровки в зоне расположения поврежденного участка. При разрыве
труб испарительной и экономайзерной поверхностей происходит сниже-
ние уровня воды в водоуказательных приборах.
При разрыве труб пароперегревателя котел необходимо остановить.
При разрыве труб испарительной и экономайзерной поверхностей, соп-
ровождаемом резким понижением уровня в водоуказательных стеклах,
кроме переключения отходящих газов на обводной боров необходимо
перейти на ручное питание и, остановив котел, отключить его от магист-
158
рал и. При небольших повреждениях труб экономайзера и испарительных
поверхностей и возможности поддержания нормального уровня воды
в барабане допускается кратковременная работа котла.
При выходе из строя одного из циркуляционных насосов и нерабо-
тающей защите следует пустить в работу резервный насос по сигналу.
При выходе их строя обоих насосов котел останавливается автоматичес-
ки через систему электроблокировок. Срыв работы циркуляционного
насоса возможен в случаях недостаточного открытия задвижек на подво-
дящей линии, засорения отверстий приемных устройств в барабане кот-
ла, резкого снижения давления в котле.
При появлении вибрации в дымососной установке, стуков и задева-
ний ротора о кожух дымососа, а также повышения температуры подшип-
ников выше 60 °C котел останавливается от действия тепловой защиты.
При расположении КУ за теплотехнологическим агрегатом для ис-
пользования теплоты отходящих газов часто предусматривают обводной
боров, чтобы не лимитировать работу технологического устройства при
нарушениях в работе КУ. Наличие обводного борова приводит обычно
к присосам холодного воздуха и снижению экономичности теплоисполь-
зующей установки. Необходимо повышать эксплуатационную надеж-
ность КУ и по возможности отказываться от обводных боровов.
В ЭТА, в которых работа технологических и энергетических элемен-
тов неразделима, в большинстве случаев достигается повышение техно-
логической и энергетической эффективности и эксплуатационной на-
дежности установки в целом. Это обеспечивается, например, примене-
нием для плавильных процессов долговечных гарнисажных футеровок,
в элементах которых вырабатывается дополнительная энергетическая
продукция; применением для грануляции расплавленного уноса перед
технологическим воздухоподогревателем камеры радиационного охлаж-
дения, где также вырабатывается энергетическая продукция; примене-
нием тепловых труб, повышающих надежность технологического про-
цесса, и т.п.
Рассмотренные вопросы эксплуатации КУ полностью относятся и к
теплоиспользующим элементам ЭТА (камерам радиационного охлажде-
ния отходящих газов - экранными котлами, конвективным испаритель-
ным поверхностям нагрева, экономайзерам, пароперегревателям, возду-
хоподогревателям, охлаждаемым гранисажным футеровкам и др.).
Для обеспечения безопасной и надежной эксплуатации ЭТА с достиже-
нием высоких технологических и энергетических показателей в каждом
конкретном случае должны учитываться также специфика технологи-
ческого процесса и соответствующие требования к его проведению.
62, ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ
КОТЛОВ-УТИЛИЗАТОРОВ В ЧЕРНОЙ МЕТАЛЛУРГИИ
Особенности эксплуатации котлов-утилизаторов в черной
металлургии в значительной степени обусловливаются свойствами отхо-
дящих газов и пылевого уноса из металлургических печей, цикличностью
технологических процессов, например конвертерной и электропечной
выплавки стали, несовершенством тепловых схем потребления утилиза-
ционного пара и др»
Специфические свойства мелкодисперсного технологического уноса
обусловливают быстрое нарастание загрязнений на поверхностях нагре-
ва котлов-утилизаторов, установленных за мартеновскими печами и
кислородными конвертерами. Содержание сернистых соединений в га-
зах вызывает коррозию труб, наличие абразивных частиц в газах за об-
жиговыми печами и установками сухого тушения кокса приводит к эро-
зионному износу поверхностей нагрева. В некоторых случаях причиной
повреждения труб является совместное действие коррозии и эрозии.
Работа котлов за мартеновскими печами без очистки поверхностей
нагрева обычно длится 3-5 дней, после чего быстро растут температура
уходящих газов и аэродинамическое сопротивление из-за нарастания от-
ложений на трубах. Это требует применения средств очистки.
Применение кислорода для продувки ванн печей сокращает длитель-
ность работы котлов без очистки до 10-24 ч. Долгое время на этих кот-
лах применялся только один вид очистки — водяная обмывка. Ускорен-
ное нарастание загрязнений в начале работы большинства котлов за мар-
теновскими печами приводило к тому, что межобмывочный период
достигал 1-3 сут. Эксплуатация котлов показала, что скорость нараста-
ния и конечная степень загрязнения зависят от скорости газов в период
работы котлов. ,
Внедрение паровой обдувки на отдельных котлах повысило продол-
жительность их работы до 20-30 дней. В дальнейшем на котлах за мар-
теновскими печами были применены дробевая очистка, вибрационная и
импульсная очистки, которые позволили обеспечить более стабильную
работу котлов. Однако во всех случаях от эксплуатационного персонала
требуются четкое соблюдение технологического режима работы печей,
квалифицированное обслуживание технологических и котельных уста-
новок и систем очистки. Любое отклонение oi регламентных режимов
работы печи и котла приводит к уменьшению выработки пара, сниже-
нию КПД и более тяжелым последствиям в результате аварий с котель-
ными установками.
В установках сухого тушения кокса повреждения труб котлов-утили-
заторов в основном связаны с эрозионным износом. Особенно подвер-
жены износу места гибов змеевиков экономайзеров в пристенной обла-
сти газоходов. В процессе сухого тушения кокса наблюдалось также
образование коррозионной среды (попадание несгоревшей серы в газо-
160
ходы котлов в виде SO2 и SO3 и других химических соединений). Об
этом свидетельствует химический состав отложений в экономай-
зере: С -23,5, SiO2 - 36,8, Fe2SO4 - 5,2, CaSO4 - 0,3, S -
34,2 % (no массе).
Коррозионное разрушение труб обусловлено попаданием влаги при
работе котла с течью и простоях в условиях агрессивной среды. Прове-
денные Укрэнергочерметом обследования показали, что особенно актив-
но коррозия происходит под слоем плотных отложений коксовой пыли,
которые являются хорошими поглотителями среды. Однако коррозион-
ное разрушение труб в установках сухого тушения кокса (УСТК) не
следует рассматривать закономерным, так как оно является следствием
нарушения технологических режимов тушения кокса. Обследования ра-
боты котлов в установках сухого тушения кокса (КСТ или КСТК),
проведенные БЗЭМ и данные многих других исследований показывают,
что скорости газового потока в конвективной поверхности нагрева
во избежание износа труб должны быть в пределах 5-7 м/с, причем
меньшее значение скоростей рекомендуется для экономайзеров.
Первые установки теплоиспользующих кессонов, охлаждаемые тех-
нической водой над горловинами конвертеров, характеризовались появ-
лением трещин в сварке уже через 1520 плавок. На одном из металлурги-
ческих комбинатов на трубах цилиндрических кессонов появились мас-
совые трещины после 4030 плавок. Основной причиной разрушения труб
явилась термическая усталость, вызванная высокими тепловыми нагруз-
* ками и образованием железистых отложений в трубах. Охладитель кон-
вертерных газов ВОКГ-50 с цилиндрическим гладкостенным кессоном
имел срок службы 15-20 тыс. плавок, причем первые трещины появи-
лись через 3 тыс. плавок. Трещины имели характер термо усталостно го
разрушения при нормальной структуре металла, что явилось следствием
неравномерного локального охлаждения стен кессона. Наблюдался так-
же наружный износ труб из-за выбросов металла и шихты в газоход кот-
ла из горловины конвертера.
На другом металлургическом заводе охладитель конвертерных газов
ОКГ-ЮО-З работал не надежно из-за загрязнений конвективных поверх-
ностей нагрева и повреждения труб экранов в нижней части газохода.
На трубах испарительных поверхностей появлялись разрывы, связан-
ные с перегревом металла труб из-за недостаточного охлаждения, выз-
ванного забиванием дроссельных шайб. После изменения конструкций
^шламоотделителя и индивидуальных фильтров работа охладителя ста-
билизировалась. В более поздних конструкциях охладителей конвертер-
ных газов было уделено особое внимание организации гидродинамики
охлаждающей среды, так как в условиях высоких удельных тепловых
нагрузок топочного объема [2,93—3,35 ГДж/(м3 ч)] недостаточное ох-
лаждение труб приводит к авариям. В связи с этим гидравлические ис-
пытания, промывка трубной системы, трубопроводов питательной во-
ды, индивидуальная промывка каждой трубки поверхности нагрева кес-
6-6798
161
сона и газохода имеют первостепенное значение в обеспечении надежной
эксплуатации охладителей конвертерных газов.
При освоении котла-утилизатора ОКГ-250бд на одном из металлур-
гических комбинатов наблюдались разрывы труб при эксплуатации
котла с повышенным солесодержанием питательной воды. Содержание
железа в воде достигало 300-400, а периодически 1000 мкг/кг, что
вызывало интенсивное образование внутритрубных железоокисных от-
ложений. Только после снижения содержания железа до 80-150 мкг/кг
разрывы труб прекратились.
Условием надежной эксплуатации КУ является создание газовой плот-
ности котла, так как выбивание газов, содержащих СО, опасно для пер-
сонала из-за их токсичности, а присосы воздуха при использовании схе-
мы без дожигания СО создают взрывоопасную ситуацию и снижают
экономичность.
С учетом результатов испытаний котла ОКГ-250бд спроектирован и
создан модернизированный котел-охладитель ОКГ-250М2, однако и в
нем потребовалось изменить некоторые конструктивные элементы, не
обеспечивающие надежность эксплуатации. Так, ненадежно работали кес-
соны окон ввода сыпучих. В процессе эксплуатации в них накапливался
шлам, который без полного демонтажа кессона не мог быть удален.
В трубах кессона наблюдались межтрубные пульсации, что вызвало
необходимость замены дроссельных шайб.
Для повышения надежности работы ОКГ следует применять ширмо-
вые поверхности нагрева, менее подверженные загрязнениям, и новые,
более эффективные системы очистки, например импульсную.
6.3. ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ
КОТЛОВ-УТИЛИЗАТОРОВ В ЦВЕТНОЙ МЕТАЛЛУРГИИ
В начальный период большинство конструкций котлов-утили-
заторов для цветной металлургии проектировалось на базе энергетичес-
ких котлов П-образной компоновки, поэтому с учетом специфики
уноса металлургических переделов конструкции котлов-утилизаторов
подвергались значительным изменениям. На металлургических заводах
эксплуатируются котлы БКЗ-5О/39У, котлы типа ’’Стерлинг”, котлы
БГ-35М, БГ-35РФ, ДКВР-10/13, а также УКЦМ-25/40 и многие другие.
Так, на одном из металлургических заводов за циклонными печами про-
изводства редкоземельных металлов был установлен котел-утилиза-
тор РКУ*23/40. Рабочая кампания установки составляла всего около
600 ч. Основными неполадками, вызывавшими аварийные остановы
котла, были: кислородная коррозия труб пароохладителя, износ верх-
них рядов труб первого по газу блока воздухоподогревателя, заби-
вание шламом и разрыв экранных труб, кислородная коррозия труб
экономайзера.
162
Для улучшения работы установки была проведена следующая ре*
конструкция: увеличена длина экранных труб, заменена первая по хо-
ду газов ступень пароперегревателя на ширмовый воздухоподогрева-
тель (подогрев воздуха увеличился до 600 °C), уменьшена площадь
поверхности второй по ходу газов ступени пароперегревателя, пер-
вый и второй по ходу газов пакеты трубчатого воздухоподогревателя
выполнены с коридорным расположением труб. В результате рекон-
струкции оборудования интенсифицировался процесс плавления сырья,
повысилась производительность печи на 25—30%, увеличился выход ред-
ких элементов, рабочая кампания увеличилась до 7700 ч
При эксплуатации котла-утилизатора УКЦМ-40/14 за шлаковозгоноч-
ной печью, предназначенной для переработки цинковых шлаков шахт-
ной свинцовой плавки, в начальный период эксплуатации котел часто
останавливался из-за заноса поверхностей нагрева и неполадок печи и
системы пылеприготовления. По результатам балансовых испытаний
была проведена реконструкция ряда элементов: для уменьшения шла-
кования переходного газохода и камеры охлаждения вторичный воз-
дух стали подавать не в ванну, а над ванной шлаковозгоночной печи;
второй ряд фестона был заведен за первый ряд с образованием ко-
ридорного пучка; заменено крепление змеевиков экономайзера через
промежуточные втулки. В результате рабочая кампания котла была до-
ведена до 20-25 дней и лимитировалась уже только заносом воздухо-
подогревателя. Применение виброочистки воздухоподогревателя и эко-
номайзера обеспечило увеличение рабочей кампании до месяца и лими-
тировалось зашлаковкой соединительных газоходов.
Недостатками в эксплуатации котла УКЦМ-40/14 являются: неудач-
ная конфигурация соедини!ельного газохода, которая создает благопри-
ятные условия для оседания и спекания расплавленного выноса из пе-
чи; недостаточное сечение соединительного газохода, что при наличии
отложений на подине приводит к высоким выходным скоростям потока,
в результате чего происходит наброс размягченного уноса на заднюю
стенку камеры охлаждения; наличие кирпичной перемычки в холодной
воронке, что способствует зашлаковке выходных отверстий холодной
воронки; в районе переходного газохода из камеры охлаждения в
опускной газоход создается скопление уноса.
Опыт эксплуатации котла-утилизатора УККС-6/40 за печью кипящего
слоя при обжиге цинковых концентратов показал, что недостаточная
степень охлаждения уноса в радиационной камере котла приводила к
забиванию отложениями неохлаждаемого бункера и пароперегревателя,
расположенного в восходящем газоходе. При реконструкции котла в
радиационной камере были установлены испарительные ширмы, а для
сбора огарка сооружен бункер, охлаждаемый воздухом; одновременно
были увеличены шаги между ширмами до 280 мм и предусмотрены ме-
ры по быстрой замене ширм через верх котла. В реконструированном
котле заносы бункера отсутствуют, а сыпучие отложения удаляются с
163
ширм при помощи виброочистки. Наработка котла за год поднялась
до 4000 — 6000 ч.
Многократной реконструкции подвергался котел-утилизатор
КУКП-10/40 за печью кислородно-факельной плавки в связи с тем, что
при создании котла не были учтены основные условия, определяющие
возможность его надежной длительной работы. В котле не обеспечива-
лась газоплотность, поверхности нагрева подвергались интенсивной кор-
розии (температура стенки была ниже точки росы), имела место стоя-
ночная коррозия, поверхности нагрева заносились пылью. Для улучше-
ния работы котла экранные поверхности были закрыты плавниками,
увеличены шаги между ширмами пароперегревателя, установлена виб-
роочистка.
6.4. ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ
КОТЛОВ-УТИЛИЗАТОРОВ В ХИМИЧЕСКОЙ
ПРОМЫШЛ ЕННОСТИ
Используемый при производстве серной кислоты флотацион-
ный серный колчедан является отходом при обогащении руд цветных ме-
таллов. В его состав (наряду с основным веществом — дисульфидом же-
леза) входит ряд примесей цветных металлов и металлоидов, которые
переходят в твердые и газообразные продукты обжига. Так, переход
в газовую фазу мышьяка, фтора и других вредных примесей не только
приводит к необходимости включать в схему производства серной кис-
лоты отделение очистки и промывки газа, но и оказывает отрицательное
влияние на процессы охлаждения газов в котлах. При охлаждении газов,
содержащих примеси мышьяка, цинка и свинца, за счет образования низ-
коплавких эвтектик происходит усиленное образование отложений на
тепловоспринимающих поверхностях котлов. Неблагоприятным явля-
ется также присутствие SO3, образующего в результате каталитическо-
го окисления SO2 в присутствии оксидов железа (огарка). При отно-
сительно высоком содержании SO3 в газах и повышенной температуре
интенсивно протекают процессы сульфатизации огарковой пыли, что
приводит к уменьшению сыпучести огарка, затрудняет вывод и удале-
ние его из котла и различных элементов по тракту обжигового газа,
ухудшает работу электрофильтров.
Для снижения содержания SO3 температура газа на выходе из печи
должна быть примерно 850—900 °C, что обеспечивает полную диссоциа-
цию SO3. Такая температура на выходе из печи может быть достигнута
за счет догорания в надслойном пространстве. Это связано с созданием
в печи необходимых гидродинамических условий, определяемых интен-
сивностью дутья и гранулометрическим составом колчедана.
Благоприятные условия массопередачи в кипящем слое позволяют
вести процесс обжига колчедана с малым избытком воздуха, что также
164
способствует уменьшению образования S03. Концентрация SO2 при об-
жиге в печах с кипящим слоем не должна быть ниже 9,5% во избежание
образования значительных количеств SO3 в газах. Оптимальная кон-
центрация SO2 в газах для печей с кипящим слоем 12-13,5 %.
Во избежание конденсации паров серной кислоты на поверхности труб
котлов температура металла должна быть выше температуры точки ро-
сы (для оптимальной концентрации SO2 = 12 13,5% при соответству-
ющем содержании SO3 и влаги в газе температура точки росы составля-
ет 200—230 °C). Поэтому давление пара должно быть не менее 2,5 МПа.
Особое значение это требование имеет в периоды пусков и остановов
котлов, когда при снижении давлении ниже 2,5 МПа могут происходить
процессы сульфатизации отложений на трубах, приводящие к образова-
нию плотных корковых отложений, снижающих тепловую эффектив-
ность поверхности нагрева при дальнейшей работе котла.
Результаты пусконаладочных работ водотрубных котлов типа КУКС
и многолетний опыт их эксплуатации показали следующее:
параметры пара (р = 4,0 МПа, Гп п = 440 °C) позволяют поддержи-
вать температуру металла труб выше температуры точки росы сернистых
газов (/р = 200 -г 230 °C), что исключает сернистую коррозию;
продольное омывание труб газовым потоком, содержащим большое
количество абразивных частиц, снижает износ и загрязнение поверхно-
стей нагрева.
Так как металлические накладки, установленные на трубах, не обеспе-
чивали надежной защиты труб от износа, то рекомендовано снизить
скорость газового потока (w < 8 м/с);
занос поверхностей нагрева наблюдается в пристенной области газо-
ходов (между крайними ширмами и обмуровкой котла). Местами
фиксации отложений являлись промежутки между трубами в каждой
ширме. Отложения на поверхностях нагрева в первый момент после ос-
танова кочла сухие и рыхлые, легко осыпаются при встряхивании.
Спустя 2—3 дня отложения увлажняются, происходит сульфатизация
огарковой пыли. Отложения цементируются, после чего очистка поверх-
ностей нагрева становится затруднительной, поэтому отложения сле-
дует удалять сразу после останова;
требование о резком охлаждении (за 0,35 с) сернистых газов несос-
тоятельно. Испытания головных образцов котлов-утилизаторов показа-
ли, что основное количество SO3, образующегося при горении колче-
дана, переходит в огарок уже перед котлом.
За котлом в газе содержится 1,5-5,5 % общего содержания SO3,
полученного при горении. Обследованием десяти действующих устано-
вок было установлено, что время охлаждения сернистых газов в котлах
находится в пределах 0,8-2 с. По-видимому, отложения на электродах
электрофильтра образуются из-за сильного увлажнения огарка, содержа-
щего SO3, на тракте выход газов из котла - выход из электрофильтров.
Это обусловлено большими присосами воздуха в газовом тракте (в об-
165
следованных установках снижение температуры газов из-за присосов
воздуха на этом участке колебалось в пределах 100 — 200 °C).
Эксплуатация газотрубных котлов-утилизаторов (КС-100 ГТКУ,
КС-200 ГТКУ) наиболее показательна по износу и загрязнению поверх-
ностей нагрева. Износ наблюдался в местах турбулизации газового пото-
ка (особенно на входных участках газовых труб на длине 200—250 мм),
загрязнения ~ на входных и выходных участках газовых труб вплоть
до полного перекрытия сечения труб.
Забивание газовых труб явилось следствием работы печей в началь-
ный период на пониженных нагрузках, что приводило к резкому сниже-
нию скоростей газов и соответственно к ликвидации самообдувки.
Наблюдалась также коррозия наружных необогреваемых труб, которые
снаружи из-за неплотностей газового тракта покрывались мельчайшими
частичками огарковой пыли, и в застойной зоне между трубами и обшив-
кой котла создавались идеальные условия для коррозии. В дальнейшем
на этих КУ был проведен ряд конструктивных мероприятий, направлен-
ных на устранение вредного влияния большой запыленности газов и на
борьбу с эрозионным износом труб. Для защиты от эрозионного износа
коллекторы секций были защищены специальными керамическими на-
садками, а на входе в газовые трубы установлены защитные металли-
ческие вставки. Чтобы исключить попадание сернистых газов в межтруб-
ное пространство, газовый тракт был тщательно уплотнен. Дальнейшее
совершенствование конструкции котла было направлено на снижение
массы за счет переноса части поверхности нагрева в более эффективную
по теплопередаче зону — в кипящий слой.
Опыт эксплуатации котлов типа ГТКУ позволил сделать следующие
выводы:
примененные на входных участках труб защитные вставки из стали
Х25Т предохраняют трубы от истирания, однако вставки изнашиваются
и их необходимо заменять через каждые 4 -6 мес. Снижение же скоро-
стей газов в трубах для уменьшения эрозионного износа недопустимо по
условиям эффективности теплопередачи и условиям образования отло-
жений в трубах;
отложения огарковой пыли при скорости газов 16 18 м/с составляют
2- 5 мм. При снижении нагрузки печи, а следовательно, уменьшении ско-
рости газов забиваются входные и выходные участки труб, в отдельных
случаях трубы забиваются по всей длине.
Горизонтальная площадка, образованная керамическими насадками
на входе в газотрубные секции, являлась дополнительным источником
образования отложений. Работа газотрубных секций на газах, содержа-
щих липкие частицы (свинца, цинка, никеля), приводила к быстрому за-
липанию всех труб и аварийным остановам котла. Для очистки труб от
загрязнений нет эффективного способа. Очистка газовых труб вручную
(металлическими тросами или ломами) весьма трудоемка.
166
Почти на всех работающих установках наблюдалась коррозия наруж-
ных труб газотрубных секций и обшивки КУ из-за невозможности соз-
дать плотность газового тракта. Для предотвращения проникновения
сернистого газа в межтрубное пространство коллекторы газотрубных
секций были сварены между собой, что привело к созданию конструк-
ции, практически не пригодной к ремонту (единственным способом ре-
монта являлось заглушение газовых труб). Котлы-утилизаторы типа
ГТКУ имеют большой удельный расход металла на 1 т пара (7—10 т/т)
по сравнению с водотрубными.
За печами обжига пиритных концентратов были установлены водо-
трубные КУ УККС-6/40 с многократной принудительной циркуляцией.
Их эксплуатация показала, что поверхности нагрева быстро заносятся
огарковой пылью. Примерно за 10—12 дней аэродинамическое сопро-
тивление КУ возрастало с 490 до 980 Па, температура уходящих газов
повышалась при этом с 260 до 420 °C. Очистка поверхностей сжатым
воздухом не давала положительных результатов. После установки на
котле устройства для вибрационного встряхивания ширм котел надеж-
но работал в течение 5000 ч. Эксплуатация КУ УККС-4/40 на флотацион-
ном колчедане показала надежную его работу. На трубах ширм образу-
ются незначительные отложения (2—5 мм), но они не препятствуют нор-
мальной работе котла. За 2—3 года эксплуатации температура уходя-
щих газов увеличивается на 50 — 70 °C» Поверхности нагрева периоди-
чески заменяют из-за эрозионного износа. Недостатками КУ с принуди-
тельной циркуляцией являются высокий расход электроэнергии на при-
вод циркуляционных насосов и их ненадежная работа, что приводит к
частым остановам таких котлов.
Котел для сжигания сероводорода ПКС-10/40 в первоначальном ва-
рианте был оборудован двумя турбулентными горелками внешнего
смешения, рассчитанными на сжигание технического сероводорода с
концентрацией 92-93 и содержанием углеводородов 0,5 — 0,6% при ста-
бильной теплоте сгорания газа. Удовлетворительное сжигание наблюда-
лось при избытках воздуха а > 1,3. При а < 1,2 образовывалось зна-
чительное количество серы, что ухудшало ведение технологического
процесса. В связи с тем что технический сероводород имеет переменный
состав (H2S - 70—94, углеводородов 1—17%) теплота сгорания газа и
потребное количество воздуха колебались в широких пределах, что вы-
зывало пульсации пламени, факел затягивался в конвективный газоход,
повышалась температура газов за котлом, наблюдалось неполное сгора-
ние газа. Кроме того, углеводородные соединения, конденсируясь в газо-
проводе, попадали из горелки в межобшивочное пространства котла,
где воспламенялись. При попадании больших количеств жидких угле-
водородов наблюдался срыв пламени, сопровождавшийся в некоторых
случаях взрывами. В условиях эксплуатации чугунные наконечники го-
релок и фурмы подвергались действию высоких температур, и их требо-
валось заменять через каждые 6 мес. Вследствие неудачного расположе-
167
ния растопочной горелки смешение с воздухом и горение растопочного
газа были неудовлетворительными, факел затягивался в конвективный
газоход, что сопровождалось значительным недожогом,
В дальнейшем на котлах ПКС-9/40, а затем и ПКС-10/40 были установ-
лены циклонные камеры, футерованные с огненной стороны. Они
снабжаются двойной обшивкой, охлаждаемой воздухом. Направление
потоков воздуха и технического сероводорода взаимноперпендикуляр-
ное. Многолетняя эксплуатация циклонных горелок (камер) показала
целесообразность и эффективность циклонного способа сжигания техни-
ческого сероводорода. Горелка дает устойчивое пламя и обеспечивает
полное сгорание технического сероводорода переменного состава с из-
бытками воздуха а = 1,05 + 1,2 без образования элементарной серы.
В случаях поступления небольшого количества сероводорода в горелке
возможно дополнительное сжигание растопочного газа для поддержания
необходимой температуры газов за котлом.
Сопоставление теплотехнических характеристик котлов с турбулент-
ными и циклонными горелками показало, что с установкой циклонной
горелки температура за котлом понизилась на 30—50 °C из-за более эф-
фективной работы экранных поверхностей нагрева.
Котлы-утилизаторы, охлаждающие нитрозные газы в химической про-
мышленности, работают на механически чистых, но агрессивных газах.
Работа котлов характеризуется большими тепловыми нагрузками и рез-
кими переходами с режимов прогрева оборудования на рабочие режимы.
Агрессивность газов приводит к тому, что при появлении в трубной
системе свища или потения сварного шва неизбежно образование на по-
верхности нагрева азотной кислоты с последующей нитрозной корро-
зией. По этой причине надежность КУ целиком и полностью зависит от
тщательности изготовления и соблюдения режимных факторов в эксп-
луатации, препятствующих протеканию процессов коррозии.
В начальный период освоения котлов-утилизаторов УС-2,6/39 для ох-
лаждения нитрозных газов под разрежением питательная вода в эконо-
майзер котла подавалась после деаэратора атмосферного типа с темпера-
турой 104 °C. Перед пуском металл змеевиков котла разогревался до
температуры 100 °C прокачкой воды через котел в деаэратор. Первые
пуски проходили с высокой коррозией экономайзеров, вызывавшей
аварии. После подогрева питательной воды до 120 °C в пароводяном теп-
лообменнике случаи коррозии были исключены.
В водотрубном котле КН-80/40, работающем под давлением нитроз-
ных газов 0,2 —0,4 МПа, наблюдались разрушения в трубах экономай-
зера в виде трещин на гибах труб и в зоне сварочных швов. В основном
трещины были на крутоизогнутых гибах. Определяющей причиной раз-
рушения экономайзерных труб являлось нитрат-нитритное растрескива-
ние под напряжением. Коррозионное растрескивание возникало в местах
с повышенными против допустимых остаточными напряжениями от из-
готовления и монтажа. На гибах с большим радиусом такого растрески-
168
вания не было обнаружено. Следовательно, одной из мер, предотвраща-
ющих коррозионное растрескивание труб, является снятие остаточных
напряжений от гибки и сварки труб путем термической обработки. Не
менее важным является поддержание в пределах регламентной темпе-
ратуры питательной воды, особенно в периоды пуска, когда невозможно
предотвратить повышенное загрязнение нитрозных газов нитрат-нитрит-
ными солями аммония.
Газотрубные котлы-утилизаторы КУН-24/16М (Г-335БП) КУН-3,2/11
в основном работают удовлетворительно. Однако на котлах КУН-24/16,
работающих при повышенном давлении нитрозных газов (0,73 МПа),
в первоначальный период наблюдались коррозионные повреждения га-
зовых камер, которые явились также следствием образования нитрат-
нитритных аммонийных солей из-за проскока аммиака в газоходы в
периоды пуска.
В газотрубных КУ при нарушениях водного режима (снижении темпе-
ратуры и увеличении солесодержания питательной воды) наблюдается
коррозия концов дымогарных труб, растрескивание трубных досок
вследствие отложения солей. По этой причине соблюдение регламента
пуска и эксплуатации котлов в схемах получения азотной кислоты яв-
ляется одной из главных мер по обеспечению их надежной работы.
Глава седьмая
АВТОМАТИЗАЦИЯ КОТЛОВ-УТИЛИЗАТОРОВ
И ЭНЕРГОТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ АГРЕГАТОВ
7.1. КОТЛЫ-УТИЛИЗАТОРЫ КАК ОБЪЕКТ УПРАВЛЕНИЯ
Особенности технологического процесса, в котором участ-
вуют КУ, накладывают определенные требования на задачу управления
ими. Главной из особенностей, отличающих КУ от обычных промышлен-
ных котлов, является то, что ведущим регулируемым параметром яв-
ляется не выработка пара, которая определяет расход необходимой энер-
гии топлива, а количество энергии, вносимой потоком отходящих техно-
логических газов и определяющей выработку пара, как реакцию КУ на
режим тепловой работы, задаваемый технологическим агрегатом.
В обычных топочных котлах управляют расходом топлива и воздуха
и добиваются получения таких объема и температуры газов в конце топ-
ки, которые позволяют образовать пар необходимого качества и в необ-
ходимом количестве. В КУ, необорот, расход и температура газа заданы;
следует обеспечить выработку пара заданного качества в заданных ус-
ловиях; количество же пара соответствует энергии, отданной рабочему
телу (воде) отходящими от теплотехнологических агрегатов газами.
169
Таким образом, управление КУ состоит в том, чтобы обеспечить надеж-
ную утилизацию теплоты отходящих газов технологической установки
путем образования соответствующего количества пара заданных пара-
метров (давления и температуры перегрева).
Второй по значению особенностью многих КУ как объекта управле-
ния является нестабильность режима работы: количество теплоты, под-
лежащей утилизации, может колебаться от нуля до максимального зна-
чения, причем скорость нарастания теплового потока в ряде случаев
достигает 20-30 %/с. Это обстоятельство ставит КУ в предельно тяжелые
условия с точки зрения обеспечения надежности, так как эта нестабиль-
ность режима представляет собой случай нанесения резкого и глубокого
возмущения по основному технологическому каналу (каналу подвода
теплоты для парообразования). Поэтому существует необходимость
либо применять сложную всережимную систему автоматического управ-
ления (САУ) технологическим процессом (ТП), либо использовать
обычную САУ, но в резко переходных процессах (например, в начале и
конце периода продувки конвертера с газов ыделением и поступле-
нием конвертерного газа $ охладитель — ОКГ) ее отключать и вести уп-
равление вручную.
Цикличный, резко переменный режим работы КУ, а следовательно,
и выработки пара затрудняет использование последнего. Сопряжение ре-
жима потребителя с режимом выработки пара КУ в общем случае — за-
дача сложная. Радикальным средством ее решения является использо-
вание пароводяных аккумуляторов теплоты в технологической схеме
предприятия. Однако при этом усложняется задача управления, так как
в САУ приходится вводить программные средства автоматического
управления и элементы логики.
7.2. РУЧНОЕ И АВТОМАТИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ
КОТЛАМИ-УТИЛИЗАТОРАМИ
В работе технологического оборудования, в частности выде-
ляющего вторичный энергоресурс, непрерывно наблюдается нестабиль-
ность, которая является результатом нанесения возмущающих воздей-
ствий, приходящих извне или возникающих внутри объекта под косвен-
ным действием внешних возмущений (иногда нанесенных ранее и зафик-
сированных в ’’памяти” объекта управления). Возмущения приводят к
изменению состояния объекта и эффективности его работы.
Управление объектом — это организованное нанесение контрвозму-
щений, предназначенных для компенсации действия возмущений внеш-
них, неорганизованных. Управление можно осуществлять вручную или
автоматически. Ручное управление отличается простотой реализации.
Однако оно характеризуется рядом недостатков:
ограниченностью быстродействия, обусловленной психологическими
возможностями человека (оператора);
170
затрудненностью или недоступностью комплексного оперативного
анализа множества сигналов, характеризующих тенденцию изменения
состояния или параметров рабочего процесса объекта;
субъективизмом оператора в оценке обстановки и выработке сигнала
ручного управления;
нехваткой опытных кадров операторов КУ; необходимостью повыше-
ния производительности их труда (расширения фронта обслуживания);
невысокой надежностью человека как звена системы ’’производство -
человек - экономика - экология”.
Ручное управление КУ в нынешних условиях малоэффективно, и его
успешно заменяет автоматическое управление. Следует отметить, что от-
носительно высокая стоимость САУ КУ с избытком компенсируется
технико-экономическими и экологическими преимуществами их перед
системой ручного управления.
Применяемые ныне САУ представляют собой комплекс (совокуп-
ность), включающий элементы:
технологический контроль;
сигнализацию (предупредительную, аварийную и контрольную);
технологическую зашиту объекта (КУ) от нарушения рабочего про-
цесса, протекающего в нем;
автоматическое регулирование (стабилизацию заданного значения
регулируемого параметра во времени или изменение его по заданной
программе);
автоматическое управление периодическими процессами (автомати-
ческое управление в узком смысле слова, например автоматический
ввод резервного циркуляционною насоса в котле с многократной при-
нудительной циркуляцией);
дистанционное управление запорными и регулирующими органами,
операциями пуска и останова механизмов, узлов, агрегатов, систем;
запретно-разрешающую и аварийную блокировку;
ЭВМ (в режимах обработки первичных данных, ’’советчика” и авто-
матического управления объектом);
связь между членами вахты и административными работниками (те-
левизионную, радио-, телефонную, с помощью световых табло, световых
и звуковых сигналов и др.).
Реальные САУ крупными энергетическими котлами включают, как
правило, все перечисленные элементы, САУ КУ содержат большинство
из них.
Степень автоматизации а — отношение используемого объема средств
автоматизации к их объему при полном насыщении ими технологичес-
кого объекта - является функцией экстремальной. Существует поня-
тие и об оптимальной функции аопт, соответствующей минимуму сум-
мы приведенных затрат на технологическую установку (КУ, например)
и на средства САУ, применяемые на этой установке
171
Рис. 7.1. Выбор оптимальной степени
автоматизации технологического объ-
екта.
За, Зт, 3^ - приведенные затраты
на САУ, технологический процесс, сум-
марные; а - степень автоматизации;
аОЙТ - оптимальное значение а
Применение первых внедряе-
мых средств автоматизации (осо-
бенно автоматических регулято-
ров) на главных участках рабоче-
го процесса приводит к наиболее
значительному эффекту снижения
приведенных затрат на технологи-
ческий процесс Зт (рис. 7.1,
кривая 7), в то время как и при-
веденные, и абсолютные затраты на средства автоматизации За
пока невелики и растут медленно (кривая 2).
По мере увеличения а средства САУ удорожаются как в абсолют-
ном, так и в приведенном выражении (кривая 2). В то же время рост
а сопровождается снижением Зт, которое, однако, замедляется (/),
так как происходит определенное насыщение возможностей, ибо авто-
матизация внедряется на все более вспомогательных участках рабочего
процесса и касается все менее ответственных элементов технологическо-
го оборудования.
Суммарные приведенные затраты достигают минимального значения
3£ин при аопт (рис. 7.1, кривая 3).
В диапазоне 0 - аопт имеет место соотношение
da
da
> о,
в диапазоне допт - 100%
</3_ d3a
—- - — <0,
da da
опт
значению а = а соответствует равенство
da
172
</зт
Темп изменения затрат по а отражает график
рис. 7.1).
Внедрение автоматики (насыщение ею технологического агрегата)
(а) (4 на
целесообразно в экономическом отношении при условии
ОПТ
т.е. в пределах до а
> 1,
Повышению значения аопт (т.е. смешению точки яопт вправо на
рис. 7.1), что является генеральной тенденцией применения САУ, способ-
ствуют следующие факторы:
снижение стоимости средств автоматизации;
повышение надежности средств автоматизации;
повышение квалификации и производительности труда персонала,
обслуживающего САУ;
усложнение энергооборудования;
удорожание энергоресурсов.
Таким образом, при автоматизации технологического оборудования,
в частности КУ или ЭТА, необходимо принимать во внимание широкий
комплекс обстоятельств, влияющих на эффективность автоматизации.
Следует учитывать технико-экономическую, кадрово-организационную,
планово-перспективную конъюнктуру, т.е. решение задачи должно быть
комплексно-системным: следует рассматривать комплекс элементов
проблемы, причем анализ каждого вести в системе окружающих его
факторов.
Автоматическое регулирование — важнейший элемент САУ, служа-
щий для поддержания (с установленной допустимой погрешностью)
заданного значения регулируемого параметра — давления, температуры,
соотношения расходов, концентрации и тл.
Система автоматического регулирования (САР) независимо от
свойств автоматизируемого технологического объекта, свойств регули-
руемого параметра, конструктивной системы аппаратуры САУ состоит
из характерных элементов: объекта регулирования и автоматического
регулятора.
Элементную схему автоматического регулятора рассмотрим на при-
мере САР питания водой КУ (рис. 7.2). Объект регулирования, наиболее
ответственный в барабанных котлах, - это участок питания водой кот-
ла. Конечная цели САР — обеспечить за конечный (достаточно большой)
отрезок времени поддержание равенства
6п.в - D = О,
где Gn в и D - средние значения расхода питательной воды и пара за
указанный отрезок времени*.
*В рассматриваемом случае условно принято, что символ D означает сумму
расходов пара и продувки.
173
В
Рис* 7*2. Система автоматического регулирования питания водой котла-утилиза-
тора:
А - объект регулирования (барабан котла); Б - автоматический регулятор;
В - командно-усилительное устройство (нуль-орган) регулятора; ЭС - элемент
сравнения; ЧЭ - чувствительный элемент (датчик, первичный преобразователь);
ЗЭ - задающий элемент; ИМ - исполнительный механизм; РО - регулирующий
орган; у - сигнал управления; р - регулирующее воздействие; (7п*в» ’ расход
питательной воды, пара; - уровень воды в барабане котла; х - сигнал ЗЭ;
*(7ПВ> х&* х°с ~ сигналы преобразователей, пропорциональные
£>и положению ИМ (РО); Xj - сумма сигналов, поступающих на ЭС от ЧЭ; Дх -
сигнал рассогласования; Ку - коэффициент усиления ИМ
Наличие барабана-аккумулятора воды на регулируемом участке
(между притоком Gn B и стоком D) позволяет относительно сложную
задачу регулирования соотношения (7П B/D = 1 заменить простой зада-
чей поддержания постоянного уровня воды в барабане (Яб = const). При
этом некоторые текущие отклонения от указанного соотношения при-
водят к изменению Яб. Важно, чтобы уровень воды при этом не вышел
за допустимые пределы Я^акс - Я^ин*
Для упрощения анализа будем считать, что возмущения извне в объ-
ект приходят по каналу D в виде его изменения (± ДЯ).
Если соблюдается положение, при котором Gn в = D, = const,
то при этом Xj +хяб + хи.в+хо.с=х’а ~* = 0; поэто-
му ИМ неподвижен, степе?<ь открытия РО и расход питательной воды
неизменны.
174
В момент времени Г) потребитель пара увеличил его отбор из маги-
страли до Di; ЧЭ расхода пара фиксирует + ADj и подает сигнал
+ на ЭС. В результате возрастает х*-, ДХ1 >0. Командно-усили-
тельное устройство (КУУ) формирует сигнал у у =/(Axj) >0, который
усиливается ИМ до и вызывает перестановку РО в новое положе-
ние, при котором Спв! -► Di *
Перестановка РО исполнительным механизмом сопровождается поЧ
дачей на КУУ сигнала хо с1, а изменение Gn в - подачей сигнала х^ в j •
В идеальном случае (изодромном регулировании)
x/i XD\ *хн + хп.в1 + *о.с] xi
б
При этом Дх=05 и САР приходит в новое положение динамического рав-
новесия при новом значении нагрузки котла (в реальном случае хн§
также может претерпеть изменение).
САР представляет собой замкнутую цепочку х^-ЭС-ЧЭ-ИМ-РО -
питательный трубопровод—барабан-паропровод — Хр. Эта цепочка,
как видим, содержит технологический участок обратной связи (пита-
тельный трубопровод — барабан — паропровод). Для достижения нового
положения равновесия сигнал с выхода ЭС проходит всю цепочку до
входа ЭС и приводит его в новое положение равновесия.
В рассмотренном примере действует еще одна ветвь, замыкающая це-
почку в пределах регулятора, — ветвь ИМ—ЧЭ-х^^—ЭС, играющая вспо-
могательную роль (осуществление обратной связи в пределах регуля-
тора). Обратная связь служит обеспечению устойчивости автоматичес-
кого регулирования.
Если возмущение придет по каналу Gn в, САР сработает аналогич-
ным образом с той лишь разницей, что побуждающим окажется сигнал
хп в. Если изменится Яб (из-за изменения, например, режима продув-
ки котла), то побуждающим к срабатыванию САР окажется сигнал х^.
При анализе работы САР оказывается, что ее ’’мозговым центром”
является ЭС со своим ЧЭ, так как именно он формирует закон регули-
рования у = /(Дх) с учетом динамических свойств объекта (на кото-
рые КУУ настроено) и характера возникшего в системе возмущения.
Как было указано выше, роль регулятора состоит в формировании
возмущения, способного компенсировать внешнее возмущение с тем,
чтобы сохранить значение регулируемого парамст ра в пределах допусти-
мых значений (по истечении времени срабатывания), т.е. чтобы статичес-
кая ошибка регулирования не превзошла допустимую. Важно, чтобы в
пределах периода срабатывания регулируемый параметр не вышел за
допустимые пределы (т.е. чтобы динамическая ошибка регулирования
не превысила допустимую).
САР технологических параметров КУ кроме регулятора питания во-
дой включает в себя регуляторы разрежения в камере охлаждения (если
175
Конденсат
Рис. 7.3. Принципиальная схема САР технологических параметров котла-утили-
затора с подтопом природным газом
1 - барабан котла; 2 - топочная камера; 3 - газовая горелка; 4 ~ топочный
экран; 5 - радиационный пароперегреватель; 6 - конвективный газоход; 7 - кон-
вективный пароперегреватель; 8 впрыскивающий пароохладитель; 9 - эконо-
майзер; 10 - воздухоподогреватель; 11 - дымосос; 12 - дутьевой вентилятор,
А - Е - САР питания водой, тепловой нагрузки, экономичности, разрежения в
топочной камере, перегрева пара, непрерывной продувки; Сп.в, Ит, Ив, Гг, 6’8Пр,
(>н.п - расход питательной воды, природного газа, воздуха, газов после техноло-
гической установки, впрыскиваемого конденсата, продувочной воды; рпе,
Рг» *т» ^пе, 5кв “ высота уровня воды в барабане котла, давление пара, содержа-
ние кислорода в газах, разрежение в топке, температура перегрева, солесо де ржа-
ние котловой воды; ^пир Рт.н» Лэю ^г* ^пе, ^н.п ~ РСГУЛЯТОРЫ питания, тепло-
вой нагрузки, экономичности (воздуха), газов (разрежения в топке), температу-
ры перегрева, непрерывной продувки, ДС - устройство динамической связи
между регуляторами (ЯС-цепочка)
КУ не находится под наддувом), регуляторы температуры перегрева и
давления пара, регулятор непрерывной продувки. Для КУ с дополнитель-
ным подводом топлива применяют регуляторы тепловой нагрузки (рас-
хода дополнительного топлива па подтоп) и регулятор экономичности
процесса горения дополнительного топлива (регулятор расхода воздуха
на дутье) (рис. 7.3).
Регулятор тепловой нагрузки контролирует давление пара за кот-
лом (’’следит” за тепловой нагрузкой котла) и поддерживает его воз-
176
действием на расход дополнительного топлива (в данном случае на Кт —
расход природного газа); рпе отражает соответствие нагрузки энергии,
отданной в КУ отходящими технологическими газами, и энергии, отдан-
ной сгоревшим природным газом; рпе реагирует на возмущения, прихо-
дящие по каналам: D, теплота технологических газов, Кт и теплота
сгорания природного газа.
Регулятор экономичности отзывается на изменение содержания кис-
лорода О2 в продуктах сгорания, т.е. контролирует коэффициент избыт-
ка воздуха а в камере сгорания, воздействует на Кв (на направляющий
аппарат дутьевого вентилятора) в целях поддержания а на установлен-
ном минимальном уровне, чем минимизирует потерю теплоты с уходя-
щими газами ^2. В динамическом режиме в целях исключения запаз-
дывания в изменении Кв после изменения Кт регулятор тепловой
нагрузки при срабатывании посылает сигнал через устройство ДС на ре-
гулятор Кв. При этом изменения Ит и фактически происходят од-
новременно, что существенно снижает динамическую ошибку в под-
держании а.
Регулятор разрежения контролирует его значение в камере сгорания
и поддерживает его воздействием на Кг (на направляющий аппарат
дымососа). Поскольку уровень ‘ sT отражает текущее значение Кг/Кв,
то фактически регулятор разрежения играет роль регулятора-стабилиза-
тора указанного соотношения (хотя формально решает более простую
задачу стабилизации sT).
Регулятор температуры перегретого пара работает по сигналу Тпе
и воздействует на расход конденсата на впрыск в поток пара (управ-
ляет впрыскивающим смешивающим пароохладителем). Он может
воздействовать и на другое средство технологического управления Тпе.
Регулятор водно-химического режима котла (непрерывной продув-
ки) контролирует химический параметр котловой воды (по которому
ведется непрерывная продувка) 5К в и поддерживает его на заданном
уровне воздействием на (7Н п.
Принято САР Б, В и Г (рис. 7.3) объединять понятием "система ав-
томатики горения". Как видно из приведенной схемы, САР КУ,
САР Л, Г, Д и Е работают в автономном режиме; САР Б и В связаны
цепочкой ДС. Однако все САР котла связаны друг с другом технологи-
ческими каналами связи (через свойства комплексного рабочего процес-
са котла и котельной установки в целом). При переходе к комплексной
форме автоматизации между САР устанавливают (кроме существу-
ющих технологических) новые непосредственные связи внутри комп-
лексной САР котельной установки.
Выше рассмотрены главные, общие для КУ и ЭТА разных типов зада-
чи автоматизации и пути их решения. Кроме общих задач КУ большин-
ства характерных групп, соответствующих определенным типам техно-
логических установок и ЭТА, свойственны специфические задачи, реше-
177
ние которых вынуждает применять новые, дополнительные САР и другие
элементы САУ. Так, например, в ЭТА с кипящим слоем появляется не-
обходимость в дополнительных САР, обеспечивающих устойчивость и
технологическую работоспособность кипящего слоя в выбранном диапа-
зоне аэродинамических и тепловых условий функционирования ЭТА.
Следует указать, что для этих новых САР характерны традиционные эле-
менты (рис. 7.2) и общие закономерности действия.
В перспективе развития САУ КУ и ЭТА следует ожидать все более ши-
рокое применение ЭВМ (особенно узкоспециализированных на микро-
процессорах) , позволяющих превратить обычные САР (и САУ в целом)
из узкорежимных во всережимные, самообучающиеся и т.д., отлича-
ющиеся высокой степенью автоматической приспосабливаемости к из-
меняющимся условиям функционирования технологических объек-
тов и самих САУ.
7.3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ, СИГНАЛИЗАЦИЯ,
ЗАЩИТА, БЛОКИРОВКА И СВЯЗЬ
Технологический контроль. — система средств измерения
технологических параметров, отражающих состояние элементов обору-
дования КУ или ЭТА и состояние их рабочего процесса.
Приборы контроля простые (унитарные), например стеклянные тер-
мометры, манометры-анероиды, устанавливают в зоне измерения. Прибо-
ры составные (содержащие первичный преобразователь, канал передачи
информации и вторичные приборы — показывающие, самопишущие, ин-
тегрирующие, сигнализирующие) устанавливают поэлементно (напри-
мер, термоэлектрический преобразователь, термопреобразователь сопро-
тивления — в газоходе КУ, ЭТА, кабель — канале, трубе, потенциометр
или мост — на щите средств контроля). Приборы контроля бывают од-
нофункциональными (например, манометр показывающий) и много-
функциональными (например, расходомер показывающий, интегриру-
ющий, самопишущий и сигнализирующий).
Системы технологического контроля в современном исполнении,
когда контролю подвергаются сотни параметров в одной энерготехноло-
гической установке, стремятся сделать компактнее и удобнее. Для это-
го, в частности, применяют системы обегающего контроля с примене-
нием сигнализации значений параметров, вышедших за установленный
предел; используют системы контроля по вызову, контроля с записью
значений параметров в памяти информационной системы на носителях
информации (ленте, дисковой диаграмме, перфоленте, магнитной плен-
ке и т.п.).
Приборы, отражающие текущие значения ведущих параметров рабо-
чего процесса, - уровня в барабане котла, давления и температуры па-
ра, расхода (выработки) пара - устанавливают в средней части панели
178
приборов контроля. Эти приборы должны быть с крупной шкалой
(дальновидимые). Приборы для измерения менее ответственных пара-
метров выбирают с шкалами меньшего размера и устанавливают тем
дальше от средней панели, чем менее важен параметр. Приборы для из-
мерения вспомогательных величин, приборы периодического контро-
ля располагают на боковых панелях.
С увеличением объема контроля растет доступная информативность
всей системы, но при этом снижается психологическая весомость каждо-
го элемента контроля и затрудняется оперативная работа персонала.
Существует понятие об оптимальной глубине технологического контро-
ля рабочего процесса КУ или ЭТА.
Сигнализация — важный элемент САУ современных КУ и ЭТА, служа-
щий для оповещения вахтенного персонала о достижении технологичес-
ким параметром критического уровня (значения), установленного при
настройке системы сигнализации. Система сигнализации состоит из нес-
кольких элементов, например технологическая - из трех частей:
предупредительной (предупреждает о достижении технологическим
параметром опасного уровня);
аварийной (сообщает о достижении параметром аварийного уровня);
контрольной (отражает состояние элементов оборудования - ’’Вклю-
чено” или ’’Выключено”).
Командная сигнализация служит для передачи команд персоналу.
Применяют сигнализацию со звуковым и световым (адресным и безад-
ресным) выходами.
Характерные элементы системы сигнализации показаны на рис. 7.4,Л.
В КУУ, играющем здесь роль ограничителя поступающего сигнала xz,
текущее значение контролируемого системой параметра Y, преобразо-
ванное ЧЭ в пропорциональный сигнал сопоставляется с заданным
(предельно допустимым) значением х (сигнала, поступающего от ЗЭ).
При появлении отклонения ДУ возникает соответствующий Дх. Он уси-
ливается в ЧЭ до значения у и вызывает срабатывание источников све-
тового ЛС1 и звукового С сигналов. Последние воспринимает дежур-
ный персонал и как факт срабатывания, и как источник информации о
характере нарушения (по надписи на СТ).
При двухпредельной сигнализации (например, уровня воды в бараба-
не котла) устанавливают при одном ЧЭ два КУУ с разными уставками
(сигналами ЗЭ - х).
Элементные схемы регулятора (рис. 7.2) и системы сигнализации
(рис. 7.4) близки по структуре. Принципиальное отличие второй состоит
в том, что система одностороннего действия: она находится в покое
при любом значении xf < х (т.е. значение Xj ограничено только с од-
ной стороны, в данном случае сверху).
Система защиты КУ, ЭТА и других агрегатов часто содержит элемен-
ты системы сигнализации, дополненные элементами оперативно-техно-
логического выхода: например ИМ, воздействующий на РО или 30,
179
Рис. 7 4 Система сигнализации и защиты котла-утилизатора по параметру У:
А - система сигнализации; Б - система защиты; В - командно-усилительное
устройство; ЭС, ЧЭ, ЗЭ, ИМ - см. подпись к рис. 7.2; 30 - запорный орган;
ЛС - лампа сигнальная; С - сирена; СТ - световые табло; G - технологический
поток вещества или энергии, влияющий на значение У; /(У) - надпись на свето-
вом табло, характеризующая обстановку, вызванную достижением технологичес-
ким параметром У своего предельно допустимого значения (уставки КУУ)
иногда снабжают ЛС2. В системе защиты технологически необязатель-
ны элементы СТ, ЛС1 и С, входящие в ее узел сигнализации (рис. 7.4).
Часто элементы ЛС1 и С - общие для группы защиты или даже
всех защит технологического агрегата и служат для привлечения вни-
мания персонала к возникновению ненормальной технологической об-
становки. Для указания очага отклонения от нормы служат индивидуаль-
ные для каждой системы защиты элементы ЛС2 и СТ.
Система блокировки отличается предельной простотой и обусловлен-
ной этим высокой надежностью. Применяют ее в случаях, когда необ-
ходимо предотвратить возможные последствия ошибочных действий
персонала (запретно-разрешающая блокировка) либо когда необходимо
автоматически осуществить заданную последовательность действий
(включение, отключение) над элементами оборудования. Например,
при пуске тягодутьевых машин сначала надлежит включать дымосос,
затем дутьевой вентилятор. Для исключения возможности пуска первым
вентилятора цепь питания его КМ2 (рис. 7.5) через ключ КУ2 разорва-
на; в разрыв включены блок-контакты БК2 ключа управления дымосо-
сом КУ1 и контакт 3 дополнительно установленного ключа КУЗ (вво-
да-вывода блокировки). При закрытых контактах 3КУЗ, если дымосос
не включен, блок-контакты БК2 ключа КУ1 открыты, цепь питания
180
Рис. 7.5. Система запретно-разрешающего блокирования тягодутьевых машин
KML КМ2 - контакторы магнитные электродвигателей дымососа и дутьевого
вентилятора; КУ1, КУ2 - ключи упрпвления КМ1 и КМ2; КУЗ - ключ ввода
(вывода) блокировки; БК - блок-контакты КУ1
КМ2 разорвана. При этом положении попытка пустить вентилятор замы-
канием контактов 1 КУ2 успеха иметь не будет. Если же дымосос пу-
шен и блок-контакты 2 закрыты, то закрытие ключом КУ2 контактов 1
(’’Включен”) приведет к пуску вентилятора. При отключении вручную
или защитой дымососа открываются блок-контакты 2, что разрывает
цепь питания КМ2, и вентилятор останавливается. Только если КУЗ
переставить в положение ’’Деблокирование” и тем самым закрыть кон-
такты 4, можно при отключенном дымососе включить двигатель венти-
лятора (это может понадобиться в нерабочих условиях).
Блокировку применяют в элементах оборудования, связанных тех-
нологически и нуждающихся в строгой последовательности их пуска
(включения) или останова (отключения).
Связь — важный элемент САУ, обеспечивающий передачу оперативной,
учетной и отчетной информации. В САУ КУ и ЭТА основными средства-
ми связи являются телефон, световые, звуковые сигналы. Все более
широкое применение приобретает техническое телевидение, к последне-
му относится и передача сводной информации (в основном оперативной
и отчетной) с помощью дисплеев (связанных с ЭВМ).
7.4. ОСОБЕННОСТИ УПРАВЛЕНИЯ
ЭНЕРГОТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ АГРЕГАТАМИ
В энерготехнологических агрегатах технологические и энер-
гетические элементы взаимосвязаны, раздельная их работа невозмож-
на. Однако при рассмотрении ЭТА как объекта управления его условно
можно разделить на технологическую и энергетическую части.
Систему автоматического управления ЭТА можно построить так,
что технологическая часть будет оснащена одной САУ, а энергетическая
181
другой. Между этими САУ существует связь только через технологичес-
кие каналы (перетоком массы и энергии). Подобные САУ работают в
автономном режиме и формально отвечают принципу полной автомати-
зации ЭТА.
В случае установления между рассматриваемыми САУ каналов пря-
мой связи (помимо существующей технологической связи) они образу-
ют одну САУ ЭТА и формально отвечают принципу комплексной авто-
матизации. Целью подобного усложнения средств управления является
прежде всего повышение надежности работы энер1 етической (ведомой)
части. Такой подход оправдан в случае резкопеременного режима работы
технологической (ведущей) части ЭТА.
Задача автоматизации техноло! ической части ЭТА по сравнению со
случаем автоматизации теплоутилизационных установок усложняется
рядом обстоятельств:
автоматизации подлежат технологическая и энергетическая части,
предназначенные для разных технических целей, но объединенные общ-
ностью протекания рабочего процесса в пространстве и времени;
САУ технологической частью должна быть ведущей (по реакции на
возмущение по основным технологическим каналам), а энергетической
частью — ведомой;
динамические свойства ЭТА определяются особенностями техноло-
гического процесса; теплотехнические и динамические свойства энерге-
тической части должны соответствовать свойствам технологической
части;
динамические свойства средств САУ энергетической частью должны
отвечать свойствам как технологической, так и энергетической части;
особенности рабочего процесса технологической части ЭТА (циклич-
ность, значительное число источников возмущений, изменчивость энерю-
аккумулирующей способности, наличие специфических источников
возмущений и др.) существенно усложняют задачу ее автоматизации.
На рис. 7.6 показан пример автоматизации технологической части
ЭТА — циклонного плавильного ЭТА суперфосфатного завода, в кото-
рой использована промышленная САУ, разработанная в Одесском поли-
техническом институте и НПО ’’Техэнергохимпром”. Эта часть САУ ра-
ботает в автономном режиме, т.е. не связана непосредственно с САУ
энергетической частью.
САУ включает восемь САР, регуляторы которых связаны технологи-
ческими каналами и, кроме того, непосредственно: Л-Б-3, В—Г,
Д-Е-Ж', при этом САр воздуха и САР топлива снабжены индивидуаль-
ными регуляторами горелочных устройств (В и Ж).
Регулятор тепловой нагрузки по сигналу, пропорциональному тепло-
вому потоку, падающему на стенку пережима циклонной камеры (г0' в,
^о.в> ^о.в)» определяет подачу технологического сырья (с помощью
регулятора А) и технического кислорода в дутьевой воздух (с помощью
регулятора 3). Регулятор общего воздуха Г поддерживает его расход
182
Сырье
°Z
Be <8 <« ^8 v«i ^o2"s
Bi
& i) Й
fl IZ. tXi 1" 1Z „ 1 P 1 I Я - V
&c
A
v»i
^| || Кдруги» PB
---’ К другим PVt
Г A E
Bi
6 в
4
з
Рис. 7.6. Принципиальная схема CAP технологических параметров ЭТА (циклон-
ной плавильной камеры суперфосфатного завода) '
1 - циклонная плавильная камера; 2 - сборник расплава; А - 3 - САР пода-
чи сырья, тепловой нагрузки, подачи воздуха в каждое из горелочных устройств -
ГУ, подачи общего воздуха, соотношения топливо-воздух, подачи общего топли-
ва, подачи топлива в каждое из ГУ, подачи кислорода технического; Сс, G0)B,
Рв, Кв., В, Bj, Vq2 - расходы сырья, охлаждающей воды, воздуха общего, возду-
ха в каждое ГУ, топлива общего, топлива в каждое ГУ, кислорода технического;
Г0.в, *о.в’ ®2 ~ температуры охлаждающей воды до и после пережима цикло-
на; концентрация кислорода в воздухе перед циклоном и в газах за установкой;
PGC, ?т,н» КР Кв, РВ/ VB, РВ, РО2 - регуляторы (общие) сырья, тепловой нагруз-
ки, воздуха (корректирующий), соотношения топливо-воздух, топлива, кисло-
рода; РКВ., PBj - регуляторы индивидуальные (каждого ГУ) воздуха, топлива
постоянным, а регуляторы воздуха горелочных устройств В стабилизи-
руют его распределение по горелкам. Регулятор соотношения топли-
во—воздух Д по сигналам Кв, В и О 2 с помощью регулятора Е опре-
деляет общий расход топлива; по горелкам топливо распределяют ре-
гуляторы Ж.
183
САР энергетической части ЭТА — камеры радиационного охлаждения
газов, пароперегревателя и воздухоподогревателя — автономна (она
на рис. 7.6 не приведена). Этот вариант в данном случае оправдан тем,
что САР циклонно-плавильного агрегата ориентирована на стабильный
расход воздуха, что при условии постоянства коэффициента избытка
воздуха практически определяет постоянство тепловой нагрузки аг-
регата.
Следует отметить множественность схемных решений САР ЭТА, что
определено множеством теплотехнологических процессов в промышлен-
ности. Свойственные этим САР общие особенности освещены выше.
7.5. ЭФФЕКТИВНОСТЬ И ПЕРСПЕКТИВЫ АВТОМАТИЗАЦИИ
КОТЛОВ-УТИЛИЗАТОРОВ И ЭНЕРГОТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ
АГРЕГАТОВ
Широкое проникновение автоматизации во все элементы тех-
нологического процесса является одной из наиболее ярких черт разви-
тия отечественной и зарубежной техники вообще, энергетики в особен-
ности. Тенденцией последнего времени является применение ЭВМ,
прежде всего специализированных, основанных на использовании микро-
процессоров. Реализация практически неограниченных возможностей
САУ должна внести весомый вклад в развитие энергетики и энерготех-
нологических процессов.
Применение автоматизации сопровождается получением народнохо-
зяйственного эффекта, который определяют следующие составляющие.
1. В области современной техники и технологии, в частности в обла-
сти КУ и ЭТА:
повышение надежности оборудования в результате исключения руч-
ного труда человека, являющегося малонадежным звеном системы ’’че-
ловек-производство
повышение производительности оборудования за счет эксплуатации
его на разумном пределе возможностей, чего не допускает человек-опе-
ратор из побуждений осторожности;
повышение экономичности оборудования вследствие оптимизации ре-
жима еГо работы, недоступной при ручном управлении;
повышение экологичности оборудования, обусловленное оптималь-
ным воздушным режимом топки и лучшими условиями ведения пере-
ходного режима, при которых понижается выход (и выброс) вредных
веществ и теплоты с уходящими газами.
2. В области новейших и перспективных техники и технологии:
появление возможности применять новую технику и технологию,
при которых ручное управление несостоятельно;
возможность применять экстремальные режимы работы оборудова-
ния;
возможность применять быстропротекающие и предельно напряжен-
ные процессы.
184
3. В области социально-политической:
замена ручного оперативного управления работой средств автомати-
зации, дальнейшее стирание грани между умственным и физическим
трудом;
сокращение штатного коэффициента в области обслуживания тепло-
технологических установок, экономия трудовых ресурсов;
повышение квалификации оперативного персонала, обслуживающего
автоматизированное оборудование;
повышение производительности труда этого персонала.
Автоматизация КУ и ЭТА приводит к экономическому эффекту, оце-
ниваемому для средних условий экономией энергоресурсов в объеме
от 1 —2 до 3—5 % и более. Это эквивалентно относительно короткому сро-
ку окупаемости средств САУ (2—5 лет). В этих данных учтено влияние
только первых двух составляющих, влияние же остальных составля-
ющих представляет собой существенный дополнительный эффект (кото-
рый пока трудно оценить количественно).
При ручном управлении механизированной теплотехнологической
установкой оператор нагружен умственно (непрерывно) и физически
(периодически). При автоматизации осуществляется механизация опера-
тивного управления, что уменьшает умственное и физическое напря-
жение оператора. Появляется возможность творчески наблюдать за хо-
дом технологического процесса, анализировать его характеристики и
периодически вносить коррекцию в работу, воздействуя на настроечные
органы регулятора. Применение ЭВМ в режиме анализа и управления
позволяет освободить человека и от этих функций. За оператором оста-
ется функция общего наблюдения, слежения за показателями работы
технологического оборудования, определяемыми ЭВМ, и при необходи-
мости - периодического внесения изменений в режим работы ЭВМ и
через нее — в работу оборудования. Оператор должен иметь высокую
квалификацию.
Технологический объект (в частности КУ) содержит ряд участков ре-
гулирования: питания, перегрева пара, солесодержания котловой воды
и др. В каждом из них необходимо решать определенную задачу регу-
лирования - поддержания на заданном уровне физической вели-
чины (давления, температуры, расхода) или соотношения двух ве-
личин.
При частичной автоматизации автоматическое регулирование осущест-
вляют на части участков (обычно на основных). При комплексной авто-
матизации автоматическое регулирование вводят на всех участках, одна-
ко при этом за человеком сохраняется функция контроля над работой
всего комплекса оборудования. При полной автоматизации управление
осуществляют с участием человека на высоком уровне (корректирую-
щее воздействие на отдельные звенья автоматизированной системы уп-
равления - АСУ). В этом случае применяют ЭВМ в качестве обязательно-
го элемента.
185
Обычная САУ в состоянии функционировать в определенных усло-
виях работы технологического объекта, например в определенном диа-
пазоне нагрузки котла. Расширение рабочих условий САУ сопровожда-
ется ее усложнением, увеличивающим приведенные затраты на нее.
Однако развитие, усложнение технологического оборудования и режима
его работы вынуждают создавать и применять даже всережимные САУ,
способные сохранять функциональную состоятельность не только в пус-
коостановочных и нормальном режимах работы технологического обо-
рудования, но и при его авариях. В аппаратуру таких САУ входят эле-
менты логики (осуществляющие логические операции). Наиболее совер-
шенны всережимные САУ, содержащие специализированные ЭВМ. Тако-
го рода САУ могут быть самоприспособляющимися к изменяющимся ус-
ловиям работы объекта и его технологическим параметрам.
В автоматическом регуляторе (и других элементах средств автома-
тизации) любого типа и назначения осуществляется преобразование
входного сигнала (входных сигналов) в регулирующее воздействие.
Преобразование сигнала можно осуществить в цепочке элементов разных
конструктивных систем: механической, электрической, пневматической,
гидравлической и др. Часто применяют аппаратуру комбинированных
конструктивных систем, например электромеханической, электропнев-
матической, электронно-гидравлической и др. Широко распространен-
ными и наиболее перспективными являются средства САУ и КУУ, ос-
нованные на использовании электроники; определенной перспекти-
вой обладают элементы пневмоники.
Магистральной линией развития средств САУ является уменьшение
размера и массы отдельных элементов и формируемых ими узлов ап-
паратуры. Наибольшее развитие в этом направлении получили средства
с электронными узлами, создаваемыми на основе использования полу-
проводниковых элементов, особенно объединенных в малогабаритные
функциональные блоки — микропроцессоры. На основе применения
микропроцессоров относительно просто создают не только автомати-
ческие регуляторы, но и специализированные ЭВМ с широкими функцио-
нальными возможностями (высокими надежностью, чувствительностью,
стабильностью характеристик, помехоустойчивостью),относительно низ-
кой стоимостью, широкой приспособленностью к массовому производ-
ству и использованию. Положительный опыт применения в промышлен-
ности убедительно свидетельствует об их перспективности.
Оценивая перспективность САУ КУ и ЭТА, следует отметить, что эти
системы во все большей степени будут служить целям комплексного
управления технологическими и энергетическими составляющими обо-
рудования предприятий различных отраслей. Видимая перспектива ха-
рактеризуется расширением использования полной автоматизации, все-
режимных САУ с малогабаритными средствами, основанными на приме-
нении микропроцессорной техники в ЭВМ, ККУ и функциональных
блоках. Перспективны исполнительные механизмы разных конструк-
186
тивных систем: электромеханические, пневматические, гидравличес-
кие и др.
Прогресс функциональных возможностей средств САУ наряду с уде-
шевлением последних будет способствовать их проникновению во все
менее существенные участки технологического процесса (элементы про-
изводственных установок)
Перспектива расширения сферы и масштаба использования САУ
выдвигает жесткие требования к создаваемым КУ и ЭТА, в частности к
их статическим и динамическим (регулировочным) характеристикам.
Технологические и энергетические установки при их создании должны
быть определенным образом приспособлены к последующей их авто-
матизации. Только комплексно-системный подход к созданию теплоте х-
нологического оборудования, с одной стороны, систем и средств его
автоматизации — с другой, позволит удовлетворять быстро растущие
требования научно-технического прогресса.
При создании автоматизированных систем управления технологичес-
ким процессом (АСУТП) КУ, ЭТА, цехов или предприятий САУ входят
в них в качестве важнейших элементов. Высокоэффективное исполь-
зование систем автоматизированного проектирования (САПР) для соз-
дания автоматизированных КУ, ЭТА, участков, цехов, предприятий воз-
можно только при условии применения совершенного технологического
оборудования (рассчитанною на оснащение САУ) и современных, пер-
спективных САУ.
Глава восьмая
ПЕРСПЕКТИВЫ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ
КОТЛОВ-УТИЛИЗАТОРОВ
И ЭНЕРГОТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ АГРЕГАТОВ
8.1. ВЫБОР ПАРАМЕТРОВ И КОНСТРУКЦИЙ
КОТЛОВ-УТИЛИЗАТОРОВ И ЭНЕРГОТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ
АГРЕГАТОВ
Конструкция и режимные характеристики КУ и ЭТА тесно
связаны и определяются особенностями технологических процессов.
Выбор параметров пара для КУ и ЭТА обусловлен свойствами теп-
лоносителя. его химическим составом (запыленностью, коррозионной
активностью), а также сю энтальпией и возможностями использования
теплоты на технологические нужды, теплоснабжение или выработку
электроэнергии. В связи с этим выбору параметров пара для каждого
объекта использования должно быть уделено большое внимание. При
этом важны условия, в которых проводится технико-экономическое
обоснование выбора параметров. Например, в сернокислотной про-
187
мышленности нижний предел давления охлаждающей среды устанавли-
вается исходя из коррозионной способности отходящих газов, опре-
деляемой точкой росы на поверхности нагрева, и принимается не ниже
4 МПа, верхний - из возможности рационального использования пара.
Долгое время из-за отсутствия потребителя пара на сернокислотных за-
водах пар сбрасывался в атмосферу. Возникшие на этих заводах произ-
водства красителей явились мощными потребителями технологического
пара. На заводах, где производится значительное количество пара, были
установлены паровые турбины с электрогенераторами, вырабатыва-
ющие электроэнергию.
Разработка мер по использованию пара за счет ВЭР на технологические
нужды, производство электроэнергии, теплоснабжение в комбинирован-
ных схемах требует детального изучения тепловых балансов производ-
ства и создания типовых решений с учетом технико-экономического
обоснования ио использованию пара от котлов. Параметры пара также
зависят от стабильности работы (технологического режима) основного
теплотехнологического устройства. Технико-экономическое обоснование
должно производиться при выборе типа котла для каждого конкретно-
го случая.
В черной и цветной металлургии большинство КУ устанавливают за
металлургическими печами. В черной металлургии выбор параметров
пара определяется прежде всего тепловой схемой его использования, и
в основном они составляют 1,8 и 4 МПа с небольшим перегревом
(350—440 °C). На предприятиях цветной металлургии, содорегенера-
ционной и сернокислотной промышленности в отходящих газах печей
содержатся оксиды серы и другие коррозионно-активные вещества,
давление охлаждающей среды выбирается из условий, при которых тем-
пература поверхностей нагрева КУ и ЭТА будет выше точки росы дымо-
вых газов. Так, например, для отходящих газов печей с кипящим слоем
при обжиге серного колчедана, цинковых концентратов температура
точки росы достигает 200-220, для кислородно-взвешенной плавки
220 и может быть равна 250—260 °C. Исходя из этого нижний предел
давления для охлаждающей воды устанавливается 4 МПа, что соответ-
ствует минимальной температуре 265 °C при насыщении. Верхний предел
ограничивается условиями рационального использования пара, надеж-
ностью работы металла и технико-экономическими показателями. На-
пример, в сернокислотной промышленности одним из условий повы-
шения параметров пара явилась необходимость использования теплоты
в зависимости от сезона, поэтому параметры пара КУ были повышены,
чтобы направить пар в паровые турбины для выработки электроэнергии.
Паропроизводительность КУ не может быть жестко регламентирована,
так как она полностью определяется тепловой мощностью теплотехно-
логического устройства - источника ВЭР. Различия в тепловых схемах
предприятий, разнообразие теплотехнологических агрегатов по назначе-
нию и мощности затрудняли процесс унификации КУ по их параметрам.
188
Однако был принят ГОСТ на параметры пара, что вызвало определен-
ные трудности на стадии проектирования котлов. Тем не менее в нас-
тоящее время для ускорения оснащения отраслей промышленности КУ
и ЭТА необходимо провести оптимизацию тепловых схем предприятий
и установить жесткий регламент на параметры пара с учетом наиболее
полного и рационального его использования.
Выбор той или иной конструкции КУ и ЭТА связан с определенными
трудностями и зависит от многих факторов, таких, как уровень темпе-
ратур отходящих газов, их химический состав, наличие уноса и его
свойств, тепловая схема завода, на котором предполагается разместить
установку, ее производительность и условия технологического процес-
са. Имеющийся опыт позволяет с достаточной степенью точности опреде-
лить основные критерии, по которым можно выбрать тип КУ и элемен-
тов теплоиспользования ЭТА.
Температура отходящих газов и наличие в них пылевидного уноса
позволяют определить, к какой группе может быть отнесен КУ или ЭТА:
высокотемпературной (Гг > 1000 °C) или низкотемпературной (Тг <
< 1000 °C), с чистыми или загрязненными газами.
Высокий температурный уровень (выше 1000 °C) и наличие в газах
пылевидных частиц предопределяют конструкцию агрегата с радиа-
ционной камерой, которая служит для использования теплового излу-
чения, эффективного при высокой температуре, и обеспечения охлажде-
ния пылевидных частиц до температуры ниже точки размягчения уноса.
Разнообразие технологических процессов и большое количество мате-
риалов, подвергаемых термической обработке, обусловливают и разно-
образие уносов. В большинстве случаев особенностью технологического
уноса является значительное содержание в нем мельчайших частиц (раз-
мером 5—10 мкм). Тонкодисперсный унос характерен для отходящих
газов шлаковозгоночных печей цветной металлургии, мартеновских пе-
чей и сталеплавильных конвертеров черной металлургии, содорегенера-
ционных усгановок в целлюлозно-бумажной промышленности. В этих
случаях КУ и ЭТА часто снабжаются радиационными камерами, конст-
руктивно аналогичными топочным камерам котлов, которые служат
для приема и охлаждения высокотемпературных запечных газов до
температуры, обеспечивающей затвердевание расплавленных частиц уно-
са. В отходящих газах могут содержаться также относительно крупные
частицы, способные вызвать эрозионный износ поверхностей нагрева.
Большую роль, особенно для силыюзапыленных газов (больше
50 г/м3), играют аэродинамическая форма газоходов и характер распо-
ложения в них труб, от этих конструктивных особенностей установки
зависят быстрота износа труб, скорость и плотность отложений. Конфи-
гурация газоходов для этих случаев должна быть плавной, без резких
поворотов, внезапных сужений и расширений, с гладкой внутренней
поверхностью. Если уходящие газы содержат твердую эрозионную
пыль, то омывание труб должно быть продольным, а скорости газов низ-
189
кими, при этом поверхности нагрева наименее подвержены износу и
загрязнению.
С целью уменьшения коррозии давление в котельных элементах долж-
но быть таким, чтобы температура насыщенного пара была выше точки
росы в газах. В таких котлах, как правило, нет экономайзеров и возду-
хоподогревателей.
Низкие температуры газов по сравнению с температурами в топках
энергетических котлов, а также наличие в газах оксидов серы, азота и
других элементов, используемых для дальнейшей переработки в техно-
логические продукты, обусловливают требование высокой газоплотно-
сти конструкций, чтобы не снижать уровень теплопередачи в поверхно-
стях нагрева и не уменьшать концентрацию оксидов, подвергаемых даль-
нейшему использованию.
Созданные конструкции КУ и ЭТА имеют в качестве охлаждающего
агента воду, насыщенный или перегретый пар. Ввиду того что тепловые
напряжения в поверхностях нагрева невелики, а высота котлов, как пра-
вило, небольшая, часто возникает вопрос о рациональном способе цирку-
ляции воды. В существующих конструкциях применяют принудитель-
ную, естественную и смешанную циркуляцию пароводяной смеси. Для
КУ и ЭТА выбор способа циркуляции пароводяной смеси имеет свои осо-
бенности. В большинстве случаев в технологических линиях место для
установки котлов ограничено, поэтому с целью создания компактных
поверхностей нагрева используют принудительную циркуляцию. Так,
котлы мартеновской серии КУ-60-2, КУ-80-3, КУ-40-1, КУ-100, КУ-125
и др. выполнены с принудительной циркуляцией.^ принудительной цир-
куляции часто прибегают и в случаях, когда имеются высокотеплонапря-
женные поверхности и цикличность тепловой нагрузки, например в
сталеплавильных конвертерах и конвертерах в цветной металлур-
гии.
При использовании запыленных газов, поскольку размещение поверх-
ностей нагрева диктуется необходимостью предотвращения заносов и
износа металла труб, предпочтительна естественная циркуляция. Преиму-
щество принудительной циркуляции (компактность поверхностей нагре-
ва) теряет смысл, так как трубы должны располагаться в газоходах кот-
ла с большими зазорами по условиям устранения износа и заноса их
эоловыми частицами. Имеющийся опыт и исследования циркуляции в
низких слаботеплсдеапряженных контурах КУ, проведенные НПО ЦКТИ,
подтвердили надежность естественной циркуляции. При этом исключа-
ются циркуляционные насосы как объекты возможных аварий и сокра-
щается расход электроэнергии на собственные нужды.
В каждом конкретном случае, когда речь идет о выборе КУ для ка-
ких-либо других теплоносителей, выбор может быть сделан из сущест-
вующего большого арсенала конструкций с учетом указанных рекомен-
даций после проведения поверочных тепловых, аэродинамических и гид-
родинамических расчетов.
190
8.2. НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ КОТЛОВ-УТИЛИЗАТОРОВ
И ЭНЕРГОТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ АГРЕГАТОВ
Рассмотренными конструкциями основных типов КУ и ЭТА
нс О1раничивается большое многообразие тенлоиснользующих устано-
вок, применяемых в промышленности. Наряду с отраслями, которые
используют ВЭР, появляются новые, которые нуждаются в теплоисполь-
зующем оборудовании: газоперекачивающая, стекловаренная, машино-
строительная, строительная, микробиологическая промышленность, а
также газотурбинные установки и др. В последние годы созданы и ве-
дутся разработки новых типов КУ и ЭТА, что непосредственно связано с
поставленной задачей существенного увеличения промышленного про-
изводства при значительной экономии энергоресурсов.
Перспективы применения КУ и ЭТА нс исчерпываются экономией
топлива и их технико-экономической эффективностью. Их значимость
и необходимость более широкого внедрения определяются большой
ролью в уменьшении за!рязнения окружающей среды. Анализ работы КУ
и ЭТА позволяет определить основные функции, которые они выполня-
ют в защите воздушного бассейна от загрязнений.
прямое сжигание вредных твердых, жидких и газообразных выбросов
в топочных камерах;
сокращение тепловою зэ!рязнения и прямое улавливание и осажде-
ние в поверхностях нагрева крупнодисперсной ныли;
сокращение объемов вредных выбросов за счет применения кисло-
рода в качестве окислителя в гехнолошческих устройствах и газоплотно-
го ограждения КУ и ЭТА, исключающего утечки газов;
обеспечение необходимого охлаждения при высокой концентрации
примесей в технологических газах, позволяющего получить требуемые
условия для переработки, например, оксидов серы в серную кислоту;
обеспечение оптимальных 1емпера1урных условий работы газоочист-
ных устройств.
В создаваемых новых КУ и ЭТА должны быть обеспечены высокая
эксплуатационная надежность; интенсификация рабочего процесса, преж-
де всего теплообмена; экономия теплоты и электроэнергии на собствен-
ные нужды; высокая экономичность; автоматизация как основа эконо-
мии трудовых ресурсов; использование новых конструктивно-компо-
новочных решений в КУ и ЭТА и вспомогательном оборудовании наря-
ду с сокращением числа типоразмеров и унификацией узлов и элементов
оборудования и сокращением массогабаритных показателей; высокая
степень заводской готовности поставки; улучшение экономических и
экологических показателей работы.
Следует также предусматривать повышение давления и температуры
вырабатываемого пара; использование новой прогрессивной физической
основы рабочего процесса (например, кипящего слоя, циркуляционного
слоя, тепловых труб); увеличение интенсивности работы радиационных
191
поверхностей нагрева (двухсветные экраны, ширмы, мембранные пане-
ли и т.п»).
Одним из методов организации рабочего процесса в топке котла или
в камере охлаждения КУ на высокотемпературных отходящих газах или
ЭТА является организация объемного охлаждения газов. В КУ тради-
ционных типов охлаждение отходящих газов при исходной температуре
выше 1200-1300 К происходит в радиационных камерах, охлаждаемых
настенными радиационными экранами. В них наиболее интенсивно ох-
лаждаются пристенные слои газового потока, приосевая же зона, ”не
видящая” экраны, охлаждается вяло, температура газов в приосевой зо-
не на 100—200 К выше, чем в пристенных зонах Это обусловливает не-
равномерность поля температуры газов в поперечном сечении потока не
только в топке и на выходе из нее, но и в конвективном газоходе. В ре-
зультате снижаются надежность, эффективность и экономичность работы
топки и расположенных за ней конвективных поверхностей на-
грева.
В КУ и ЭТА с объемно-охлаждаемой радиационной камерой тепло-
воспринимающие поверхности расположены и в объеме, и на стенах
камеры, что исключает описанные выше отрицательные явления, по-
зволяет по-новому организовать рабочий процесс и получить значитель-
ные преимущества по сравнению со случаем применения поверхност-
но-охлаждаемых камер.
При температуре отходящих от технологического агрегата газов ни-
же 1200 К при организации передачи теплоты целесообразно, например,
применение теплообменника с кипящим слоем и погруженными в него
поверхностями нагрева КУ, обеспечивающими интенсивное объемное
охлаждение потока технологических газов, проходящих через кипящий
слой. В этом случае существенно улучшаются массогабаритные характе-
ристики установки. Котлы-утилизаторы и ЭТА с объемно-охлаждаемой
камерой могут быть выполнены в разных вариантах. Выбор конструк-
тивно-компоновочного решения в каждом конкретном случае должен
опираться на ряд соображений, среди которых важную роль играют ус-
ловия и режим работы технологической установки.
При создании КУ и ЭТА необходимо учитывать условия их эксплуата-
ции, влияние многочисленных факторов разного рода. В их числе следует
выделить параметры питательной воды и вырабатываемого пара, харак-
тер циркуляции воды в котле, маневренные свойства агрегата, пути ис-
пользования пара и требования его потребителей. Создаваемые новые
КУ энергетических параметров*будут отдавать пар либо на турбоуста-
новки, являясь единственными его источниками (вариант так называ-
емой бестопливной ТЭЦ), либо на существующую заводскую ТЭЦ, где
пар может быть перегрет и направлен в паропроводы станции, а затем
на ее турбоустановки. Второй вариант предпочтителен, так как обеспе-
чивает высокую гибкость работы КУ и паровых (топливных) котлов
станции. При его использовании выравнивается во времени общая паро-
192
производительность всех КУ, снижаются капитальные и эксплуатацион-
ные затраты, появляется возможность создать единую АСУ станции, в
которой сигнал по выработке пара всеми КУ используют как источник
возмущений, требующий компенсации выработкой пара топлив-
ными котлами с учетом текущего значения электрической нагруз-
ки ТЭЦ.
Из факторов, существенно влияющих на конструктивно-компоно-
вочную схему и технико-экономические показатели КУ, следует вы-
делить принципиальную схему включения его в комплекс, образуемый
технологическим агрегатом, КУ, устройством подогрева воздуха (ре-
куператором, воздухоподогревателем) и другими элементами вспомо-
гательного оборудования. Часто КУ устанавливают за теплотехнологи-
ческим устройством, завершая теплоиспользование. Это приводит к
низким технико-экономическим показателям КУ, повышенному удель-
ному расходу металла на выработку пара. Перемещение КУ в зону бо-
лее высоких температур, например расположение его перед воздушным
подогревателем технологической установки обеспечивает повышение
технологической и энергетической эффективности процесса и повыше-
ние его надежности. Пример такого энерготехнологического теплоис-
пользования в агрегате для нагрева металла рассмотрен в гл. 4.
В плане создания перспективных КУ и ЭТА следует указать на целе-
сообразность использования их в комбинированном режиме (где это
возможно), при котором в радиационной камере идет не только про-
цесс охлаждения отходящих газов, но параллельно осуществляется до-
жигание горючих составляющих этих газов. В этом случае принцип объ-
емного охлаждения камеры весьма перспективен.
Анализ путей развития отраслей народного хозяйства указывает на
необходимость расширения использования КУ и ЭТА, увеличения их
технологических и экономических возможностей и повышения роли
в деле решения задач энергетической программы СССР. Вместе с тем сле-
дует отметить, что разработка и внедрение в промышленность энерго-
сберегающих технологий приведут к относительному сокращению вы-
хода ВЭР, а значит, и к уменьшению потребности в обычных КУ. Однако
котлы и их узлы найдут применение как составные части ЭТА, находя-
щих все большее применение в различных отраслях промышленности.
Кроме того, в структуре ВЭР наметилась тенденция к увеличению
использования доли низкопотенциалыюй теплоты, что потребует новых
технических средств, новых КУ.
Повышение эффективности КУ и ЭТА может быть достигнуто:
применением высокоэффективных тепловоспринимающих поверхно-
стей нагрева, например труб с малыми диаметрами, профильным и по-
перечным оребрением, турбулизаторами газовой среды различных кон-
струкций;
достижением высокой газоплотности за счет применения цельносвар-
ных трубчатых панелей;
193
7-6798
разработкой и освоением высокоэффективных способов очистки по-
верхностей нагрева от наружных отложений технологического уноса,
таких, как акустическая, ударно-волновая, инфразвуковая и др.;
расширением применения труб с покрытием поверхностного слоя эле-
ментами, надежно работающими в условиях воздействия коррозионно-
эрозионных сред;
разработкой базовых конструкций и созданием на их основе унифи-
цированных модулей по узлам и деталям;
применением систем автоматического проектирования (САПР);
использованием систем автоматического управления (САУ).
ПРИЛОЖЕНИЯ
ПРИМЕРЫ ПОВЕРОЧНЫХ ТЕПЛОВЫХ РАСЧЕТОВ
КОТЛОВ-УТИЛИЗАТОРОВ*
Приложение 1. ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ
КОТЛА-УТИЛИЗАТОРА Г-400ПЭ
Котел-утилизатор Г-400ПЭ (рис. П1Л) предназначен для ох-
лаждения нитрозных газов после газовой турбины в схеме производ-
ства слабой азотной кислоты. Котел газотрубный горизонтальный, од-
нобарабанный, одноходовый по газам, с естественной циркуляцией.
Испарительная поверхность 4 выполнена из 790 труб диаметром 50 и
толщиной стенки 3 мм (сталь 20). Трубы крепятся к трубным решет-
кам барабана развальцовкой и приваркой. Внутренний диаметр барабана
испарительной поверхности 2800 мм. Толщина стенок обечайки и днищ
20 мм. К барабану крепятся входная 1 и выходная 5 газовые камеры.
Во входной газовой камере установлен конвективный пароперегре-
ватель 2 с горизонтальным расположением змеевиков, выполненных
из труб 32x3 мм (сталь 20). Сепарационное устройство 3 состоит из
пароприемного короба и дырчатых листов, расположенных в барабане
над дымогарными трубами.
*В расчетах использованы материалы Центроэнергочермета и Белгородского
завода энергетического машиностроения.
194
Рис. П1.1. Котел-утилизатор Г-400ПЭ
1 - входная камера; 2 - пароперегрева-
тель; 3 - сепарационное устройство;
4 - кипятильные трубы; 5 - выходная ка-
мера; 6 - стальной экономайзер; 7 - пе-
репускной газоход; 8 - чугунный эконо-
майзер
Котел-утилизатор снабжен двумя экономайзерами: стальным змееви-
ковым и чугунным. Стальной экономайзер кипящего типа изготовлен
из труб диаметром 28x3 мм. Он состоит из двух пакетов змеевиков,
разделенных в средней части вертикальной перегородкой из стального
листа. Перегородка придает газам U-образное движение. После гладко-
трубного экономайзера газы по перепускному газоходу 7 поступают в
газоход с чугунным экономайзером, набранным из ребристых чугунных
труб. Оба экономайзера имеют свой несущий каркас из стоек и балок.
Газоход стального экономайзера имеет металлическую обшивку.
Исходные данные для расчета котла приведены в табл. П1.1. Кон-
структивные данные приведены в табл. П1.2. Н, Т-диаграмма для про-
дуктов сгорания приведена на рис. П1.2. Результаты теплового расчета
даны в табл. П1.3.
195
Таблица П1.1. Исходные данные для расчета котла типа Г-400ПЭ
Величина Обозначение Значение
Расход нитрозных газов, м3/с Из. с 18,47
Температура газов на входе в котел, К Гг 678
Объемный состав нитрозных газов, % СО2 2,6
N2 89,0
Н2О 5,5
О2 2,09
Давление перегретого пара, МПа Рп п 1,374
Температура перегретого пара, К ^п.п 526
Температура питательной воды, К Т 1 п.в 373
Коэффициент загрязнения, (м2 . К)/Вт (см. гл. 5) е 0,0043
Таблица П1.2. Конструктивные характеристики котла Г-400ПЭ
Характеристика > р Обозначение или расчетная формула Расчет
Пароперегреватель Диаметр труб и толщина стенки, мм d х 8 32x3
Количество змеевиков, шт. п 25
Шаги труб, мм: по ширине газохода 75
по глубине газохода St 120
Живое сечение для прохода продуктов сго- ^п.с 1,504
рания, м2 Живое сечение для прохода пара, м2 ird2 "UBH п 0,785 0,0262-25 =
4 = 0,0133
Площадь поверхности пароперегревателя, м2 F 'пп 15
Количество труб по глубине пучка, шт. Z 4
Испаритель Диаметр труб и толщина стенки, мм d х 8 50x3
Количество труб, шт. п 790
Длина труб, мм 1 3660
Площадь поверхности, м2 = ltdln 3,14 0,044 3,66х
.2 х 790=400
Живое сечение для прохода продуктов г, _ 4>н” 0,785 0,0442- 790 =
сгорания, м2 Fn.c 4 = 1,2
Чугунный экономайзер Площадь поверхности одной трубы, м2 ^тр 2,95
Длина трубы, мм *тр 2000
196
Продолжение табл. ПЕ2.
Характеристика Обозначение или расчетная формула Расчет
Живое сечение для прохода продуктов сгорания одной трубы, м2 fп.с 0,12
Живое сечение для прохода воды, м2 fв 0,0028
Живое сечение для прохода продуктов его- 2 рання,м ^п.с 2,88
Количество труб в ряду, шт. =^п.с^п.с = 24 0,12 4
Количество труб в экономайзере, шт. п 96
Площадь поверхности нагрева, м2 Стальной экономайзер F3.4 283
Диаметр труб и толщина стенки, мм Шаги труб. d х 6 28x3
поперечный, мм 70
продольный, мм St 55
относительный поперечный SJd 2,5
относительный продольный S2ld»>, 1,96
Сечение для прохода продуктов сгорания, м2 ^n.c 2,43
Сечение для прохода воды, м2 /в=О.7854н» 0,785-0,0222-24 = = 0,00912
Площадь поверхности нагрева, м2 F3 с 372
Число рядов труб по ходу продуктов сго- рания, шт z 20
Рис» П1.2 Я, Т-диаграмма для нитроз-
ных газов
2 Таблица П1.3. Тепловой расчет котла Г-400ПЭ по _
Расчетная величина Обозначение или расчетная формула Расчет
Расчет паропроизводителъности. котла Температура продуктов сгорания на входе ^п.с 678
в котел, К Энтальпия продуктов сгорания там же, кДж/м3 #п.с 547
Объем газов на входе в котел, м3/с ^п.с 18,47
Температура уходящих продуктов сго- рания, К ^.с 459
Энтальпия уходящих продуктов сгора- рания, кДж/м3 247
Количество полезно использованной теплоты, кВт ек = ^п.с<с-ЯпУс)*’ 18,47(547—247) -0,98 -5430
Потери теплоты через ограждение котла, % Я5 (см, рис, 5,2) 2,0
Коэффициент, учитывающий потери теп- лоты в окружающую среду 100- qs 100 100
Температура перегретого пара, К ^п.п 526
Энтальпия перегретого пара, кДж/кг ^11 ,п 2941,4
Температура питательной воды, К ^п.в 373
Энтальпия питательной воды, кДж/кг ^п,в 420,7
Температура насыщения при давлении р = 1,374 МПа, К 467
Энтальпия насыщения, кДж/м3 826,7
<4 5430
Паропроизводительность котла, кг/с 0 s= *
^п.п ~ ^п.в) +0,01Р(Лн - Лп в) (2941,4-420,7) + 0,05 (826,7-420,7) = 2,14
(продувка принята 5 %)
Расчет пароперегревателя ♦
Температура продуктов сгорания на вхо- с (по заданию)
де, К
Энтальпия продуктов сгорания на входе, ^пх
кДж/м3
Температура продуктов сгорания на выходе Тп с (принимают с последующим уточ-
из пароперегревателя, К нением)
Энтальпия продуктов сгорания на выходе
из пароперегревателя, кДж/м3
Тепловосприятие пароперегревателя (по 0б = И".с<<с ~
балансу теплоты), кВт
Средняя температура продуктов сгора- — _ ГП.С + Т’п.С
^ПХ ~ 7
ния, К
Средняя скорость продуктов сгорания, м/с — ^пх^пх wn = пс 273FncX>
— ^пл + ^н.п
Средняя температура пара, К тп =
Удельный объем перегретого пара, м3/кг vn.n
Средняя скорость пара, м/с » = Dvnnlfn
Л I wd 0 3
= 0,233 Cz С„ — — Рг * 3
4 d \ v /
678
547
669
533,5
18,47 (547-533,5) »0,98 = 243,8
678 + 669
---------= 673
2
18,47*673
----!--------- = 29
273 * 1,504 • 1,06
Коэффициент теплоотдачи от газов к стен-
ке, Вт/(м2 К),по [22]
0,1552
2,14 0,1552
------------ = 25
0,0133
5,47 *10”2 /29*0,032
0,233-0,9354 - -п —------------1Т
0Д32 \53,5’10 6
хО,6210>33 = 178,5
Коэффициент теплоотдачи от стенки к «э = «НС, [22]
to пару, Вт/ (м2 ’ К)
947 • 0,98 = 928
Продолжение табл. П1.3
N)
О
О
Расчетная величина Обозначение или расчетная формула Расчет
Коэффициент теплопередачи, Вт/ (м2 • К) Температурный перепад на горячем кон- к = 178,5 _ 91>07 1+ (0,0043+ ~)И83 678—526 = 152
1 + (е + L)ai А^м “ *кс ГПЛ1
це, К Температурный перепад на холодном кон- Д^б “ Т’п.с ~ ^н.п 669-467 = 202,0
цс, К Температурный напор, К ДГМ + ДГ- ДТ = м 6 152 + 202
2 2 ” 177
Тепловосириятис пароперегревателя по QT - ЛКП ПДТ 91,07 10~3-15 177 = 241,8
уравнению теплопередачи, кВт Невязка баланса, % Д<? = ——-- юо 243,8-241,8 ,лл „ 100=0,89
Расчет испарителя Температура продуктов сгорания на вхо- Ст ^п.с 243,8 669
де. К Энтальпия продуктов сгорания на вы- #п .с 533,5
ходе, кДж/м3 Температура продуктов сюрания на вы- ff Тп с (принимают с последующим уточ- 531
ходе, К Энтальпия продуктов сгорания на вы- нением) *ПС 344
ходе, кДж/м3 Тепло восприятие по балансу, кВт Cg — ^.cWlLC-^l-cXP 18,47 (5 33,5 -344) -0,98 = 3423
Средняя температура продуктов сгора- ния, К - _ Тп.с + гп.с 'п.с 2 669 + 531 = 600
Средняя скорость продуктов сгорания,
м/с
Число Прандтля
Кинематическая вязкость, м2 /с
Теплопроводность, Вт/ (м • К)
Коэффициент теплоотдачи от газов к
стенке, Вт/ (м2 • К)
Коэффициент использования поверхности
Коэффициент теплопередачи, Вт/ (м2 • К)
Температурный перепад на горячем кон-
це, К
Температурный перепад на холодном кон-
це, К
Температурный напор, К
Тепловосприятие по уравнению теплопе-
редачи, кВт
Невязка баланса, %
Расчет чугунного экономайзера
Температура воды на выходе, К
Энтальпия воды на выходе, кДж/м3
Тепловосприятие чугунного экономайзера
по балансу, кВт
Энтальпия продуктов сгорания на выхо-
2 де, кДж/м3
"пх
*ПХ ?ПХ
273Fncp“
V
X
X I wd \ 0,8 Q4
«к * 0,027— — Pr°ACzCsCd
к
= Гп.с -
~ гпх - гн
ДГ, - ДТМ
ДГ = -----L.----*-----
2,318(ДТб/ДТм)
<2Т = *ги ДГ- 10’3
д<? =
<>Т
100
Тв (по правилам Госгортехнадзора)
Q6 = D(h' - hB) (1 +Р)
18,47-600
----’-------- -г 32
273-1,2-1,06
0,634
44,4 • 10‘6
4,2 • 10~2
л л-_ 4,2 • IО-2 / 32-0,044 \0’8
0,027 --------- I----------- х
0,044 \ 44,4-10~6/
х О,6340,4 • I • I • 1 = 85,25
0,85
0,85 -85,25 = 72,46
669 - 467 = 202
531 -467 = 64
202 - 64
-------------= 120
2,3lg(202/64)
72,46-400-120
---------------= 3478
103
3478-3423
3478
100 = 1,58
428
655
2,14(655-420) (1 +0,05) = 528
528
247 +-------------
18,47-0,978
= 276
Продолжение табл. П13
Расчетная величина Обозначение или расчетная формула Расчет
Температура продуктов сгорания на входе, К Температурный перепад на горячем кон- це, К ^п.с ДТ’м = Л1.С 481 481 - 428 =53
Температурный перепад на холодном конце, К Температурный напор, К ДТб = ДТ = ту* - т" п.с в Дгб - Дгм „ 459 ~ 373=86 86-53 = ro c
2,31₽(ДГ6/ДТМ) Oo,3 2,31g (86/53)
Средняя температура продуктов сгора- ния, К т = ^ПС Т’п.С 481 +459 = 470 2
2п.с 2
Средняя скорость продуктов сгорания, м/с ”н.с = . Иъс^с 273Fr 18,47-470 = 11,05 273 • 2,88
Коэффициент теплопередачи, Вт/ (м2 * К) Л = ct 25,93 1,04 = 26,37
Средняя скорость воды в экономайзе- ре, м/с DUb 2,14 - 0,001066 —- — = 0,41 2 • 0,0028
WB ?в = 24 ^B + 7*11.B
Средняя температура воды, К 428 + 373 = 401 2
2
Необходимая расчетная площадь поверх- ности нагрева, м2 FP = g6 528 • 103 — T
э.ч ЛДГ 26,98 • 69,5
Невязка баланса, % Д/Zj = £?* ~ F3.4 285,7 - 283 - 2«5.7 1"=°-’S
p 100 гэ.ч
Расчет стального экономайзера
Температура продуктов сгорания на входе
в стальной экономайзер, К
Энтальпия продуктов сгорания на входе,
кДж/м3
Энтальпия воды на входе, кДж/кг
Температура воды на входе, К
Температура продуктов сгорания на вы-
ходе, К
Энтальпия продуктов сгорания на выхо-
де, кДж/м3
Те пл©восприятие стального экономай-
зера, кВт
Энтальпия воды на выходе из стального
экономайзера, кДж/кг
Процент кипения воды при
г = 1963 кДж/кг, %
Условная температура воды на выходе, К
Температурный напор на входе продуктов
сгорания в стальной экономайзер, К
Температурный напор на выходе, К
Температурный напор экономайзера, К
Средняя температура продуктов сгора-
ts> ния, К
Тп с (из расчета испарителя)
Яп с (из расчета испарителя)
TR (из расчета чугунного
экономайзера)
т"
2п.с
<?б.с = Гп.с*<*п.с - <с>
.. _.» . вб
hn = hn + ----------
в в D(l+P)
. г
531
344
655
428
481
276,5
18,47-0,98-(344-2763) =1215
1215
655 + ------------- = 1195
2,14(1+0,05)
1195 - 827
---------- 100 = 18,7
1963
ту = т 4- Аи
'в кип * 2-4,19
ДгМ = Тп.с - ГВУ
ДТ = т" - т”
б п.с в
ДТ- -ДТМ
ДТ ------------------
2,3^(ДТб/ДТм)
— _ Лес + гп.с
2п.с 0
1195 - 827
467 + ----------- = 510
8,38
531 -510 = 21
481 -428 = 53
53-2!
2318(53/21)
531 + 481
-------- = 506
Окончание табл. П1.3
Расчетная вели<мна Обозначение или расчетная формула Расчет
Средняя температура воды, К т = — ®_ в 2 428 + 510 = 469 2
Средняя скорость продуктов сгорания, м/с — _ Икс ^п.с wn.e “ 273Fr £ 18,47 ♦ 506 = и 273'2,43
Коэффициент теплоотдачи от газов к «1 122 1 0,95-0,97-112,3
стенке, Вт/ (м2 К) Коэффициент теплопередачи, Вт/ (м2 К) к - 0,95 *0,9 • 112,3 « 96,0
Темпловосприятие стального экономай- зера по уравнению теплопередачи, кВт kl? СДТ О = «Т О 103 96 • 0,372 * 34,7 =х 1239 103
Невязка баланса, % де = -юс 1239 - 1215 100 - 1,94
Ст 1239
Приложение 2. ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ УНИФИЦИРОВАННОГО
КОНВЕКТИВНОГО КОТЛА-УТИЛИЗАТОРА КУ-150
Котел-утилизатор КУ-150 показан на рис. П2.1. Конструктив-
ные характеристики котла приведены в табл. 3.3.
Объемный состав продуктов сгорания перед всеми унифицированны-
ми котлами типа КУ на расходы (40 150)-1О3 м3/ч принят следу-
ющим, %: СО2 = 12; N2 = 72; О2 » 5,5; Н2О - 10,5. Объемный состав
принят из расчета продуктов сгорания коксодоменного газа с теплотой
сгорания Qfi = 8380 кДж/м3, коэффициентам избытка воздуха перед
котлом а = 1,6 и добавками газов из ванны мартеновской печи. Объемы
и парциальные давления продуктов сгорания приведены в табл. П.2.1.
Результаты расчета энтальпии продуктов сгорания приведены в
табл. П2.2., последовательность и результаты поверочного расчета кот-
ла — в табл. П2.3.
Таблица П2.1. Объемы и парциальные давления продуктов сгорания
Величина Перед кот- лом и за паропере- гревателем Между вто- рым и третьим пакетами Между треть- им и четвер- тым пакета- ми Перед эко- номайзе- ром За эконо- майзером
Присос воздуха - 0,01 0,02 0,03 0,05
%, м3/м3 Полный объем 1,0 1,01 1,02 1,03 1,05
продуктов сго- рания Кг, м3/м3 Парциальные дав- ления: Г = V /V ro2 ro2 г 0,120 0,119 0,118 0,117 0,115
ГН2О = ГН2(/Кг 0,105 0,104 0,103 0,102 0,100
ГИ " 'ro2 + 'н2О °’225 0,223 0,221 0,219 0,215
Рис П2Л. Котел-утилизатор КУЛ50’
а ~ продольный разрез; б - поперечный разрез; 1 - циркуляционный насос; 2 - первая испарительная секция; 3 - паропе-
регреватель; 4 - шламоуловитель; 5 - опорная балка; 6 - вторая испарительная секция; 7 - барабан; 8 - сепарационный цик-
лон; 9 - третья испарительная секция; 10 - экономайзер
Таблица П2.2. Расчет энтальпии продуктов сгорания
Объем продуктов сгорания, м3/м3 Обозначение или рас- Тецдература продуктов сгорания Тп с, К
чстпаи фирм у ла ПИИ, кДж/м3 1173 1073 973 873 773 673 573 473 373
Перед котлом, перед и за пароперегревателем
гсо2 =0’120 КСО/(Г-273) 235 205 176 147 119,4 93 67 42,7 20,5
= 0,055 02 1^(7-273) 72,4 63,6 55,2 46,9 38,5 30,2 22,2 14,6 7,12
FN2 = 0,720 KN2c(T-273) 895 785 680 580 477 376 282 187 93
Иц2о = 0Л°5 *н2ос<г-273) 160 140 120 101 83,5 65,8 48,6 31,8 15,9
гг = 1,00 #п.с 1362 1194 1031 875 718 565 420 276 137
Между вторым и третьим испарительными пакетами
кпр = 0,01 "пр = 273) 13,0 11,3 9,6 8,4 6,7 5,4 4,2 2,5 1,25
иг = 1,01 ^п.с 1375 1205 1040,6 883,4 724,7 570,4 424,2 278,5 138,3
Между третьим и четвертым испарительными пакетами
Нлр = 0>02 ^пр — 19,7 '; 16,8 13,8 10,9 8,0 5,8 2,5
Kj = 1,02 ^п.с — 1052,1"- 898,8 732,8 578,6 428 281,8 139,5
Перед экономайзером
% =о«оз #пр - 29,4 24,7 20,5 16,7 12,1 7,9 4,2
Кг = 1,03 япРс 1061,7 898,7 739,5 584 432,4 284,5 141,2
За экономайзером
% = 0,05 ^пр — 49,0 41,5 34,4 27,2 20,1 13,4 6,8
кг= 1,05 "п.с — 1081,1 915,5 753,3 594,9 440,1 289 143,8
g Таблица П2.3. Поверочный расчет котла КУ-150
S_______________________________________________ ___________________________________________________
Расчетная величина Обозначение или расчетная формула Расчет
Расчет паропроизводителъности котла .
Объем продуктов сгорания перед котлом, м3/с ^пх 41,67
Температура продуктов сгорания перед котлом, К Лес 1123
Энтальпия продуктов сгорания перед кот- лом, кДж/м3 *пх 1280
Температура продуктов сгорания за кот- лом (уходящие продукты сгорания), К У» ух пх 486
Энтальпия продуктов сгорания на выходе из котла, кДж/м3 £/УХ п.с 309,6
Энтальпия присасываемого воздуха, кДж/м3 япр“ Чс(Гв - Г») 0,05 ’40= 2
Количество теплоты, переданной отходя- <?=<<с-<с+Япр)Ип.с (1280-309,6+2) *41,67 =
щими продуктами сгорания, кВт Параметры пара: = 40,5 • 103
давление, МПа ₽б/₽ПЛ 4,56/4,41
температура, К Энтальпия, кДж/кг. ^пл 666
перегретого пара АПЛ (ПРИ Рп.п) 3192,4
воды в барабане лкип <ПРИ Рб> 1143
питательной воды Ап.в <ПРИ ₽б) 423
Количество теплоты продувки (р = 8%), кДж/кг Апр _ 0.01Р(АК1Ш ~ Ап.в) 0,01*8(1143-423) =57,6
Количество теплоты, воспринятой в кот- ле 1 кг пара, кДж/кг Дй - ЛПЛ1 - Лпв + ЛПр 3192,4-423+57,6 = 2827
Коэффициент, учитывающий потери тепло- 0,98
ты через ограждения
Расчетная паропроизводительность кот- ла, кг/с в= ДА
Температура продуктов сгорания в конце Расчет первого испарительного пакета ^п.с! ДГ = (Гп>с ~ Гн.п> ~~ ^пх! ^н.п^
пакета (предварительно), К
Расчетный температурный напор, К Расчетная температура потока, К
2,318(ДГб/ДТм) ^ПОТ ~ ^Н.П +
Средний объем продуктов сгорания, м3/м3 Гг
Секундный объем продуктов сгорания, м3/с у = ^Г^П-С^П.С с 273
Живое сечение для прохода продуктов F
сгорания, м3 Средняя скорость продуктов сгорания, м/с w = VJF
Коэффициент теплоотдачи от газов к стен- ttK s ^г^5^фан
ке конвекцией, Вт/(м2-К) [22] Суммарная поглощательная способность Vpe(rH2O* rRO2)sP
трехатомных продуктов сгорания, м - МПа Оптическая толщина потока [22J kps =
Коэффициент загрязнения, (м2 • К)/Вт e
(см. гл. 5) Температура загрязненной стенки, К T = T + e g> r‘1,c io3 J3 2 н.п e jp 10
Коэффициент теплоотдачи излучением, &Л = ^Htf^*r
g Вт/(м -К) [22] 40 Коэффициент омывания co
40,5 • 103 - 0,98
2827
1013
= 14,04
(1123-534) -(1013—534)
2,31g (589/479)
= 532
534+532 = 1066
1,0
1,0‘41,67-1066
---------------- - 162,7
273
16,6
162,7/16,6 = 9,8
0,98 -1,25 * 1,0-85,6 = 101
(0,105+0,12)-0,741-0,1 =
= 0,0167
14,5 -0,225 -0,741 -0,1 =
= 0,2418
0,0017
534 + 0,0017
= 534,1
179-41,67-103
1Щ
135-0,21-0,96 « 27,2
1,0
210
Продолжение табл. П2.3.
Расчетная величина Обозначение или расчетная формула Расчет
Коэффициент теплоотдачи от продуктов сгорания к стенке, Вт/ (м2 • К) «1 = w“k + «Л 1,0 • 101 +27,2 =128,2 128,2 . — щс о г
Коэффициент теплопередачи, Вт/ (м2 • К) к = С1
1 +ea. 1 + 0,0017 • 128,2
FtkAT 133,2-105,26-532
Количество теплоты, воспринятой по теп- Qi = — 7 7 S 170
г 'У
лопередаче, кВт/м3 ^п.с’0 4,67 ♦ 103
Теплота присосанная с воздухом, кДж/м3 "в 0
- „ , <21
Энтальпия продуктов сгорания в конце па- ^п.с="п.с- V 1097
кета, кДж/м3 Температура продуктов сгорания в конце пакета, К 1013
Гп.с (табп- П22>
Расчет пароперегревателя
Температура перегретого пара, К ♦ ^п.п 666
Энтальпия перегрето го пара, кДж/кг ^п.п 3192,4
Количество теплоты, воспринятой па- л _ ^^п.п ~ ^н.п^ 14,04(3192,4-2797,7)
— = 133
«чьп
роперегревателем, кДж/м3 11,11 1Z кп.с 41,67
Энтальпия продуктов сгорания за паропе- ^п.п 133
Яп.с "п.с \р tt 1097 « 961,3
регревателем, кДж/м3 0,98
Температура продуктов сгорания за паро- перегревателем, К Средняя логарифмическая разность темпе- ратур, К: т Л ILC 928,0
противоток
(928-534) -(1013-666)
-----------------------= 370
2,31g (394/347)
прямоток
Расчетный температурный напор, К
Средняя температура пара, К
Расчетная температура потока, К
Средний объем продуктов сгорания, м3/м3
Секундньй объем продуктов сгорания, м3/с
Живое сечение для прохода продуктов сго-
рания, м2
Средняя скорость продуктов сгорания, м/с
Коэффициент омывания
Коэффициент теплоотдачи конвекцией,
Вт/(м2 • К)
Суммарная поглощательная способность
трехатомных продуктов сгорания, м * МПа
Оптическая толщина потока
Температура загрязненной стенки, К
Коэффициент теплоотдачи излучением,
Вт/(м -К)[22]
ы Коэффициент теплоотдачи от продуктов
£ сгорания к стенке
Ат - (*“*с ^П.п) ^П-С
,,рот 2,ЗШ(ДГб/ДТм)
Л.Т - (^П.с Т’н.п) «кс
прям 2,3^(ДТб/ДТм) л-г - ДГ"РЯМ + ДГ«РОТ
Гц Т’пот Гг гсек F 2 ^пл * ^н.п
2 = тп + Дт _ ^г ^пх Лтот
273
w ^сек
(1013-534)-(928-666)
------------------------ 360
2,31g (479/262)
IF
370 + 360
---------= 365
2
666 + 534
--------- = 600
2
600 + 365 = 965
1,0
1,0 >41,67 >965 _
273
12,5
GJ
pnsp = rnsp
kps =
т3 = гп+(е +
1 Сп.п ^п.с
«2 ” Гп>п
103
«л * #няСг
= “ак + «л
147,3/12,5 = 11,8
1,0
0,96 -1,12 -1,0 *92,3 = 99,24
0,1 (0,105+0,120) 0,238 =0,0054
27-0,225 0,238 0,1 =0,146
600+(0,0017 + 1/1675) х
х 133-41,67-103/166 = 677
118,6-0,133-0,96= 15,14
1,0-99^4+15,14 = 114,4
212
Продолжение табл. П2.3.
Расчетная величина
Обозначение или расчетная формула
Расчет
Средний удельный объем пара, м3/кг
Живое сечение для прохода пара, м2
Средняя скорость пара, м/с
Коэффициент теплоотдачи от стенки к
пару, Вт/ (м2 • К)
Коэффициент загрязнения, м2 * К/Вт
Коэффициент теплопередачи, Вт/ (м2 * К)
f
= Dvnlf
а2 =
е
0,0652 + 0,0411
« 0,0532
2
0,0318
14,04 0,0532/0,0318 =23,5
1,03 • 1626 = 1675
Расчетная площадь поверхности нагрева
2
пароперегревателя, м
Принятая площадь поверхности нагрева
пароперегревателя (двухпетельного), м2
у 1 X
1 + (е + -)«j
«2
= ^П П ^П‘С
п.п к&т
F
гп.и
0,0017
114,4
-----------------------= 90,5
1+(0,0017+1/1675)-114,4
133 *41,67 • 103
-----------------= 167,5
90,5 - 365
166
Расчет второго испарительного пакета
Температура продуктов сгорания в конце 752
пакета, К (предварительно) Расчетный температурный напор, К Расчетная температура потока, К Д7» = (^п-с ~ Гн.п> ~ <Л1.с ~~ ^н«п) _ (928-534)-(752-534)
2,3^(ДТб/ДГм) Лют = ^нл + .... - .. — 297 2,31g(394/218) 534+ 297=831
Средний объем продуктов сгорания, м3/м3 Гг 1,005
Секундный объем продуктов сгорания, м3/с ^п.с Лот 273 1,005 -41,67-831/273= 127,5
Живое сечение для прохода продуктов сго-
рания, м2
Средняя скорость продуктов сгорания, м/с
Коэффициент теплоотдачи конвекцией,
Вт/(м2 К)
Суммарная поглощательная способность
трехатомных продуктов сгорания, м • МПа
Оптическая толщина потока
Коэффициент загрязнения, м2 » К/Вт
Температура загрязненной стенки, К
Коэффициент теплоотдачи излучением,
Вт/(м2 К)
Коэффициент омывания
Коэффициент теплоотдачи от продуктов
сгорания к стенке, Вт/ (м2 * К)
Коэффициент теплопередачи, Вт/ (м2 К)
Количество теплоты, воспринятой поверх-
ностью нагрева, кДж/м3
Энтальпия присосанного воздуха, кДж/м3
Энтальпия продуктов сгорания в конце па-
кета, кДж/м3
Температура продуктов сгорания в конце
пакета, К
w = VJF
PnW * РГП5
kps = krprus
е
Г3 = ^н.п + е
со
«1 = + *л
Яв ~ АКПрС(Т£
#п.с ~ Яп.с
п.с
1 +е«!
12,5
127,5/12,5 = 10,2 1,0-1,12-1,0-84,7 = 94,9 0,1 (0,1045+0,1195)-0,161 = = 0,00361 35-0,1-0,224 0,161 =0,126 0,0017
103 260,6-41,67-IO3 534+0,0017 415 = 579 76,8-0,119-0,95 =8,7 1,0 1,0-94,9 + 8,7 = 103,6 103,6 _ 1 + 0,0017-ЮЗ,6 “ ’ 415 • 88,1 • 297 = 260,6 41,67- 103 0,01 • 39 = 0,39
«в 260,6 961,5 - + 0,39 = 0,98 - 695,6 753
Продолжение табл. П2.3.
Расчетная величина Обозначение или расчетная формула Расчет
Расчет третьего испарительного пакета
Температура продуктов сгорания с конце пакета, К (предварительно) Расчетный температурный напор, К Т п.с Ду* - ~ ^нщ) ^^п.с - W 652 (753-534) -(652-534)
2,ЗШ(ДГб/ДГм) —163 2,31g(219/l 18)
Расчетная температура потока, К ^пот = ^н.п + 534+ 163 = 697
Средний объем продуктов сгорания, м3/м3 1,015
Секундный объем продуктов сгорания, м3/с „ _ *г*п.с^пот 1,015-41,67-697/273 = 108
^сек 273
Живое сечение для прохода продуктов сго- F 12,5
рания, м2 Средняя скорость продуктов сгорания, м/с w = V^F 108/12,5 = 8,6
Коэффициент теплоотдачи конвекцией, ак ~ СгС$Сфан 1,0-1,12-1,0-75,83 = 84,9
Вт/(м2 • К) Суммарная поглощательная способность Рп^ = Prus 0,1 (0,1035+0,1185)-0,161 =
трехатомных продуктов сгорания, м • МПа Оптическая толщина потока kps = fcrrn ps = 0,00375 37-0,222-0,1-0,161 -0,132
Коэффициент загрязнения, м2 * К/Вт € 0,0017
Температура загрязненной стенки, К Q$Vnc . 7\ = Тн + 6 - 3 ю3 146-41,67 534+0,0017 =556
Коэффициент теплоотдачи излучением, F ал ~ ана^г 475 52,3 0,124 0,94 = 6,1
Вт/(м2 К) Коэффициент омывания GO 1.0
Коэффициент теплоотдачи от продуктов = соак + ал 1,0-84,9 + 6,1 s 91,0
сгорания к стенке, Вт/ (м2 • К)
215
Коэффициент теплопередачи, Вт/ (м2 * К)
Количество теплоты, воспринятой поверх-
ностью нагрева, кДж/м3
Энтальпия присосанного воздуха, кДж/м3
Энтальпия продуктов сгорания в конце
пакета, кДж/м3
Температура продуктов сгорания в конце
пакета, К
к=-^—
1 + ев|
F.ArAT
Сз = ----Г
’"n.clO3
яв “ ~ ^о)
Яп с = Яп с - — + яв
т"
п.с
п.с
91
------------= 78,8
1+0,0017 • 91
475 • 78,8 - 163
--------------- = 146,8
41,67 -IO3
0,01 -39=0,39
695,6 - 146,8/0,98 +0,39 =
= 545,5
651
Расчет
Температура продуктов сгорания в конце
пакета, К (предварительно)
Расчетный температурный напор, К
Расчетная температура потока, К
Средний объем продуктов сгорания, м3/м3
Секундный объем продуктов сгорания, м3/с
Живое сечение для прохода продуктов сго-
рания, м2
Средняя скорость продуктов сгорания, м/с
Коэффициент теплоотдачи конвекцией,
Вт/(м- К)
Суммарная поглощательная способность
трехатомных продуктов сгорания, м • МПа
Оптическая толщина потока
Коэффициент загрязнения, м2 * К/Вт
четвертого испарительного пакета
ДТ = ^пх Гн.п) (^п.с гн.п)
2,31g(AT6/ATM)
^пот = Льп +
Vr
iZ _ Кг ^п.с ^пот
сек 273
F
" = ^сек^
ttK ” ^2 £$Сфан
PnSP = PrnS
kps =
€
598
(651-534)-(598-534)
~~ 8
2,31g (117/64)
534 + 88 = 622
1,025
1,025 - 41,67 - 622/273 = 97,3
11,5
97,3/11,5 = 8,5
1,0-1,12-1,0-75,6 = 84,7
0,1(0,1025+0,1175) 0,161 =
= 0,00354
39-0,1-0,22-0,161 = 0,138
0,0017
м
К
Продолжение таба. П2.3.
Расчетная величина Обозначение или расчетная формула Расчет
Температура загрязненной стенки, К Коэффициент теплоотдачи излучением, Вт/(м* • К) Коэффициент омывания Коэффициент теплоотдачи от продуктов сгорания к стенке, Вт/(м2 • К) о® к тз = ги + Ю3 **4 ал ~ аняСг со «1 = <^к * «л * 71,6-41,67-103 534+0,0017 545,6 436 37,0*129*0,93 = 4,43 ЬО },0-84,7+4,43=89,13
Коэффициент теплопередачи, Вт/(м2 • К) Количество теплоты, воспринятой поверх- ностью нагрева, кДж/м3 Энтальпия присосанного воздуха, кДж/м3 к = 89,13
1 + eat F4kAT в4 = _» rn.cio «в = ДГпрс(Гв - Го) ... х: 77 4 1+0,0017*89,13 436 ♦ 77,4 * 88 . — <71 о
_ /1,3 41,67 • 103 0,01 • 39 = 0,39
Энтальпия продуктов сгорания в конце пакета, кДж/м3 Температура в конце пакета, К "п.с = Яп.с ~ + Гпс 545,5 - 71,3/0,98 + 0,39 =472,4 600
Температура продуктов сгорания перед экономайзером, К Энтальпия продуктов сгорания перед эконо- майзером, кДж/м3 Температура продуктов сгорания за эконо- майзером, К Энтальпия продуктов сгорания за экономай- зером, кДж/м3 Расчет экономайзера ^п.с *п.с ГУХ пх ггУХ Япх 600 472,4 486 309,6
Теплота, поглощенная экономайзером,
кДж/м3
Теплота, переданная в экономайзере 1 кг
воды, кДж/кг
Энтальпия воды за экономайзером, кДж/кг
Температура воды за экономайзером, К
Расчетный температурный напор, К
еэ = ^"||.с -<с*яв>
Средняя температура воды, К
Расчетная температура потока, К
Средний объем продуктов сгорания, м3/м3
Секундный объем продуктов сгорания, м/с
Живое сечение для прохода продуктов
2
сгорания, м
Средняя скорость продуктов сгорания, м/с
Коэффициент теплоотдачи от газов к стенке
(конвекцией) , Вт/ (м* 2 ♦ К)
Удельный объем воды, м3/кг
Скорость воды на входе в экономайзер, м/с
Суммарная поглощательная способность
трехатомных продуктов сгорания, м ♦ МПа
Оптическая толщина потока
Коэффициент загрязнения, м2 • К/Вт
(l+0,01p)DK
Дй" = + Д<?
7-в
ДГ=
2,3lg(AT6/ATM)
=• _ Гв + К
*' —---------
^иот ~ ^в +
V V т
17 _ 'г’п.с7пот
сск ~ 273
F
w = W*’
ак “ ^?С$Сфан‘
%
(1 +0,01р)Рвгв
= Prns
kps = kvrnsp
€
0,98 (472,4- 309,6 + 0,84) -160,4
160,4-41,67
-----------=441
1,08 -14,04
422,8 + 441 =863,8
476
(600-476) -(486- 373)
2,3^(124/113) ’
424,5 + 118 =542,5
1,04
1,04-41,67 -542
------------------=86,2
273
9,65
86,2/9,65 = 8,9
1,0’1,12 -1,0-77,9= 87,3
0,00104
1,08-14,04 • 0,00104/0,017 =0,93
0,1 (0,101+0,116)-0,168 =0,0036
40,3 - 0,217 - 0,168 - 0,1 =0,145
0,0017
Окончание та ба. П2.3.
Расчетная величина Обозначение или расчетная формула Расчет
— £?э Кпх з 161,4-41,67-103
Температура загрязненной стенки, К = тл + е ——— ю3 3 в гэ 424,5 +0,0017 = 725,1
= 441
Коэффициент теплоотдачи излучением, Вт/(м2 ’К) ап = ана^г 26,76 0,135 0,94 =3,39
Коэффициент омывания
Коэффициент теплоотдачи от продуктов «1 = waK + ал 1,0 <87,3+ 3,39 =90,69
сгорания к стенке, Вт/ (м2 • К)
2 «1 90,69
Коэффициент теплопередачи, Вт/ (м • К) к =: 1 + еа. =78,6 1 +0,0017 -90,69
„р еэип.с‘°3 161,4 -41,67 -103
Необходимая расчетная площадь поверх- „ 2 Д’ р — э к&Т = 725,14 78,6-118
ности нагрева, м
Принятая площадь поверхности нагрева, м2 F3 725,1
Приложение 3. ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ УНИФИЦИРОВАННОГО
КОТЛА ПКК-100/24-200-5
Котел ПКК-100/24-200-5 показан на рис- 3.18, а конструктив-
ная его характеристика приведена в табл. П.3.1.
Расчет состава продуктов сгорания и объема воздуха при сжигании
смеси отбросных газов сажевого производства и природного i аза:
средний объемный состав отбросных газов, %: О2 =0,3; СО2 =4,0;
СО = 16,2; СН4 =0,2; Н2 =12,1; H2S = 0,3; N2 = 66,9;
температура газов То г = 438 К; количество влаги И'вл = 35%;
расход газов Vo г = 79 500 м3/ч; расход сухих газов Ксог = 79 500*
х0,65 = 51 690 м3/ч (Во г = 14,36 м3/с); расход природного газа
2?Пр.г =0,45 м3/с; влагосодержание газов
у
d = -------£5---- » 435 г/м3 сухих газов.
J'c.o.r0’00124
Объем воздуха и состав продуктов сгорания при сжигании отбросных
газов, м3/м3:
теоретическое количество воздуха
Г° = 0,0476 [(0,5 СО + 0,5 Н2 + 1,5H2S + S(m + h/4)CwH„ - О2)];
К0 = 0,0476(0,546,2+0,542,1+1,5-0,3+ 2 - 0,2-0,3) =0,7;
теоретический объем азота
Км =0,79 И0 + =0,79-0,7+ = 1,222 м3/м3;
100 100
объем трехатомных продуктов сгорания
FRO2 =0»01(СО2 +CO + H2S+ =0,01(4,0+162 +
+ 0,3 +1 -0,2) = 0,207 м3/м3 ;
теоретический объем водяных паров
r°2O=0,01(H2S + H2 + 2 + 0,124d)+0,0161 К0;
КН2О =0,01(0,3+12,1 +2-0,2 + 0,124-435) +0,0161 -0,7=0,679 м3/м3.
Теплота сгорания отбросных газов
#.0.г =0.01(£соСО + еН2Н2 + eH2SH2S+ ZQCmHnCM-,
^н(о.г) =0,01 (23400-03+12 700-16,2+10 800-12,1+35 800-0,2) =
= 3498 кДж/м3;
219
Таблица П3.1. Расчетно-конструктивные характеристики пакетно-конвективных унифицированных котлов (ПКК)
типоразмеров: 1-100/24-200-5, II-75/24-I50-5, Ш-75/45-150-5, IV-30/24-70-5, V-3O/45-At, VI-30/45-A2
Характеристика Типораз- мер кот- ла Испарительные пучки Паропе- регрева- тель Воздухо- подогре- ватель Эконо- майзер
до пароле- в районе па- регревате- роперегрева- за паропе- регревате- лем до возду- хоподо- гревателя
ля теля
Диаметр труб </, мм 38 х 3 40 х 1,6 28 х 3
Относительный поперечный шаг Всех типе- 200 : 38=5,26 100:38 = 200:38 = 100.38 = 54 :40 = 100:28 =
SJd размеров = 2,63 = 5,26 = 2,63 = 1,35 = 3,58
Относительный продольный шаг 55 : 38 = 1,45 100*38 = 55 *38 = 75 38 = 42 :40 = 50:28 =
Si/d = 2,63 = 1,45 = 1,97 = 1,05 = 1,78
Эффективная толщина излучающе- 0,319 0,312 0,134 0,319 0,171 <- 0,165
го слоя 5, м То же с учетом излучения газового 0,5 0,486 — — — —
объема s , м Число рядов труб 2, шт. I 44 44 88 44 89 48 96
fl 26 26 52 26 53x2 48 94
III 26 26 52 26 23 48 94
IV 12 12 24 12 23 48 28
V 12 — 24 12 23 48 28
VI 12 — 24 12 23 48 28
Число труб в ряду z,i, шт. I 19 19 36 19 12 176 28
и 19 19 37 19 12 111 30
III 19 — 38 19 20 48 84
IV 19 19 37 19 12 58 30
V 19 37 19 12 58 30
VI 19 - 37 19 12 58 30
Расчетная площадь поверхности 1 330 200 1270 284 294 5720 724x3 =
нагрева Лр, м2 = 1422
п 196,5 118 720 177 175 3620 285x3 =
ш 90,6 54,5 364 82 76 1880 = 855 148x3 =
IV 90,6 354 82 60,5+66 1880 = 444 148x3 =
V 90,6 354 82 60,5+66 1880 = 444 148x3 =
VI 154 - 470 140 291 3620 = 444 855
Живое сечение для прохода про- I 25,51 7,9 22,2 26,5 14,2 9,0 14,03
дуктов сгорания Fn с, м2 II 15,74 4,71 13,2 15,8 8,4 5,66 8,8
III 7,0 3.23 5,8 7,0 4,0 2,95 4,5
IV V 15,74 7,0 — 13,2 5,8 15,8 7,0 8,4 4,0 5,66 2,95 8,8 4,5
VI 17,0 — 5,8 7,0 4,0 2,95 4,5
Расположение труб Для всех типораз- меров Живое сечение, м2 • для прохода пара Fn 1-0,144, Коридорное П-0,0852, Ш-0,0425; IV-0,0370, V Шахмат- ное и VI по 0,0179+0,0193
для прохода воды FB для прохода воздуха Гвз 1-0,0368, 1-7,2, II II и и III III по 0,0228; IV-VI по 0,0144 по 4,4, IV-VI по 2,12
теплоемкость отбросных газов
со г = Ser/ = 2,14 кДж/(м3 К);
физическая теплота отбросных газов
Яо,г = со.г<Го.г~273) =2,14(438-273) =352 кДж/м3.
Расход воздуха и состав продуктов сгорания при сжигании природно-
го газа (Бугурусланское месторождение), м3/м3, по таблице [22]:
К°=9,01; К°2 = 7,27; = 1,97;
Ию2 = °’98;
теплота сгорания
Q* = 34 000 кДж/м3.
Объем воздуха и состав продуктов сгорания смеси топлива. Задав-
шись теплотой сгорания смеси отбросных газов и природного газа (?см =
= 4410 кДж/м3, определим долю отбросного газа:
х = ж 0,97,
34 000 - 3498
тогда доля природного газа в смеси
X' = 1 - X = 1 -0,97= 0,03.
Теоретическое количество воздуха и состав продуктов сгорания сме-
си, м3/м3:
К°см) = 0,97 • 0,7 + 0,03 • 9,01 = 0,951;
К, о t , , = 0,97 • 0,679 + 0,03 • 1,97 = 0,718;
П2 V (СМ)
Kro2 (см) = 0,97 • 0,207 + 0,03 • 0,98 = 0,230;
К® ( 1 = 0,97 • 1-222 + 0,03-7,27 = 1,399.
(СМ)
Объемы продуктов сгорания приведены в табл. П3.2.
Энтальпии продуктов сгорания смеси отбросных газов и природного
газа приведены в табл. ПЗ.З.
Последовательность и результаты теплового расчета даны в
табл. П3.4.
Таблица П3.2. Объемы продуктов сгорания и объемные доли
трехатомных продуктов сгорания при сжигании смеси отбросных
газов сажевого производства с природным газом
Характеристика Г(см) 0,951: *RO2(cm) 0,23; FN2(cm) 1,399; ГН2О(см) = = 0,718
Пред- топок Паропере- греватель Конвектив- ный пучок Воздухо- подогрева тель Эконо- - майзер
Коэффициент избытка воз* духа за газоходом а ( 13 135 1,4 1 ,45 1,48
Средний коэффициент из- бытка воздуха а 13 1,325 1,375 1,425 1,465
Чо = *Н2О + + 0,0161 м /м 0,7215 0,722 0,7223 0,7229 0,7234
^ = ^О2 + < + м3/м3 2,6355 2,661 2,7073 2,7569 23924
= FROj/rr 0,0874 0,0865 0,085 0,0835 0,0824
ZH2O = ГН2О/ИГ 0,274 0,271 0,267 0,262 0,259
rn = rRO2 + ГН2О 03614 0,3575 0,352 0,3455 0,3414
224
Таблица ПЗ.З. Энтальпия продуктов сгорания смеси отбросных газов и природного газа
Я я0 (см) — гг® пг (см) кДж/м3
г (см)’ "в (см) ’
ра, К кДж/м3 кДж/м3 Предтопок , Пароперегрева- Конвективный Воздухоподогре* Экономайзер,
а = 1,3 тель, а = 1,35 пучок, а = 1,4 ватель, а =1,45 а = 1,48
373 328 126 390
473 667 252 780 _ 792 402
573 1010 385 1160 1180 400
405 410
673 1360 511 1580 1565 1590
380 410 430
773 1730 641 1960 1975 2020
415 435
873 2100 775 2375 2410
425 470
973 2480 913 2800 2880
440
1073 2880 1050 3195 3240
445 460
1173 3280 1200 3640 3700
450 480.
1273 3680 1340 4090 4180
460
1373 4100 1475 4550
470
1473 4520 1640 5020
480
1573 4970 1760 5500
S6L9~
Таблица П3.4. Поверочный расчет котла ПКК-100/24-200-5
Расчетная величина Обозначение или расчетная формула Расчет
Температура воздуха на входе в Расчет теплового баланса котла Тв (по заданию) 353
воздухоподогреватель, К Энтальпия воздуха на входе в Яв (табл. П 3.3) 101
воздухоподогреватель, кДж/м3 Температура холодного воздуха, Тх в (по заданию) 303
К Энтальпия холодного воздуха, ях.в <табл* П3-3> 37,7
кДж/м3 Теплота, внесенная воздухом, бв = ~ ^х.в^ 1,3(101-37,7) =82
кДж/м3 Располагаемая теплота, кДж/м3 @р ~ Ц<(см) + + ^тл 4410+82+352 «0,97 =4835
Температура уходящих продук- (ПРИНЯТО с последующим уточнением) 453
тов сгорания, К Энтальпия уходящих продуктов Япл (та6л- П3,3) 708
сгорания, кДж/м3 Потери теплоты с уходящими продуктами сгорания, % ~ «УХв <12 = 100 *р 708 - 1,48-37,7 4835 100 = W
Потери теплоты от химического q3 (принято) 1,0
недожога, % Потери теплоты через ограждение 0,7
котла, % Коэффициент сохранения теплоты = 1 - <г5/юо 1 -0,7/100 = 0,993
Суммарные потери теплоты, % Vh 2? = Ч2 + <73 * <ZS 13,5 + 1+0,7 = 15,2
£
Продолжение табл. П3.4.
Расчетная величина Обозначение или расчетная формула Расчет
Коэффициент использо* вания теплоты топлива (КИТ), % Характеристики пере- гретого пара: давление, МПа температура, К энтальпия, кДж/кг Температура питатель- ной воды, К Энтальпия питательной воды, кДж/кг Температура насыще- ния, К Энтальпия воды при температуре насыщения, кДж/кг Суммарный расход топ- лива, м3 /с Полное количество теп- лоты, кВт Паропроизводитель- ность котла, кг/с (про- дувка 5 %) Температура подогрева воздуха, К П = 1 Рп.п Лт.п ^ПЛ1 ^П.В ^п.в ^н.в ^н.в <?П ” л = . 00- (по заданию) г Л),Г + ^Пр.Г вРеР-см7осГ Qn_________ 100 - 15,2 = 84,8 2,4 «53 3200 418 613 498 968 14,36 + 0,45 = 14,8 14,8 -4835 0,848=60,7 • 103 60,7 • 103 s 23 3
^пл ^П.В * 0’05 (^Н.В ^п.в) tf Тв (принимается предварительно) 3200 - 613 + 0,05 (968 - 613) 573
Энтальпия подогрева Яв
воздуха, кДж/м3
100 - q*
Полезное тепловыделе- ние в топке, кДж/м3 ^р 100 + Св ’ ^ввн
Теплота, внесенная в <?в = «т<
топку воздухом, кДж/м3
Адиабатная температура Та (табл. ПЗ.З)
горения, К
Расчет первого испарительного пучка
(до пароперегревателя)
Расчетная площадь по- ?х
верхности нагрева, м2
Температура продуктов т9 = т п.с а
сгорания на входе, К
Энтальпия продуктов н'п с (табл. ПЗ.З)
сгорания на входе,
кДж/м3
Температура продуктов Тп с (принимается предваритслшо)
сгорания на входе, К
Энтальпия продуктов Япс
сгорания на выходе,
кДж/м3
Тепловосприятие по ба- =<<с -Яп.с+ ДаЯх.в)*
лансу, кДж/м3
Средняя температура т - ^пс * Гпх 7п.с о
продуктов сгорания, К 2
Коэффициент загрязне- € (принят)
ния
Температура загрязнен- ^р£?б ч г. = тн + е -Е-” 103
ной стенки, К
385
100-1
4835------ + 503-82=5208
100
1,3*385 =503
1514
330
1514
5214
1143
3503
(5214 - 3503)-0,99= 1694
1514+1143
0,0026
498 + 0,0026
- 1329
14,8 • 1694 ♦ 103
330
- = 695
оэ
Продолжение табл* ПЗА*
Расчетная величина
Обозначение или расчетная формула
Расчет
Суммарная поглощатель- Pn$P ” p?ns нал способность трех*
атомных продуктов его-
рання, м - МПа
Оптическая толщина по* kps = pr s 'кг
тока
Интегральный коэффи* а [22}
циент теплового излу-
чения
Коэффициент теплоот- ал = аИаСг
дачи излучением,
Вт/(м2 -К) о -
Мр Тп с
Скорость продуктов его- Wn c » рания, м/с *73/*
Коэффициент теплоотда- «к = С2С^Сф«н
чи конвекцией, Вт/ (м2 - К)
Коэффициент теплоотда* ав = <хл + «к
чи от продуктов сгорания
к стенке, Вт/ (м2 • К) ** 1
Коэффициент теплопере- к =
дачи, Вт/(м2 * К) 1 +
Температурный напор = ^пс ~ ^н
на выходе, К
Температурный напор ДТМ = Тл с - Т
на входе, К 1 л Дтб + ДТ,
Средний температурный ДТП с
напор, К
0,1 -0,3614-0,5 = 0,0181
0,1 -0,181 -16=0,29
0,25
0,99 - 0,25 - 232,6 = 57,6
2,6355 -14,8 - 1328
----------------- = 74
273 -25,51
1,0-1,07-57,8 = 61,85
57,6 + 61,85 = 119,5
119,5
---------------= 9Ь2
1 +0,0026 - 119,5
1514-498 = 1016
1143-498 = 645
1046 + 645
----;----- = 830,5
*^ДТПС
Тепловосприятие по теп» Q =
лообмену, кДж/м3 V0
^б ""
Невязка баланса, % де = _2 юо
еб
Расчет пароперегревателя
Расчетная площадь по ^пп
' верхности ндГрева, м2
Температура продук- Тп (из расчета)
то в сгорания на входе, К
Энтальпия продуктов Яп с (из расчета)
сгорания на входе,
кДж/м3
Температура продук- Гп.с
тов сгорания на выходе,
К
Энтальпия продуктов С
сгорания на выходе,
кДж/м3
Тепловосприятие по ба- <?б = (ЯП.С - Яп.с + Д«"х.в>*
лансу, кДж/м3 (паропе-
регревателем и испари-
тельным пучком в райо-
не пароперегревателя)
Тепловосприятие паро- qQ$ (<7 “ принято)
перегревателя, кДж/м3
Тепловосприятие пучка, (1 -<7)Сб
кДж/м3
Температура пара на Тп (по заданию)
входе, К
91,2 • 330 • 830,5
14,8 • 103
= 1689
1694 - 1689
1694
100 = 0,295
294
1143
3503
949
2700,5
(3503-2700,5+0,05 • 37,7)0,99 =796
0,735 • 796 = 585,06
0,265 • 796 =210,94
498
Й Продолжение табл. П3.4.
Расчетная величина Обозначение или расчетная формула Расчет
Энтальпия пара на вхо- де, кДж/кг Энтальпия пара на выхо- де, кДж/кг Температура пара на вы- ходе, К Средняя температура продуктов сгорания, К Средняя температура пара, К Коэффициент загрязне- ния, м2 - К/Вт Температура загрязнен- ной стенки, К Скорость пара, м/с Коэффициент теплоот- дачи со стороны пара, Вт/(м2 К) Суммарная поглоща- тельная способность трсхатомных продук- тов сгорания, м • МПа ^п < = к т и. с т_ - 2805 796» 14,8 0,735 2805 + = 3176 23,3 643 1143 + 949 ; = 1046 2 498 + 643 - = 570,5 0,0026 1 570,5+(0,0026 + —) х 815 796-14,8-0,735-103 х - = 682,5 294 23,3 • 0,10043 = 16,3 0,144 0,95 -860,6 = 818 0,1-0,3573-0,171 = 0,006 Н
п D т' + т,( _ Чс Jn.c
2 Гп * К
п 2 е (принято) - 1 т3 = гп + (е + —) а2 Dv и’п “ у •"п а2 (по |22|) ₽ns = g6yio3 ^ПП
Оптическая толщина по- kps -pkrr^s
тока
Коэффициент теплоотаа- #л = анл^г
чи излучением, Вт/(м -К)
Скорость продуктов его- и>п с =----------
рання, м/с 273F
Коэффициент теплоотда- ак = Q ^фйн
чи конвекцией, Вт/(м2< К)
Коэффициент теплоотда- ~ ак + «л
чи от продуктов сгора-
ния к стенке, Вт/(м2 • К)
Коэффициент теплопере- к =----------------
дачи, Вт/(м2 • К) 1 + (е+ _1)в1
Дтб ~ Дтм
Температурный напор, К ДТ = -----------------
2,31g (Д 7g /^д
0,1 • 29,5 -0,061 =0,1805
0,165-0,96-139,6= 22,1
2,66 - 14,8 - 0,735 • 1046
273- 14,2
1,0- 1,08-60,5 = 65,3
65,3 + 22,1 = 87,4
87,4
------------------------ = 65,5
1 + (0,0046 + —) 87,4
8187
(1143-498) - (949-643)
2,31g (645/306)
kFnn
Тепловосприятие по теп- (?т = ---------~
лообмену, кДж/м3 ' 10
^б ~ ^т
Невязка баланса, % Д(? ----—-----100
бб
Расчет испарительного пучка в районе пароперегревателя
65,5 -455 -294
--------------— = 805,5
0,735-14,8-103
805,5 - 796
805,5
100 = 1,18
Площадь поверхности FH п (табл. П 3.1)
нагрева, м2
Температура продуктов с (на входе в пароперегреватель)
сгорания на входе, К
Энтальпия продуктов Яп с
сгорания на входе,
*“* кДж/м3
200
1143
3503
Продолжение табл. П3.4.
м--------------------------------
Расчетная величина Обозначение или расчетная формула Расчет
Температура продуктов т" п.с 888
сгорания на выходе, К
Энтальпия продуктов сго- рания на выходе, кДж/м3 н"с (табл.ПЗ.З) 2440
Тепловосприятие по ба- Сб = <"пс + ДаЯх.в - (3503-2440+0,05 • 37,7)- 0,99 = 1055
лансу, кДж/м3
Средняя температура т ^п-с * ^п.с 1143 + 888 = 1015,5
уп.с э
продуктов сгорания, К 2
Коэффициент загрязне- ния, м2 ’ К/Вт Температура загрязнен- € (принято) Мб*1 - <?) , Т = Т + е - . 1 п3 0,0026 -„о л л , Ю55 •14-8'0.265 • 103 498 + 0,0026 =
*3 7Н е „
ной стенки, К ''и.п 200
~ 552
Суммарная поглощатель ная способность трех- атомных продуктов сго- рания, м • МПа Рп^ 25 PV 0,1 • 0,3575 0,486 = 0,0174
Оптическая толщина kps = P^vrns 0,1 • 18,3-0,174 = 0,318
потока
Коэффициент теплоот- дачи излучением, ал s аСгап 0.28 - 0,975 -110^ = 30,3
Вт/(м2 - К) Утвр(1-<?)Тп,с 2,66- 14,8 0,265 • 1015
Скорость продуктов W = — А А
и.е 273F 4,У
сгорания, м/с 273 - 7,9
Коэффициент тепло- отдачи конвекцией, Вт/(м2 -К) ак = Q ан 1,22 0,95 • 12,1 = 14,0
Коэффициент теплоот-
дачи от продуктов сгора-
ния к стенке, Вт/(м2*К)
Коэффициент теплопе-
редачи, Вт/ (м2 • К)
Температурный напор на
входе продуктов сгора-
ния, К
Температурный напор на
выходе продуктов сго-
рания, К
Средний температур-
ный напор, К
Тепловосприятие по теп-
лообмену, кДж/м3
Невязка баланса, %
«1 = ак + «л
к = — 1 дтб = «1
+ т* Jn.c
Дгм = Гп.с гн
Дт = Дгб -
2
Qj = **и.п' Дт
103 (1 -<?)
де = - Ст 100
30,3 + 14 = 44,3
44,3_________
1 +0,0026*44,3
1143 -498 = 645
888 - 498 = 390
645 + 390
--------- = 517,5
39,7 • 200 • 517,5
---------------- = 1047
14,8 103 * 0,265
1055 - 1047
1055
100 - 0,76
Расчет испарительных пучков
Расчетная величина
Обозначение и расчетная формула
За пароперегревателем Перед воздухоподогре-
вателем
Расчетная площадь поверхности F (табл. П 3.1)
нагрева, м2
Температура газов на входе, К Тп с (табл. ПЗ.З)
Энтальпия газов на входе, кДж/м3 с = H^q + Я^ (1 - q)
1270 284
933 650
2700 • 0,735 + 2440 х 1444
х 0,265 = 2632
Продолжение табл. П3.4.
Расчетная величина Обозначение и расчетная формула За пароперегревателем Перед воздухоподогре- вателем
Температура газов на выходе, К Т^ с (предварительно задается) Яп с (табл‘ П3 3) 650 617
Энтальпия газов на выходе, кДж/м3 1444 1333
Тепловосприятие по балансу, <2б = (Яп.с - <с * ДвЯх.в>* (2632 — 1416 + 0,05 х (1444-1333 +0,05 х
кДж/м3 «г ^п.с + Лес хп.с 2 “ " х 37,7)-0,99= 1178 933 + 650 х 37,7) 0,99 = 112 650 + 617
Средняя температура газов, К = 791 2 — = 633 2
Коэффициент загрязнения, м2 • К/кДж 6(принято) 0,0026 0,0026
Температура загрязненной стен* ки, К Гз = Гн + е F6 103 498 + 0,0026 х 14,8-1178-103 х ~ 1270 = 535 498 + 0,0026 х 14,8* 112 Ю3 х = 1270 = 504
Эффективная толщина излуча- ющего слоя, м S 0,134 0,319
Объемная доля HjO ^HjO (табл» П3»2) 0,267 0,267
Объемная доля трехатомных газов Гп = rRO2 + ГН2О 0,352 0,352
Суммарная поглощательная способность, м * МПа РП°Р = Р'п* 0,1 *0,352 0,134 = = 0,00471 0,1 *0,352 * 0,319 = = 0,0112
Коэффициент ослабления трехатомных газов [22] кг 39,5 28,0
Оптическая толщина потока kps = ркг гп s 0,1 • 39,5 • 0,0471 = = 0,186 0,1 *28,0*0,112 = = 0,314
Интегральный коэффициент
теплового излучения Коэффициент теплоотдачи излучением, Вт/ (м2 » К) ал ~ Q ?и
Скорость газов, м/с Гг5 Т w ~ — —Л - п.с 213F
Коэффициент теплоотдачи кон- векцией Вт/ (м2 ♦ К) 'Коэффициент теплоотдачи, Вт/(м2 • К) ак *1 = «к + «л
Коэффициент теплопередачи, Вт/(м2 К) к = 1 + еа.
Температурный напор на вхо- де газов, К Температурный напор на вы- ходе газов, К А7б = Гп.с ~ Гн Дгм = С - Гн
Средний температурный напор, К дг = Дгб ~ ДГ“ 2Jlg(AT6/ArM) Л£ДТ
Тепловосприятие по теплообмену, кДж/м3 е’ Л,. - Ст
Невязка баланса ы де = 2-
о»
0,17 0,17 *0,96 ‘60,5 = = 9,8 2,7073 * 14,8 • 791 273 * 22,2 = 5,2 1 *1,09*45 = 49,1 9,8 + 49,1= 58,9 58,9 =51,1 1+0,0026 • 58,9 933 - 498 =435 650 - 498 = 152 283 =269 2,31g(435/152) 51,1-1270» 269 14,8 • 103 = 1186 1186 — 1178 1ЛЛ 100 = 0,67 0,265 0,265 -0,94 - 39,5 = = 9.85 2,7073 14,8 633 _ 273 • 26,5 = 3,50 1 • 1,1 -35,5 =39,05 9,85 + 39,05 =48,9 48,9 =43 3 1 + 0,0026-48,9 650 - 498 = 152 617-498 = 119 152 + 119 = 135 43,3-135-284 14,8 • 103 = 112,2 112,2-112 1ЛЛ — 100=0,18
112.2
Продолжение табл, П3.4,
Расчет воздухоподогревателя
Расчетная величина Обозначение или расчетная формула Значение
Площадь поверхности нагрева, м2 ^в.п 5270
Температура продуктов сгорания на входе, К ^п с <из Рас4ета) 617
Энтальпия продуктов сгорания на входе, кДж/м3 Яп.с (табл- П3 3) 1339
Температура воздуха на входе, К Тв (по заданию) 353
Энтальпия воздуха на входе, Яв 100,6
кДж/м3 Температура воздуха на выходе, К Т" (предварительно принимаем) 596
Энтальпия воздуха на выходе, я" 414,4
кДж/м3 *• гт ,, »
Тепловосприятие по балансу, 1,325 (414,4- 100,6) ==415
кДж/м3
Средняя температура воздуха, К т _ т»+ т* 596 + 353 = 475 2
Т» " 2
Энтальпия продуктов сгорания на выходе, кДж/м3 <с=<с- ~-+ Д«в.пяпр 415 1339 + 0,05-252,7 =907 0,99
Температура продуктов сгорания на выходе, К Т^с (табл. ПЗ.З) 511
Средняя температура продуктов т = Гпс + Г|1с 617 + 511 = 564
2п.с
сгорания, К 2
Скорость продуктов сгорания, м/с MpVc W Я — 2,7569 • 14,8 - 564 = 94 273-9
П,С 273FBn
Коэффициент теплоотдачи со сто-
роны продуктов сгорания,
Вт/(м2 К)
Скорость воздуха, м/с
Коэффициент теплоотдачи с воз-
душной стороны, Вт/ (м2 ♦ К)
Коэффициент теплопередачи,
Вт/(м2 • К)
Температурный напор, на вхо-
де, К
Температурный напор на выхо-
де, К
Температурный напор при проти-
вотоке, К
Меньший перепад температур, К
Больший перепад температур, К
Параметр
Параметр
Температурный коэффициент
[22]
Температурный напор, К
м Тепловосприятие по теплообме-
на ну, кДж/м3
1,2 • 1 • 32,2 = 38,6
ап.с “ с$С1ан
W = (0В + Да/З)^
в 273ГВ
В ^z Сф
к = | а*1'0*** ап.с + Лв
= т' - т" их в
дтб = т - т пх в
ДТв - ДТ
дт = ----------5-----5!__
ПР°Т 2,3&(ДТв/Дтм)
тм - ТП.С - гп.с
Ч * К ~ К
R = Ч'Тм
/>= -----------
Тп.с ~ Т»
Ф
s ФДГпрот
1,325 • 14,8 - 0,951 -475
273 • 7,2
1 -0,92-1,2-48,3=532
0,8 • 53,2 • 38,6
--------------= 17,9
53,2 + 38,6
617-596 = 21
511- 353 « 158
158 - 21
------------= 68
2,31g (15 8/21)
617-511 = 106
596 - 353 = 243
243/106 = 2,29
106
-------- = о,4
344 - 80
0,883
0,883 - 68 = 60
173-60-5720
----------- =415
14,8 • 103
Продолжение табл. П3.4
Расчетная величина
Обозначение или расчетная формула
Значение
Невязка баланса, % де = и ер « 1 8 415 -415 4,5 1М">
Расчет экономайзера
Площадь поверхности нагрева, м2 1422
Температура продуктов сгорания на входе, К ^пх (из расчета) 511
Энтальпия продуктов сгорания на входе, кДж/м3 <с 907
Температура продуктов сгорания т пх (предварительно принимаем) 440
на выходе, К Энтальпия продуктов сгорания на выходе, кДж/м3 655,3
Тепловосприятие по балансу, кДж/м3 «6 = ’ (ЯП.С - Се + (907 - 655,3 + 0,05 • 37,7)>0,99 = 251
Температура воды на входе, К Т3 (по заданию) 418
Энтальпия воды на входе, Ап (по заданию) 613
кДж/кг Энтальпия воды на выходе, Ав = 251 • 14,8 613+ = 770
кДж/кг Дэ 23,3
Температура воды на выходе, К [22] г; ж* 453
К = гв ♦ гв 418+453 = 435,5 2
Средняя температура воды, К
2
т их т' + т" 4п.с Л пх 511+440
Средняя температура продуктов сгорания, К = 475,5 2
2
239
Скорость продуктов сгорания, м/с Кг*р Л1.с W = -— * -- пс 273F,
Коэффициент теплоотдачи конвек- ®к =
цией, Вт/(м2 • К)
Температура загрязненной стен- Т3 = Тв + 25
ки, К Суммарная поглощательная спо- Рп« = ₽V
собность трехатомных продук- тов сгорания, м • МПа
Эффективная толщина излуча- s (конструктивная характеристика)
ющего слоя, м Коэффициент ослабления лучей трехатомных продуктов сгорания *г
Оптическая толщина потока kps = pkrrns
Коэффициент теплоотдачи излу- чением, Вт/(м2 • К) ал = Сг*аН
Коэффициент теплопередачи, \
1+ е(ак ♦ ал)
Вт/(м2 - К)
Температурный напор на входе, К Дгб = Гп.с ’ гв
Температурный напор на вы- Д7м = Сс - г;
ходе, К а ДТ- - Дтм
Средний температурный на- пор, К дт» = 2 м
2,3^(ДТд/Дгм) kF &Т
Тепловосприятие по теплообме- ну, кДж/м3 ет = — 2»р103
Невязка баланса, % Дб = ~—— loo
бт
2,7924 • 14,8 • 475,5
------------------= 5,13
273 • 14,03
1,26 • 1,07 1 -54,9 =74
435,5 + 25 = 460,5
0,1 • 0,3414 * 0,165 =0,00563
0,165
41,9
0,1 -41,9 0,0563 =0,236
0,92 -0,205 -23,3 = 4,39
74 + 4,39
------------------- = 65
1 + 0,0026(74 + 4,39)
511 -453 =58
440-418 = 22
58 -22
------------ = 395
2,31g(58/22)
65 - 1422 - 39,5 ж 246J
14,8 • 103
Приложение 4. ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ
КОТЛА-УТИЛИЗАТОРА РКК-20/40
Котел-утилизатор РКК-20/40, предназначенный для установки
за конвертерами медно-никелевого передела, показан на рис. П4.1 , а
его конструктивные характеристики приведены в табл. П4.1 и П4.2.
Котел горизонтального типа, однобарабанный, с многократной принуди-
тельной циркуляцией.
Конструкция котла-утилизатора, разработанного Центроэнергоцветме-
том, обусловлена тремя основными требованиями, предъявляемыми
Рис. П4.1. Котел-утилизатор РКК-20/40:
а ~ продольный разрез; б - конструктивные схемы расположения поверхнос-
ционным устройством; 4 - конвективная камера; 5 - радиационные ширмы;
240
сернокислотным производством: охлаждение конвертерных газов до
температуры, требуемой технологией сернокислотного производства
(570—670 К); обеспечение минимального разбавления конвертерных га-
зов (подсоса воздуха) с целью увеличения концентрации сернистого
ангидрида, осаждение крупных фракций охлажденной до твердого сос-
тояния пыли, выносимой из конвертера.
Котел-утилизатор РКК-20/40 производит насыщенный пар давлением
до 4 МПа и температурой 249 °C с расходом 4,3 кг/с собственными по-
верхностями нагрева и 6,4 кг/с — поверхностями предвключенного на-
пыльника.
Конвертерные газы после напыльника испарительного охлаждения с
температурой до 850 °C через входное окно фронтовою экрана прохо-
дят в котел. Котел-утилизатор имеет барабан с сепарационным устрой-
ством, радиационную камеру шириной 4850 и длиной 8400 мм и кон-
вективную камеру, выполненную из газоплотных экранов. Бункер для
сброса пылевыноса, образованный нижней частью экранов, имеет наклон
стен к горизонту 61 ° 56' и оканчивается прямоугольным фланцем разме-
ром 13 200x600 мм, к которому в зависимости oi технологии производ-
<3200
тей нагрева; 1 - ъъьщмж окно; 2 - радиационная камера; 3 - барабан с сепара-
6 ~ конвективные ширмы; 7 - выходное окно
9-6798
241
ства присоединяется шнек или скребковый транспортер для удаления
осевшей пыли.
Для обеспечения лучшего омывания поверхностей нагрева газами в
газоходе установлены две перегородки: одна перед радиационными шир-
мами вверху газового тракта котла, другая перед конвективными шир-
мами внизу газового тракта котла. Верхняя перегородка выполнена из
горизонтально установленных U-образных блоков, нижняя — из двух
трехходовых блоков и вместе с верхней перегородкой включена в са-
мостоятельный циркуляционный контур. Коллекторы конвективных
ширм расположены снаружи газохода и шарнирно соединены с несущими
балками с помощью подвесок. Несущие балки соединены между собой
поперечными балками с образованием ряда независимых несущих рам,
к каждой из которых подвешены ширмы.
Все поверхности нагрева котла выполнены из труб диаметром 38 мм с
толщиной стенки 5 мм и шагом 75 мм. Циркуляция воды осуществляет-
ся двумя насосами (рабочим и резервным) 10НКУ-7-2.
Барабан котла наружным диаметром 1580 и длиной цилиндрической
части 6600 мм выполнен сварным из стали 20К; толщина стенки цилинд-
рической части 40 мм.
Таблица IJ4J. Расчетно-конструктивные характеристики
радиационной камеры котла РКК-20/40
Характеристика Обозначение или рас- четная формула Расчет
Диаметр и толщина стенки труб, мм dx5 38 х 5
Шаг труб, мм Площади поверхностей, м2: 5 75 •
фронтовая стена 37,55
задняя стена Л 47,55
боковые стены Гб 115,4
потолок Fn 30,73
под Люд 21,85
Полная площадь поверхности стен радиационной камеры, м2 FCT=F$+F3 + F6 + + Л1 + Люд 253,08
Площадь неэкранированной поверх- ности стен камеры, м2 г неэкр 12,3
Площадь лучевоспринимающей по- 2 верхности стен камеры, м р = F _р г ст г неэкр 253,08-12,3 = = 240,78
Объем камеры до ширм, мэ ир.к 261,67
Степень экранирования X “ Fn/Fcr 240,78/253,08 = = 0,952
Эффективная толщина излучающего слоя, м « = 3,6 Гр.к/^ст 3,6 • 261,67/ /253,08 =3,72
242
Таблица П4,2* Расчетно-конструктивные характеристики испарительных поверхностей котла РКК-20/40
Характеристика Обозначение - или расчетная формула Расчет
Испарительные ширмы радиационной камеры Первая испарительная поверхность конвек- тивной камеры Вторая испарительная поверхность конвек- тивной камеры
Диаметр и толщина стенки труб, мм 38x5 38x5 38x5
Количество ширм, шт. п 8 — —
Число рядов труб Z — 30; 22 30; 22
Средний шаг между ширмами (попе- $1 600 150 150
речный шаг), мм х Продольный шаг, мм S2 75 75 75
Относительный поперечный шаг Oi - S1/<* 600/38 = 15,8 150/38 = 3,95 3,95
Относительный продольный'шаг 02 ^82/d 75/38 = 1,97 75/38=1,97 1,97
Площадь поверхности нагрева ширм, м2> 2-2-0,788-5,4-8 = = 136,2 500 500
Дополнительная площадь поверхности ^доп 2,063-5,4-2+ 2,063 х 59 81
в области ширм, м2 х 4,85 = 32,3
Общая поверхность нагре- ^общ = 136,2 + 32,3 = 168,5 500 + 59=559 500 + 81 =581
ва, м2 -/гш+ ^ДОП
Живое сечение для прохода газов, м2 Fv 24,55 23 17,5
Площадь лучевоспринимающей по- F гл.ш 34,5 —
верхности, м2 1,8 ,4
Эффективная толщина излучающего слоя, м, [22] р о Хо чТ 1
1/А+ 1/В + 1/С
1,8 , 4
= 0,4-0,9-0,038 ( х
1/0,6+1/5,4+1/1,725 3,14
= 0,74 0,15-0,075 X - 1) =
0.0382
=0,12
Применена ударная очистка поверхностей нагрева. Тепловая изоляция
наружных стен котла крепится при помощи штырей. Котел изолирован
минераловатными матами, на которые нанесены слой уплотнительной
обмазки и полимерное покрытие, армированное стеклотканью.
Исходные данные для расчета котла приведены в табл. П4.3,Я, Г-да*
аграмма для продуктов сгорания — на рис. П4.2. Тепловой расчет котла
сведен в табл. П4.4.
Рис. П4.2. Я, Т-дааграмма продуктов сгорания
Таблица П4.3. Исходные данные для расчета котла РКК-20/40 для
конвертеров вместимостью 80 и 55 т
Величина < Обозначение Значение
Вместимость конвертера, т 80 55
Расход воздуха на дутье в конвертер, м3 /с V» 11,11 6,94
Количество конвертерных газов с учетом 15,6 9,72
присоса воздуха (Д= 1,4), м3/с
Температура газов на входе в котел, К к 1123 1123
Средний состав газов, % so2 + SO3 10,7
О2 7,5
Н2О 1Л
N2 80,4
Концентрация пыли в газах, кг/м3 д 0,0357
Параметры пара и воды:
давление в барабане, МПа р 3,924
температура насыщенного пара, К Гн 528
Температура питательной воды, К ?п.в 378
244
Таблица П4.4. Тепловой расчет котла РКК-20/40
Расчетная величина Обозначе- ние Обозначение или расчетная формула Г = 15,6 м3/с Г И, = 9,72 м3/с
Тепловой баланс котла и определение паропроизводителъности
Температура конвертерных газов, К Л- По заданию 1123 1123
Энтальпия газов на входе, кДж/м3 «'г По рис. П4.2 1282 1282
Температура уходящих га- зов, К У» ух г Принимают с последующим 696 уточнением 655
Энтальпия уходящих газов, кДж/м3 ЯУХ По рис. П4.2 608 546,4
Потери теплоты с уходящими газами, % Н** 100/Яг‘ 608 * 100/1282 =47,4 546,4 ♦ 100/1282 =42,6
Потери теплоты в окружающую среду, % <lS Принято по (22) 2 3,2
Сумма потерь, % «2 + <15 47,4 + 2=49,4 42,6 + 3,2=45,8
Коэффициент использования V 100 - Zq 100-49,4=50,6 100 - 45,8 = 54,2
теплоты (КИТ), % Коэффициент, учитывающий Ф 1 ?s 2 1 - - = 0,96 3,2 1 - ~; = °>95
потери в окружающую среду Ч + Чз 50,6 + 2 54,2 + 3,2
Температура питательной воды, к ^П.В Задана 378 378
Энтальпия питательной воды, кДж/кг ^П.В По [22] 443,3 443,3
Энтальпия насыщения пара, кДж/кг ^н.п То же 2802 2802
Продувка, % р Принято 7 7
Энтальпия котловой воды, кДж/кг ^к.в По [22] 1083 1083
О\
Продолжение табл, П4.4.
Расчетная величина Обозначе- ние Обозначение или радостная формула Гг = 15,6 м3/с Иг = ».
* К-яг1? 15,6» 1282 *0,506 9,72 • 1282
Паропроизводительность кот- D
^н.п “ ^п.в *^^н.в ” ^п.в) 2802-443,3+0,07 (1083-
ла, кг/с - 2802-443,3+
-443,3) -443,3)
Расчет радиационной камеры
Температура газов на выходе тг Принимается с последу? 933 873
из камеры, К ющим уточнением
Энтальпия газов на выходе из По рис. П4.2 975,4 880,3
камеры, кДж/м3
Объемная доля водяных па- ров гн2о По [22] 0,014 0,014
Объемная доля трехатомных гп rRO2 + ЛН2О 0,107 + 0,014=0,121 0,121
газов
Коэффициент загрязнения е Принято (см. гл. 5) 0,0086
экранов Поглощательная способность Pns Р'п* 0,121 ’3,72=0,45 0,45
трехатомных газов, м • кПа Коэффициент ослабления лучей кт По [22] 0,76 0,78
трехатомными газами, 1/(м ♦ кПа) Коэффициент ослабления лучей пылевыми частицами, *п По [22] 9
1/(м • кПа) Концентрация пыли на выходе ^вых О,6д 0,6 ’0,0357=0,0214 0,0214
из камеры, кг/м'
,72 мЭ/с
•0,542
0,07 (1083-
= 2,81
Концентрация пыли в камере, М ^вх * ^вых
2
кг/мэ
Плотность газа, кг/м3 Ру PSO2 S°2 + РО2°2 +рн2оН2° + pn2
Концентрация пыли в газах, Дг
кг/кг г
Оптическая толщина потока kps <Лггп +
Интегральный коэффициент Ч По (22]
теплового излучения факела Ч7
Физическая поглощательная эк По (22)
способность экранов Ф
Поглощательная способность По (22]
экранов Приведенный интегральный 1
ак
коэффициент теплового излу- чения камеры [22] — *Х(—-о < вФ
Теплота, переданная излуче- нием, кДж/м3 <?л ^р.к Ч>(Н'Г - Н?)
^г^р.к
Температура загрязненной Тз гн + € /
стенки, К *л
Безразмерная температура ©з Тз!Тг
Средняя суммарная теплоем- кость газов в камере, кДж/(м3-К) - н; V'C тг ~тг
0,0357 +0,0214
-------------- = 0,029 0,029
2,858-0,107 + 1,428 х х 0,075+0,804-0,014 + + 1,251 -0,804 = 1,43 0,029/1,43=0,0202 (0,76-0,121 +0,0202 -9) х х 3,72 = 1,0 0,63 0,75 0,7 1 1 1 — + 0,952 ( 1) 0,7 0,63 = 0,538 0,96 (1282-975,4) =294,3 15,6-294,3 х 522+0,0086 * 245,78 х Ю3 =682 682/1123 =0,607 1282 -975,4 = 1,63 1123 -933 1,43 0,0202 1,04 0,645 0,75 0,77 0,548 0,95(1282-880,3) =381,7 9,72-381,7 х 522*0,0086 - 245,78 х 103 -> = 652 652/1123=0,581 1282 - 880,3 = к,61 1123 - 873
ю
00
Продолжение табл. П4.4.
Расчетная величина Обозначе- ние Обозначение или расчетная формула V - 15,6 м3/с Г ' Иг = 9,72 м3/с
4>vr 0,96 15,6 1,63-10” 0,95-9,72-1,61-10”
Число Больцмана Во — —
♦ SfilFnT'3 5,67 -240,78-11233 5,67-240,78-11233
л г = 1,26 = 0,753
Сечение для прохода газов, м2 Fr - 4,85-6=29,1 29,1
Средняя температура газов, К Тг 0,5(7-,'. + г”) 0,5 (1123+933) =1028 0,5 (1123+873) =998
FrTr 15,6-1028 9,72 -998
Скорость газов в камере, м/с wr =2,02 ——— = 1,22
273Fr 273-29,1 273 • 29,1
В виду небольшой скорости газов в камере конвективная составляющая теплоты не учитывается
L1' "" Л ft '
Безмерная температура на вы- 0 0,686 ходе из камеры 1Во\2 . Г, 71 г // 0,753? — + 0,686 IV 0,26/0,538)* + 0,686 [V —— + Ик / L9/48.!
/Во „4\ Во, 1 1,26 4 /0,753 4 + 2,92— +0,| 1 +2,92 +0.6074 - +2,92 +0.58Г 1вк 1 «к [0,538 \0348 ' 1 1,26 I 0,753 , — I — 0,84 — 1 = 0,77 0,538 J 0,548 J Температура газов в конце ка- т” &Тр 0,84 • 1123 = 944 0,77 * 1123 = 864,7 меры, К
Разница между принятой температурой газов в конце камеры и полученной в результате расчета не превышает
50 К, расчет не уточняется
Энтальпия газов на выходе из Яр По рис. П4.2 995,5 871,2
камеры, кДж/м3
Количество теплоты, восприняв Qn 0,96(1282-995,5) =275 0,95 (1282-871,2) =390,2
той в камере, кДж/м3
Ггел 15,6-275-103 3 9,72 • 390,2 • 103
Средняя плотность теплового a — ----57/Г^Г~ =17,8‘10 —---------------
потока на экраны, кВт/м2 240,78 240,78
= 15,7 -103
Расчет испарительных ширм радиационной камеры
Температура газов на входе, К г; Из расчета радиационной 944 864
Энтальпия газов на входе, камеры То же 995,5 871,2
кДж/м3 лвх р ~ л.ш 34,5 34,5
Лучистая теплота, воспринятая <?л ел " 275 = 39,4 390 —= 553
плоскостью входного сечения Fn 240,78 240,78
ширм, кДж/м3 Поправочный коэффициент $ По [22] ОЛ 0,5
для учета излучения на пучок за ширмами Температура газов на выходе тш ' Принято предварительно 888 811
из ширм, К Энтальпия газов там же, кДж/м3 По рис, П4.2 904,2 783,95
Тепловосприятие ширм по ба- <>б - я") 0,96(995,5-904,2) =87,65 0,95(867,4-783,95) =79,27
лансу, кДж/м3 Средняя температура газов, К Гт 0,5 (7^ * т”) 0;5(944 + 888) =916 0,5(864 + 811) =838,5
Произведение, м • кПа /м V 0,121 074=0,09 0,09
Коэффициент ослабления лучей: трехатомными газами, По [22] 1,75 1,82
1/(м-МПа) частицами пыли ^п То же 9,4 9,8
Оптическая толщина потока kps (&ггп + ^пМп^5 • (1,75 • 0,121 * 9,4-0,0197) х (1,82-0,121+9,8-0,0197) х
Интегральный коэффициент теп- а По [22] х0,74 =0,294 0,255 х0,74 =0,304 0,26
левого излучения
250
Продолжение табл. П4.4.
Расчетная величина
Обозначь Обозначение или расчетная
ине формула
Г. = IS,6M3/C
Vr ~ 9,72 м3/с
Угловой коэффициент с входио-
го на выходное сечение ширм
лвых блХ(1 -'О'Ац
Теплота излучения из камеры <?Л +
и ширм на поверхности нагре- в 1 1 RKTY *»4
ва конвективной камеры, 5,67-10“ eF„ ТЛ
кДж/м3 + — — Fr
Теплота, полученная излуче- ЛВХ _ фВЫХ *^л ^л
нием ширм, кДж/м3 Скорость газов, м/с v т угл г
шг 273Гг
Коэффициент загрязнения € (СМ. Принято
гл. 5) (Qn +
Температура наружной загряз- Г3 Т.. + Р - -f
ненной стенки, К ^общ
39,4(1 - 0,255) >0,17
----,---------------+
1
5,67 • Ю1 ’
+ ----------- х
1
0,255-26,619-9164-0,5
х ---------------------
15,6
- 13,53
39,4 - 13,53 -25,87
15,6-916
-----------= 2,13
273 • 24,55
0,17
55,9(1 -0,26) -0,17
--------------------+
1
5,67 ♦ 1011-0,25
+ ------------------ х
1
26,19-8 384-0Л
0,0129
55,9- 16,75=39,15
9,72 - 838
----------х 1 22
273-24,55
0,0129
Коэффициент теплоотдачи из- ал По [22}
лучением, Вт/ (м2 * К)
522 + 0,0129 х
(25,87+87,65) 4 5,6-103
х-----------------------
168,5
= 657
102 0,255 =26
522 + 0,0129 х
(39,15+82,89)-9,72403
х ---------------------
168,5
= 612
79,1 0,26=20,6
Физические характеристики
газа:
кинематическая вязкость» м2 /с V
теплопроводность, Вт/ (м * К) \
Число Прандтля при Тг Рг Mpt ftp
Число Прандтля при Т3 Рг Мрг^г
Число Рейнольдса Re
Характерный размер, м 1 По чертежу / Рг— 0 5 0.33/ Т 0,66Re’Rr ’ —t- Т \ 23
Число Нуссельта Nu
NuX
Коэффициент теплоотдачи «к
конвекцией, Вт/ (м2 ♦ К) /
Угловой коэффициент X По (221
Коэффициент использования Принято
„ nd
Коэффициент теплоотдачи по «1 $<«к + «л>
газовой стороне, Bt/zm2 • К) 2$2Х
Коэффициент теплопередачи, Вт/(м -К) к «1
TY Л
Температурный напор, К АТ Г - Гн
97,1-106-0,93 = 90,3 • 106 83,7-IO6-0,93= 77,8-106
7,8 Ю"2 0,89 = 6,94 Ю"2 7,1 • 10-2-0,89 =6,3 -10~2
0,606 0,96=0,58 0,61 -0,95=0,58
0,641 ’0,96=0,615 0,65 - 0,95 = 0,617
2,13 1,725/(90,3-Ю-6) = 1,22-1,725/(77,8-10-6) =
=4,05 - 104 = 2,7 • 104
1,725 1,725
0,25
0,66 (4,05-Ю4) 0,5 х 0,66(2,7 • Ю4)0’® х
0 33/0,58 \0’25 х0,58,33|~^— 10,615 1 „озз/0-58 \0,25 х0,58о,33| I = 1 0,618 /
= 114 ' ' = 90,4
114-6,94-10~ 2 = 4,58 1,725 90,4-6,3’10" 2 = зз 1,725
0,6 0,6
0,95 0,95
3,14 • 0,038 0,95(4,58 + 2,0-0,0750,6 3,14 0,038 0,8 (3,3 + 2-0,075-0,6
+ 26) = 30,47 + 20,6) =20,0
30,47 20,0
1+ (1+25,87/87,65) 0,0129 х 1+(1+39,15/82,89)-0.0129Х
= 7 =14 5 х 20
х 30,47
916-528=388 837,5-528=310
252
Продолжение табл. П44,
Обозначе- Расчетная величина ние Обозначение или расчетная формула И = 15,6 мэ/с Иг = 9,72 м3/с
Тепловосприятие ширм по урав~ Qy нению теплопередачи, кДж/м3 Невязка баланса, % Д<2 Для повышения точности теплового расче- fcArFo6m 20,2-388-168,5 14,5-310-168,5 =84,7 — =79,4 15,6 • 103 9,72 • 103 87,65 - 84,7 79,4 - 79,27 100 = 3,3 100=0,17 87,65 79,4 >в на выходе из ширм Т следует уточнить (в примере )
уг g6~ 6т га принятую температуру газе не рассматривается'
Расчет первой испарительной поверхности конвективной камеры
Температура газов на входе, К г; Из расчета испарительных 888 811
Энтальпия газов на входе, я; ширм радиационной каме* ры То же 904,2 783,95
кДм/м3 Температура газов на выходе, К К Принята предварительно 768 715
Энтальпия газов на выходе, По рис. П4.2 719,8 636,9
кДж/м3 Средняя температура, газов, К 0,5 (т; + Т?) 0,5(888 + 768) =828 0,5(81И-715) =763
Произведение Рн* 0,121 «0,12=0,0145 0,0145
Коэффициент ослабления лучей 1/(м-МПа): трехатомными газами По [22] 4,7 4,8
частицами пыли По [22] 10,0 10,5
Концентрация пыли, кг/кг Дп 0,ЬЦ1рт 0,6-0,0357/1,43=0,0149 0,0149
Оптическая толщина потока kps ^ГЛП * ^nPn)S (0,1214,7+10-0,0149) х (0,1214,8+0,0149-10,5) х
х0,12 = 0,0864 х 0,12 =0,0895
Интегральный коэффициент а l-e-kps 1 _е-°.°’64=008 1 - 0,0895 *0,085
теплового излучения газов Теплота излучения из топки ^вх.л Из расчета испарительных 13,53 16,75
и ширм» кДж/м3 Коэффициент загрязнения» € ширм Принято (см. гл. 5) 0,0129 0,0129
м2 • К/Вт Тепловосприятие по балансу» о' ^><я; -<•) 0,96(904,2-719,8) =178 0,95 (783,95-636,9) = 139,7
кДж/м3 Температура наружной загряз- тз т + “ 0,0129(13^3+178) 522 + х 0,0129(16,75+139,7) 522+ х
ценной стенки, К ^обш 559 559
Коэффициент теплоотдачи излу- “л По [22] 15,6 • 103 х ~ 590 79,1 -0,08=6,32 9,72 • 103 X * 557 62,8 • 0,085 = 5,34
чением» Вт/ (м2 • К) Скорость газов, м/с wr ГгТг/(273Гр 15,6*828/(273-23) = 2,06 9,72-763/(273-23) =1,18
Физические характеристики газа: кинематическая вязкость» V 8240~6-0,93 =7б,340"6 71,4-10‘6-0,93 =66,4-Ю"6
м2/с теплопроводность» Вт/ (м-К) X дххг 6,054 О”2-0,89 = 5,3840"2 5Л7-10’2 -0,89 =4,96-10"2
Число Рейнольдса Re wrd/v 2,05-0,038/ (76, 340"6) = 1,18-0,038/ (66,4-10"*) =
Отношение Коэффициент [22] $ cs S^-d s* - брб О.Юв^0’1 = 1021 150 - 38 =0,777 150-6 0,108-0,7770’1 =0,105 =675 0,777 0,105
Коэффициент теплоотдачи кон- «к CSCZ "Г Re°’7 5,38-Ю-2 0,1054 х 4,96-Ю-2 ft 7 0,105-1 -6750’-
векцией» Вт/ (м2 * К) s z d 0,038 х 1O210,7 =22,0 0,038
= 15,24
Й Продолжение табл. П4.4.
Обоэначе- Расчетная величина ние Обозначение или ракетная К = 15,Ьм3/с Кг = 9,72 м3/с формула 1
98,4/500 =0.2 0,2
Отношение площади поверхно- сти ребер к полной площади Грб^общ
поверхности
Отношение площади поверхно- ^гл/^обш ^общ " ^рб
сти без ребер к полной площа- ди поверхности гобщ
Теплопроводность ребер, Вт/(м2 К) \>б
Л „ /
Параметры
рб¥ дрбхрв°*е*рб-
~«К>
S2/d
Коэффициент неравномерно- ^рб По [22]
сти теплоотдачи по поверхно- сти ребер
Коэффициент эффективности ребер Е То же
Приведенный коэффициент теп- ак.пр *рбйк
1+е*рбйк
лоотдачи конвекцией, Вт/ (м2 - К)
Коэффициент использования $ Принято
Коэффициент теплоотдачи по газовой стороне, Вт/ (м2 - К) «1 5^к.пр * ал)
/2-0*9,22
0,0185 V----------------
0,006-44,2 (1 +
->--------------=0,201
+0,0129-0,9-22)
0,9 • 22
----------------=15,77
1+0,0129-0,9-22
0,95
0,95(15,77+6,32) =21,0
1-0,2 =0,8 0,8
44,2 44,2
/2-0,9-15,24
0,0185 V-----------------i
0,006 44,2(1 +
->----------------= о 17
+0,0129-0,9-15)
0,075/0,038 = 1,97 1,97
0,9
0,98
0,9 * 15,24
-------------------=ц 7
1+0,0129-0,9-15,24
0,7
0,7(11,7+5,34) =11,9
Коэффициент теплопередачи, Вт/(к? К) к 21,0 = 16 5 11,9 1 = 10 32
1 + ecrj 1+0,0129-21,0 1+0,0129-11,9
Температурный напор, К дг Тг - Т„ 828- 528=300 763- 528=235 10,32-235-559
Тепловосприятие по уравнению теплопередачи, кДж/м3 Ст ^обшДГ/Гг Qx-~ Qk 16,5-300-559/15,6-Ю3 « = 180,9 180.9 178 — = 142,0 9,72 • 103 142- 139,7
Невязка баланса ” ЮО 100 = 1,6 <?т 180,9 " Расчет второй испарительной поверхности конвективной камеры 100 = 1,6 142
Температура газов на входе, К К Из расчета первой испари- тельной поверхности 768 715
Энтальпия газов на входе, кДж/м3 «г То же 719,8 636,9
Температура газов на выходе, К тг Принята предварительно 696 655
Энтальпия газов на выходе, кДж/м3 н; По рис» П4»2 608 546,4
Средняя температура газов, К К 0,5 (Т; + г") 0,5(768 + 696) =732 0,5(715 + 655) =685
Произведение, м МПа Коэффициент ослабления лу- чей 1/(м-МПа): Pns М IO2- 0,121 0,12 =1,45 1,45
трехатомными газами По [22] 4,8 5,2
частицами пыли *11 То же 11,0 11,5
Концентрация пыли, к г/кг Мп Из расчета первой испари- тельной поверхности 0,0149 0,0149
Оптическая толщина потока kps (*ггп+ *пДп) • 102 (4,8 • 0,12 + 11,0 • 0,0149) х х 102 =73,99 (5,2 0,121 + 11,5 *0,0149) х х 102 =80,055
Интегральный коэффициент излучения газов а 1- е~*Р* 0,085 0,09
К Продолжение табл. П4.4. 0S
Расчетная величина Обозначе- ние Обозначение или расчетная формула Г. ~ 15,6m3/c Vr ~ 9,72 M3/c
Коэффициент загрязнения € Принято 0,0155 0,0155
Тепловосприятие поверхности Сб -Ну) 0,96(719,8-608) = 0,95 (636,9 “ 546,4) =
по балансу, кДж/м3 <>4 = 107,33 = 85,97
107,33*15,6 x 85,97*9,72 x
Температура наружной загряз- Л Г« + е F 522+0,0155 581 522+0,0155 581
нснной стенки, К ^общ
X кг x 10J
= 566 =544
Коэффициент теплоотдачи из- «л По [22} 55,8-0,085 =4,75 48,0 • 0,09 =4,4
лучением, Вт/ (м2 • К) У г Тг 15,6-732 9,72 • 685
Средняя скорость газов, м/с = 2,4 273-17,5 =1,39 273 • 17,5
wr 273Fr
Физические характеристики
газа:
кинематически вязкость, м2/с Р Mpt'r 66,8-IO"6-0,93 = 62,1-Ю”6 59,7-Ю”6-0,93 =55,5-10”6
теплопроводно сть, X M\Xr 6,210”2-0,89 = 5,52-10”2 5,8-Ю"2-0,89 =5,16-10"2
Вг/(М'К) wpf/P 1,39 • 0,038
Число Рейнольдса Rc 2,4-0,038/(62,1-Ю”6) = - QCQ
' /J/
= 1456 55,5 • Ю”6
X 0 7 CSCZ ~ Re0’7 5,52-10”2 «7 0,105-1 1456°’- 0,038 5,16-10”2 a-
Коэффициент теплоотдачи конвекцией, Вт/(м2 К) ак 0Д054— 959°* 0,038
= 25,0 = 17,5
Отношение площади поверхно- сти ребра к полной площади поверхности 0,2
Отношение площади поверхно- сти без ребер к полной площа- ^ГЛ^обЩ 1 -0,2 =0,8 0,8
ди поверхности Теплопроводность ребер, Вт/(м-К) хрб По [22] 44,2 44,2
„ ./ W / 2-0,9-25
Параметры: П П1х/ 1,97
рб SP6XP6<1 * V>U 1 ои л/ 0,006-44,8(1 +
+ е^рбак) +0,0155*0,9*25)
D/d 1,97 1,97
Коэффициент неравномер- ности теплоотдачи по поверх- *рб 0,9 0,9
ности ребер Коэффициент эффективности ребер Е 0,97 0,97
Коэффициент Ц 1,0 1,0
Приведенный коэффициент ак.пр 1-^Еи+ | х 16,63 12,56
теплоотдачи конвекцией, \ ^общ ^общ /
Вт/(м2 • К) X Х 1+€*рбвк
Коэффициент использования 0,8 0,6
Коэффициент теплоотдачи по газовой стороне, Вт/ (м2 • К) «1 £(ак.пр + ал^ 0,8(16,63+4,75) =17,1 0,6(12,56+4,4) = 10,2
17,1 10,2
Коэффициент теплопередачи, Вт/(м1 • К) к =8,81 1 + 0,0155-10,2
1 +eai а 5 1 + 0,0155-17,1
Окончание табл. П4.4.
Расчетная величина Обозначе- ние Обозначение или расчетная формула И. = 15,6 м3/с VT » 9,п м3/с
Температурный напор, К дт „41 1 яр i 732 -526=204 685-528 = 157
Тепловосприятие по уравнению теплопередачи» кДж/м3 ет kFAT 13,5-204-581 — =102,6 15,61 О3 8,81-157-581 ~ — «82,7 9,72-Ю3
Невязка баланса, % де — юо 107,33 - 102,6 100=4,4 107,33 85,97-82,7 ~ 100=3,8 85,97
Расчет второй испарительной поверхности целесообразно уточнить.
Приложение 5, ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЛА
ЭНЕРГОТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО АГРЕГАТА КС-450 ВТКУ
ДЛЯ ОБЖИГА КОЛЧЕДАНА 6 КИПЯЩЕМ СЛОЕ
Энерготехнологический агрегат КС-450 ВТКУ (котельная
часть) показан на рис. П5.1. Аналогичный ему агрегат (КС-200 ВТКУ)
рассмотрен в гл. 4. Энерготехнологический агрегат КС-450 ВТКУ обеспе-
чивает обжиг серного колчедана в печи с кипящим слоем производитель-
ностью 450 т/сут. Котел для использования теплоты отходящих газов
однобарабанный, вертикальный, водотрубный, с естественной циркуля-
цией. Испарительная часть котла состоит из двух цельносварных блоков.
Они расположены в двух параллельных радиационно-конвективных шах-
тах с набором испарительных ширм. Радиационно-конвективные шахты
и ширмы выполнены из труб диаметром 38 и толщиной стенки 5 мм
(сталь 20К и 20). Испарительные элементы, выполненные из труб диа-
метром 57 и толщиной стенки 6 мм (сталь 20), расположены в кипя-
щем слое. Пароперегреватель из стали 12Х1МФ (диаметр трубок 38,
толщина стенки 6 мм) также расположен в кипящем слое (на рисунке
печная часть ЭТА не показана).
Исходные данные для расчета котла приведены в табл. П5 Л .Расчетно-
конструктивные характеристики установки приведены в табл. П5.2.
Тепловой расчет котла сведен в табл. П5.3.
Таблица П5.1. Исходные данные для расчета
Величина Обозначение Значение
Расход продуктов сгорания, м3/с *п.с 12,21
Температура продуктов сгорания на выходе из печи, К ^п.с 1123
Температура кипящего слоя, К ^сл 1023
Количество теплоты, отбираемой от кипя- щего слоя печи, кВт ^сл 10,048Ю3
Состав продуктов сгорания, % SO2 13,5
О2 2,9
n2 80,0
Н2О 3,6
Концентрация пыли в продуктах сгорания, г/м3 д 300
Давление перегретого пара, МПа р 3,924
Температура перегретого пара, К Леи 713
Температура питательной воды, К Лев 373
Коэффициент загрязнения, м2 • К/Вт € (см. гл. 5) 0,0258
259
Рис. П5.1 Котел-утили затор КС-45 О В ТКУ:
а - продольный разрез; б - поперечный разрез; 1 - к испарительным блокам
первой ступени пароперегревателя (в кипящем слое); 5 - ко второй ступени паро-
печи; 2 - от испарительных блоков печи; 3 - устройство ударной очистки; 4 - к
перегревателя; 6 - от первой ступени пароперегревателя
Таблица П5.2. Расчетно-конструктивная характеристика котла
w энерготехнологического агрегата КС-450 ВТКУ
Характеристика Обозначение или формула Расчет
Диаметр и толщина экранных труб блока, мм d х5 38x5
Диаметр и толщина труб ширм, мм 38x5
Количество труб в ширме, шт.:
средней йср 19
угловой Дуг 17
Количество ширм, шт.:
средних ^ср 40
угловых N iVvr 8
Средняя длина трубы в ширме, м:
средней zcp 6,89
угловой *уг 7,06
Шаг между трубами в ширмах, мм 56
Ширина плавника в ширмах, мм гШ Апл 18
Диаметр и толщина камер, мм:
ширм 89x6
блока <2x6 219 х 16
Длина обогреваемой части двух камер, м:
средней ширмы 1 к 3,33
угловой ширмы /уг к 2,96
2 Площадь поверхности нагрева труб ширмы, м : средней ^ср s ^ср^ср 3,14*0,038*6,8949
угловой Fyr ~ ^уГлуг 3,14-0,038’7,0647
Длина плавников в ширмах, м ^пл 4,55
н II
Площадь поверхности нагрева плавников
ширмы, м2:
средней
угловой
Площадь поверхности нагрева двух камер
ширмы (с учетом отверстий), м2:
средней
угловой
Общая площадь поверхности нагрева ширм
в котле, м2
Шаг между ширмами, мм
Параметр экрана блока (по осям труб
экрана), м
Количество экранных труб в котле, шт.
Длина экранных труб, омываемых продукта-
ми сгорания, м
Размеры газохода по осям экранных труб, м
Ширина плавников экранных труб, мм
Сечение газоходов по осям экранных труб, м
Сечение газоходов, занятое трубами экранов
и ширм, м2
§ Сечение для прохода продуктов сгорания, м2
= ("ср - • 2
Fyr “ (”уг-2>/плЛпл2
- 0>™<в<2«ср - 2)
Flr = Я<,к»кГ - °’785<в<2иУГ - 2)
^.общ уХр /7 Ср. N .
ш 1Гср пл к J'vcpT ^уг
+ Fyr + ?к )yvyr
Si
L
лэкр
^экр
а х b
йэкр
пл
Fr =2[eZ> - (4r2 - irr2) ]
(19-2) 4,55-0,018-2 =2,78
(17-2) 4^50,018-2 = 2,46
ктр= «экр^-5 0’785^ +АПЛР°’55"Л) +
+ 0,785d2(tfcp»cp + tfyr«yr) +
+ l^cp^cp ~ 2^ +^уг(”уг~2) 1Апл^пл
Fn.c ~ Fr ~ Frp
3,14 -0,089 -3,33—0,785 -О,О382 х
х (2 • 19 - 2) =0,9
3,14-0,089-2,96-0,785-0.0382 х
х (2 • 17 - 2) =0,79
(15,62+2,78+0,9)40+(14,32 +
+ 2,46+ 0,79)-8 =912,56
200
9,613
256
8,181
2,45 х 2,7
37
2[2,45-2,7-(4-0,42 -3,14-0,42) ]
= 12,95
256 (0,5-0,785-0.0382+0,037-0,5
х 0,006)+0,785-0,0382 (40-19 +
+ 8-17)+[40 (19-2)т8 (17-2) ]х
х 0,018-0,005 = 1,24
12,95 - 1,24=11,71
Окончание табл. 85.2.
Характеристика Обозначение или формула Расчет
Омьшемый периметр» м экранов ^экр~ Лэкр^^ + ^ПЛР ~~ 256 (0,5-3,14-0,038+0,037 -
-0,006) - 23,19
ширм Цд ~ ~ ^пл> ^срлср *^углуг) * (3,14 0,038-2 0,005) (40 19 +
* l^cpt^cp +^уГ(«уГ-~2))Лплг + 8-17)+(4О-17+8-15)-0,018-2 =
Суммарный омываемый периметр, м ^экр * Цп -126,73 23,19 + 126,73 = 149,92
Эквивалентный диаметр, м </э ~ 4FT/U 4-11,71/149,92=0,312
Толщина излучающего слоя, м (22J 13 1,8
С *s , ..
О 1" ЛкГ“' ^пгг,, 1 1 1 + — + — St-d Н А 1 1 1 0,2 - 0,038 6,932 1,86
Площадь поверхности нагрева экранов, м ^экр = ^экр^ 2 «0,263 8,181*9,613»2 «157,3
Л 2 Расчетная площадь поверхности котла, м F Fo6a* + F Гш Гэкр 912Д+ 157,3 = 1070
Таблица 115.3. Тепловой расчет котла энерготехнологического агрегата КС-450 ВТКУ
Расчетная величина
Обозначение или формула
Расчет
Расчет паропроизводителъности
Восход продуктов сгорания, м3/с
Температура продуктов сгорания на входе
в котел, К
Энтальпия продуктов сгорания, кДж/м3
Температура продуктов сгорания на выходе
из котла, К
Энтальпия продуктов сгорания на выходе,
кДж/м3
Потери теплоты через ограждения, %
Температура питательной воды, К
Энтальпия питательной воды, кДж/кг
Температура перегретого пара, К
Энтальпия перегретого пара, кДж/кг
Коэффициент сохранения теплоты
Давление котловой воды, МПа
Энтальпия котловой воды, кДж/кг
Продувка, %
Теплота, отбираемая от кипящего слоя,
кВт
Паропроизводительность котла, кг/с
*п.с
Тп с (по заданию)
Я?с (рис. П5.2)
^п с (пРинимается с последующим
уточнением)
ггУХ
Япс
qs (по данным Гипрохима)
Тп в (по заданию)
лп.в
Тп п (по заданию)
^п.п
</> = 1 -<75/1ОО
в (по заданию)
^к.в
Р (принято)
Сел (по заданию)
D - ^п.с^пх ~#ii.c\^*^cn
^п.п ~ fyi.B * 0,01 Р(йк в - Л1ЬВ)
12,21
1123
1501
713
735
2
373
422
713
3311
1 - 2/100=0,98
4,316
1110
5
10,048 • 103
12,21 (1501-735) -0,98+10 048
(3311 -422) +0Д5 (1110—422?
= 6,55
Продолжение табл. П5.3.
Расчетная величина
Обо значш и с или формула
Расчет
Расчет испарительной поверхности котла
Тепловосприятие по балансу, кДж/м3 0,98(1501 -735) =751
Температура насыщения, К тн 528
Средняя температура продуктов сгорания, К т' + Тух — ‘ П.С 1 П с 1123 + 713
= 918 2
гп.с 2 -
Средний температурный напор, К г' - Тух Лт = пх П.С 1123 *-713
= ЗС 1
Tz - Т 1123 -528
2 31с П<С Н 2,31g— —
1 п.с н 713 — 528
Средняя скорость продуктов сгорания, м/с V ♦ т п.с хп.с 12,21 • 918
W = - v - 3,5
Wn.C Г-.
,IX Fr273 11,69-273
Кинематическая вязкость, м2 /с 0,96 • 102,8 • IO"6 =98,7 • 10’6
Число Рейнольдса Re = 3,5-0,312/(98,7-Ю-6) =11064
Теплопроводность продуктов сгорания, кДж/ (м ♦ К) X =дхх 0,925-6,74-10"2 =6,234-10"2
Коэффициент теплоотдачи конвекцией, а = 0,02575 —• Re0’8Pr0>4C, 6,234-10"2 пя 0,02575-- 11 0640’8 x
Вт/(м2 К) <*э 1 0,312
x O.580’4 • 1 -0,6=7,94
Число Прандтля Рг = ^РгРг 0,96 • 0,605 = 0,58
Коэффициент загрязнения, (м2 ♦ К) /Вт € (см. гл. 5) 0,0258
Температура загрязненной стенки, К
Объемная доля водяных паров
Объемная доля трсхатомных продуктов
сгорания
Средний диаметр частиц пыли, мкм
Поглощательная способность трехатом-
ных продуктов сгорания, МПа
Коэффициент ослабления лучей трехатом-
ных продуктов сгорания, 1 / (м МПа)
Коэффициент ослабления лучей пыле-
выми частицами, 1/(м ♦ МПа)
Оптическая толщина потока
Интегральный коэффициент теплового излу-
чения
Коэффициент теплоотдачи излучением,
Вт/(м2 К)
Коэффициент теплопередачи, Вт/ (м2 • К)
Тепловосприятие по уравнению теплопере-
дачи, кДж/м3
Невязка баланса, %
^п.с з
Г, = Гн + е ------- 103
з н F
ГН2О
гп = rH2O + rRO2
dn (по данным ЦКТИ)
Pns = P?ns
кг (по (22|)
kps ^г^п ^п^п^Р$
а = 1 - e-fc₽s
-8вз + 1 _3 1 - (Гз/Г)4
ап =5,7-10 8 аГп3
л 2 п-с 1 - (Г3/Г)
751-12,2Ы03
528+0,0258 ------------ =750
1070
0,036
0,135 + 0,036 = 0,171
40
0,1-0,171 - ОД 6= 0,004
26,5
, ал + «к
к =--------------
1 + е(ал + ак)
ЛГДГ
От =---------Г
Уг.с • Ю3
0,063
(26,5-0,171+0,063 -300)-0,1 х
х 0.26 =0,61
1 -е”0,61 =0,46
5 7-10-8—-0,46-9183 х
2
1 -0,8194
X------------= 56,4
1 - 0,819
7,94 + 56,4
-------------------=24,19
1+0,0258(7,94+56,4)
24,19 1070 351
----------------= 744
12,21 • 103
0« ~ От
де = —------юо
751 - 744
751
100 = 0,93
Рис. П5.2. Я, Г-диаграмма продуктов
сгорания, получаемых при обжиге колче-
дана в кипящем слое
Энтальпия продуктов сгорания, получаемых при обжиге колчедана в
кипящем слое, подсчитана по формуле
Нп.с ~ 2 ^’(Тп.с " ~ CSO2 + ИО2 СО2 + +
+ ^Н2ОСН2О + ^Сп)(^п.с ” ^о)-
Теплоемкость пыли, кДж/ (м3 • К), подсчитана по формуле
сп =0,61124 + 533597 10"4 (Тп с - То) - 24,1763Ю-8 (Тп.с " То),
То = 273 К.
Результаты расчета энтальпии продуктов сгорания в зависимости от
температуры обжиговых газов представлены на рис. П5.2.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основные направления экономического и социального развития СССР на
1986-1990 годы и на период до 2000 года. Материалы XXVII съезда Коммунисти-
ческой партии Советского Союза. М.: Политиздат, 1986, с. 267-336.
2. Аэродинамический расчет котельных установок (нормативный метод). М.:
Энергия, 1977.
3. Воинов А.П., Куперман Л.И., Сушон С.П. Паровые котлы на отходящих га-
зах. Киев: Вища школа, 1983.
4. Гидравлический расчет котельных агрегатов (нормативный метод)/Под
ред.В.А. Локшина, Д.Ф. Петерсона, А.Л. Шварца. М.: Энергия, 1978.
5. Ключников АД. Теплотехническая оптимизация топливных печей. М.: Энер-
гия, 1974.
6. Котлы утилизаторы и энерготехнологические. Каталог-справочник 18.6.73.
М.: НИИЭинформ энерго маш, 1973
7. Котлы-утилизаторы. Каталог 10.78. М.. НИИЭинформэнергомаш, 1978.
8. Котлы-утилизаторы и котлы энерготехнологические Отраслевой каталог.
М.: НИИЭинформэнергомаш, 1985.
268
9. Куперман Л Л., Романовский С.А., Сидел ьковский Л.Н. Вторичные энерго-
ресурсы и энерготехнологическое комбинирование в промышленности. Киев:
Вища школа, 1986*
10. Методика определения выхода и экономической эффективности использо-
вания побочных (вторичных) энергетических ресурсов. М.: ГКНТСССР, АН СССР,
Госплан СССР, 1972.
11. Основные положения Энергетической программы СССР на длительную пер-
спективу М.: Политиздат, 1984.
12. Общие методические положения по выявлению резервов экономии топли-
ва за счет использования вторичных энергетических ресурсов на промышленных
предприятиях. М.: Госплан СССР (НИИПиН), 1977.
13. Промышленная теплоэнергетика и теплотехника. Справочник/Под общ.
ред. В.А. Григорьева и В.М. Зорина М.: Энергоатомиздат, 1983.
14. Роддатис К.Ф., Соколовский Я.Б. Справочник по котельным установкам
малой производительности. М.: Энергия, 1975.
15. Сборник правил и руководящих материалов по котлонадзору. М.: Недра,
1977.
16. Семененко НА. Вторичные энерго ресурсы промышленности и энерготех-
нологическое комбинирование. М.: Энергия, 1968
17. Семененко НА. Организация теплоиспользования и энерготехнологическое
комбинирование в промышленной огнетехнике М.: Энергия, 1976.
18 Сидеяьковский ЛЯ., Фальков Э.Я. Эксергетические балансы огнетехничес-
ких процессов. М.: Изд-во МЭИ, 1967.
19 Сидеяьковский Л.Н., Юренев ВЛ. Котельные установки промышленных
предприятий. М.: Энергоатомиздат, 1988.
20. Справочник по пыле- и золоулавливанию/Под общ. ред. А.А. Русанова.
М.: Энергия, 1975.
21. Сушон СП., Завалко А.Г., Минц М.И. Вторичные энергетические ресурсы
промышленности СССР. М.: Энергия, 1978.
22. Тепловой расчет котельных агрегатов (нормативный метод)/Под ред.
Н.В. Кузнецова, В.В. Митора, И.Е. Дубовского, Э.С. Карасиной. М.: Энергия, 1973.
23. Технический прогресс энергетики СССР/Под ред. П.С. Непорожнего. М.:
Энергоатомиздат, 1986.
24. Шаргут Я., Петела Р. Эксергия. М.: Энергия, 1968.
25 Ключников АД. Энергетика теплотехнологии и вопросы энергосбереже-
ния М.: Энергоатомиздат, 1986.
26. ОСТ 108.030.135-84. Котлы паровые стационарные утилизаторы и энер-
готехнологические. Л.: НПО ЦКТИ, 1986.
27. Газотрубные котлы-утилизаторы и энерготехнологические котлы. Отрасле-
вой каталог. М.: НИИЭКОНОМИКИ, 1986.
28. Щелоков Я.М., Аввакумов А.М., Сазыкин ЮЖ. Очистка поверхностей нагре-
ва котлов-утилизаторов. М.: Энергоатомиздат, 1984.
29. Энергетика СССР в 1886-1990 годах/Под ред А.А. Троицкою. М.: Энерго-
атомиздат, 1987.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие.......................................................... 3
Глава первая. Топливно-энергетический комплекс СССР и вторичные энергоре-
сурсы ................................................................... 5
1.1 Структура топливно-энергетического комплекса СССР ................ 5
1.2. Состояние и перспективы использования ВЭР ........... 9
1.3. Определение выхода и использования ВЭР...........................11
Глава вторая. Использование теплоты отходящих газов теплотехнологнческих
установок............................................................... 15
2.1. Регенеративное внутреннее, внешнее технологическое и энергетическое
использование теплоты отходящих газов................................15
2.2. Энергетические и эксергетические характеристики теплоиспользования 21
2.3. Характеристика отходящих газов теплотехнологических установок 26
Глава третья. Классификация и конструкции котлов-утилизаторов............33
3.1. Назначение и классификация котлов-утилизаторов ................ .33
3.2. Теплотехнические и конструктивные особенности конвективных кот-
лов-утилизаторов ....................................................35
3.3. Радиационно-конвективные котлы-утилизаторы....... 69
3.4. Центральный пароперегреватель................................... 93
Глава четвертая. Энерготехнологическое теплоиспользование и энерготехно-
логические агрегаты..................................................... 95
4.1. Особенности и эффективность энерготехнологического зеплоиспользо-
вания .......................................................... . . 95
4.2. Энерготехнологические агрегаты в промышленности.................106
Глава пятая. Расчеты котлов-утилизаторов и энерготехнологических агре-
гатов ..................................................................117
5.1. Особенности расчетов котлов-утилизаторов и энерготсхнологических
агрегатов. Эффективностьтеплоиспользования .....................117
5 2. Последовательность выполнения тепловых конструктивных расчетов 129
Глава шестая. Эксплуатация котлов-утилизаторов и энерготехнологических
агрегатов.............................................................. 150
6.1. Общие требования к эксплуатации котлов-утилизаторов и энерготех-
нологических агрегатов ............................ . . . . 150
6.2. Особенности эксплуатации котлов-утилизаторов в черной металлургии 160
6.3 Особенности эксплуатации котлов-утилизаторов в цветной метал-
лургии .............................................................162
6.4. Особенности эксплуатации котлов-утилизаторов в химической про-
мышленности . . . . . ... ......... .... 164
Глава седьмая. Автоматизация котлов-утилизаторов и энерготехнологических
агрегатов...............................................................169
7.1. Котлы-утилизаторы как объект управления ... ... ... 169
7.2. Ручное и автоматическое управление котлами-утилизаторами . . 170
7.3 Технологический контроль, сигнализация, защита, блокировка и связь 178
7.4. Особенности управления энерготехнологическими агрегатами . . . 181
270
7.5. Эффективность и перспективы автоматизации котлов-утилизаторов и
энерготсхнологических агрегатов ....................................184
Глава восьмая. Перспективы совершенствования котлов-утилизаторов и энер-
готехнологических агрегатов ...........................................*87
8.1. Выбор параметров и конструкций котлов-утилизаторов и энерютех-
нологических агрегатов......................................... 187
8.2. Направления развития котлов-утилизаторов и энерготехноло1ических
агрегатов...................................................... }**
Приложения Примеры поверочных тепловых расчетов котлов-утилизаторов 1У4
Приложение 1. Тепловой расчет котла-утилизатора Г-400ПЭ............... 194
Приложение 2. Тепловой расчет унифицированного конвективного котла-ути-
лизатора типа КУ-15 О ................................................ 205
Приложение 3. Тепловой расчет унифицированного котла ПКК 100/24-200-5 219
Приложение 4. Тепловой расчет котла-утилизатора РКК-20/40 . . ... 240
Приложение 5- Тепловой расчет энерготехнологического агрегата (котла)
КС-450-ВТКУ для обжига колчедана в кипящем слое........................259
Список литературы................................................. • - • 268
Производственное издание
Воинов Александр Петрович
Зайцев Владимир Андреевич
Куперман Леонид Исаакович
Сидеяьковский Лазарь Наумович
КОТЛЫ-УТИЛИЗАТОРЫ
И ЭНЕРГОТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ АГРЕГАТЫ
Редактор И.Я. Дубровский-Винокуров
Редактор издательства Н.М. Пеунова ,
Художественные редакторы А.А. Белоус и В.А. Гозак-Хозак
Технические редакторы О .И. Хабарова, М .А. Канониди
Корректор СВ. Малышева
ИБ № 1103
Набор выполнен в издательстве. Подписано в печать с оригинала-макета 26-07-89.
Т-10981- Формат 60 х 88 1/16. Бумага офсетная №2. Печать офсетная. Усл,
печ.л. 16,66. Усл.кр.-отт. 16,66. Уч.-изд.л. 18,04. Тираж ПОООэкз. Заказ 6798.
Цена 1 р. 20 к.
Энергоатомиздат, 113114, Москва, М-114, Шлюзовая наб., 10.
Отпечатано в ордена Октябрьской Революции и ордена 1 рудового Красного Зна-
мени МП(1 ’’Первая Образцовая типография” Союзполиграфпрома при Госком-
издате СССР. 113054, Москва, М-54, Валовая, 28.