/
Автор: Липов Ю.М.
Теги: тепловые двигатели в целом получение, распределение и использование пара паровые машины паровые котлы теплоэнергетика теплотехника учебное пособие для вузов промышленное оборудование
ISBN: 5-93972-046-3
Год: 2001
Текст
уд г; 6?i js-нндт^)
Интернет-магазин
http://shop.rcd.ru
Интересующие Вас книги, выпускаемые нашим* издательством, дешевле
и быстрее всего приобрести через интернет-магазин. Регистрация в магазине
позволит Вам
• приобретать книги по наиболее низким ценам;
• подписаться на регулярную рассылку сообщений о новых книгах;
• самое быстрое приобретение новых книг до поступления их в магазины.
Липов Ю. М.
Тепловой расчет парового котла (учебное пособие для вузов). —
Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2001, 176 стр.
Пособие содержит методику и необходимые нормативно-справочные ма-
териалы для конструктивного и поверочного расчетов паровых котлов сред-
ней и большой производительности, сжигающих твердое, газообразное и жид-
кое топливо. Методика базируется на нормативном методе и использовании
обобщенных зависимостей на основе приведенных тепловых характеристик.
Приведены примеры расчетов и алгоритмы для выполнения расчетов поверх-
ностей на ЭВМ.
Ориентирована на использование студентами теплотехнических специ
альностей вузов, а также учащимися техникумов.
ISBN 5-93972-046-3
© НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2001
http://rcd.ru
Содержание
Предисловие................................................... 5
Глава 1. КОМПОНОВКА ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА КОТ-
ЛА И ВЫБОР МЕТАЛЛА ТРУБ .............................. 7
1.1. Компоновка поверхностей в барабанных и прямоточных
котлах ........................................... 7
1.2. Выбор металла и диаметров труб поверхностей нагрева . 23
Глава 2. Исходные данные для теплового расчета, харак-
теристики топлива. Расчет КПД котла, расчет расхода
топлива ............................................. 27
2.1. Задание на тепловой расчет........................... 27
2.2. Расчетные характеристики энергетических топлив .... 30
2.3. Выбор исходных расчетных данных ..................... 35
2.3.1. Способы флакоудаления при сжигании твердого
топлива............................................... 35
2.3.2. Выбор типа углеразмольных мельниц и системы
пылеприготовления..................................... 36
2.3.3. Выбор расчетных температур..................... 38
2.3.4. Избытки воздуха в газовом тракте котла ........ 43
2.3.5. Расчет энтальпий воздуха и продуктов сгорания . 46
2.4. Коэффициент полезного действия котла и расход топлива 48
I пава 3. Расчет радиационных и полурадиационных по-
верхностей нагрева................................... 53
3.1. Тепловые и конструктивные характеристики топочной
камеры................................................ 53
3.2. Тепловой расчет топочной камеры...................... 64
3.2.1. Конструктивный расчет топки.................... 65
3.2.2. Поверочный расчет топки ....................... 73
3.3. Тепловосприятие настенных радиационных поверхностей
пароперегревателя и подвесных труб.................... 74
3 I. Расчет тепловосприятия ширмовой поверхности паропе-
регревателя ......................................... 80
I
Содержание
Глава I. Расчет конвективных змеевиковых поверхностей
нагрева............................................... 86
1.1. Изменение давления в водопаровом тракте котла.... 86
4.2. Тепловосприятие поверхностей по рабочей среде.... 87
1.3. 'Тепловосприятие конвективных поверхностей с газовой
стороны и расчет размера поверхности нагрева..... 91
4.4. Конструктивное выполнение поверхности нагрева .... 98
4.4.1. Гладкотрубный пакет с коридорным или шахмат-
ным расположением труб....................... 98
4.4.2. Мембранные и оребренные поверхности нагрева . 102
Гла‘ва 5. Расчет поверхности воздухоподогревателя . . . 105
5.1. Рекуперативный трубчатый воздухоподогреватель (ТВП) 105
5.2. Регенеративный воздухоподогреватель (РВП).......108
5.3. Снижение интенсивности низкотемпературной коррозии ПО
Глава 6. Поверочный расчет парового котла...............113
6.1. Метод выполнения поверочного расчета при номинальной
нагрузке ............................................113
6.2. Поверочный расчет котла на пониженные нагрузки . . . 115
6.2.1. Избытки воздуха в газовом тракте, температура
уходящих газов...................................115
6.2.2. Определение тепловых потерь, КПД котла, расчет-
ного расхода топлива.............................117
6.2.3. Расчет теплообмена в топочной камере......129
6.2.4. Расчет ширмовых и конвективных поверхностей
нагрева..........................................122
Приложение 1. Алгоритмы расчета поверхностей парового
котла на ЭВМ .........................................127
Приложение 2. Примеры расчета отдельных элементов паро-
вого котла............................................140
Приложение 3. Расчет температуры и толщины стенки труб 160
Приложение 4. Характеристики энергетических паровых
котлов................................................173
Литература .......................................... 170
Предисловие
Паровой котел является основным агрегатом тепловой электричес-
кой станции. Его тепловая мощность определяется паропроизводитель-
ностью при обеспечении установленных (номинальных) температуры
и давления перегретого пара. Проектирование парового котла на задан-
ную производительность и параметры пара производится в несколько
этапов. Первым из них является эскизно-технический проект котла, ко-
торым предусматривается выбор и расчет тепловой схемы котла и полу-
чение общих габаритных размеров его поверхностей нагрева, обеспечи-
вающих заданные технические условия. При дальнейшем рабочем про-
ектировании поверхностей котла детально определяется конструкция
каждой поверхности, температурные условия работы металла и другие
показатели.
Часто приходится решать другую задачу — определить показатели
работы котла (КПД котла, температуры рабочей среды и газов после
поверхностей нагрева) при переводе его на другой вид топлива или на
работу с пониженной нагрузкой. При этом могут быть установлены
изменения в конструкции поверхностей. Такой вид расчетов является
поверочным.
В основе обучения методикам тепловых и конструктивных расче-
тов котла и его элементов находится «Нормативный метод теплового
расчета котельных агрегатов» [1], разработанный ведущими исследова-
тельскими институтами. Для энергетических и политехнических вузов
( граны разработано и издано в 1988 г. учебное пособие [2], которое поз-
воляет рассчитать тепловую схему и выполнить эскизно-технический
проект котла на заданные паропроизводительность и параметры пара.
Во многих случаях возникает необходимость достаточно быстро,
г допустимой степенью упрощения расчетов получить данные для но-
ной конструкции или другой тепловой мощности парового котла — га-
ьариты топки и размеры поверхностей нагрева, а также определить
Шиловой режим работы котла при любой промежуточной нагрузке.
Действующие нормативные методики теплового расчета котель-
ных агрегатов исходят из использования многочисленных начальных
(i
Предисловие
длиныx о характеристиках топлива и продуктов его сгорания, сложных
расчетов конвективно радиационного теплообмена в поверхностях. Вы
волнение па основе этой методики общих для всего котла и далее час|
пых (для огдельиых поверхностей) тепловых расчетов требует больших
затрат времени, в основном для определения многих вспомогательных,
уточняющих расчет показателей и коэффициентов.
Метод расчета парового котла на основе обобщенных тепловых
характеристик базируется на «Нормативном методе теплового расче
та» |1|, но для ускорения промежуточных этапов вычислений при этом
используются расчеты на базе приведенных тепловых характерце гик
топлива [3] и обобщенных зависимостей коэффициентов теплопередачи
в поверхностях нагрева котлов [6]. В результате существенно сократи
ется объем расчетных работ при сохранении достаточной для учебных
целей точности расчета (расхождение с нормативным методом по бо
лее 5%).
Ускорение расчетов позволяет легко установить в ходе их вынол
нения главное — зависимости размеров конструкции или теплового ре
жима ее работы от того или другого меняющегося по воле расчетчика
параметра, а также фиксировать взаимосвязи тепло-физических харак
теристик.
Выполнение расчетов по этой методике не требует обращения
к другим литературным источникам. Упрощение расчетов дало воз
можность создать серию достаточно простых алгоритмов расчета от
дельных процессов и всех поверхностей нагрева на ЭВМ, включал на
стольные клавишные машины. Это позволяет преподавателю ставить
перед студентами много интересных вариационных задач для раскры
тия связи условий теплообмена с размерами поверхностей нагрева.
Методика ускоренного теплового расчета позволяет выполнять кои
структивный и поверочный тепловые расчеты барабанных и прямотой
ных паровых котлов производительностью более 20,8 кг/с (75 т/ч), иг
пользуя ограниченное количество исходных данных.
Учебное пособие рассчитано на студентов теплотехнических сие
циальностей вузов дневной и вечерней форм образования, а также пи
учащихся теплотехнических специальностей техникумов.
Глава 1
Компоновка поверхностей нагрева котла
и выбор металла труб
1.1. Компоновка поверхностей в барабанных
и прямоточных котлах
Поверхности нагрева современных паровых котлов представляют
собой системы параллельно включенных труб, воспринимающих тепло-
ту потока (продуктов сгорания) за счет излучения в зоне высокотемпе-
ратурных газов и конвективным теплообменом. Интенсивность тепло-
обмена определяется законом Стефана-Больцмана (разность четвер-
тых степеней абсолютных температур излучающей газовой среды и
наружной поверхности труб). Наиболее интенсивные тепловые пото-
ки излучения имеют место в топочных камерах паровых котлов, где
развиваются высокие температуры газовой среды в результате сжига-
ния топлива. Наивысшие воспринятые экранами тепловые потоки на-
ходятся в зоне ядра факела и в зависимости от вида сжигаемого топ-
лива составляют от 350 кВт/м2 (при сжигании бурых углей) до 400-
550 кВт/м2 (при сжигании природного газа и мазута). По мере сни-
жения температуры газов и оптической плотности излучаемой среды
в верхней части топки воспринятые настенными поверхностями тепло-
вые потоки находятся на уровне 70-80 кВт/м2.
Конвективные поверхности нагрева, расположенные в горизонталь-
ном газоходе и конвективной шахте котла, обладают более низким теп-
ловосприятием. Интенсивность конвективного тепловосприятия прямо
пропорциональна разности температур газов и наружной поверхности
труб и снижается по ходу движения продуктов сгорания от 40 кВт/м2
в горизонтальном газоходе до 10-15 кВт/м2 в экономайзерах. При тем-
пературе продуктов сгорания выше 400°С дополнительное восприятие
поверхности обеспечивает межтрубное излучение газовой среды.
На выходе их топки размещаются полурадиационные (радиацион-
но-конвективные) поверхности нагрева в виде ширмового или ленточ-
Глава 1
Рис. 1.1. Изменение радиационной (1) и конвективной (2) поверхностей нагрг
ва и суммарной поверхности теплообмена котла (3) от значения температуры
газов на выходе из топки
ного пароперегревателя, тепловосприятие поверхности которых при
мерно в равной мере определяется лучистым и конвективным тепло
обменом.
На рис. 1.1 приведены расчетные данные изменения размеров кон
вективных и радиационных поверхностей нагрева в котле при norm
янной паропроизводительности и заданной температуре газов ни вы
ходе из топки — Фу. Таким образом, изменяя температуру газов на
выходе из топки, конструктор создает соотношение радиационных и
конвективных поверхностей нагрева в котле. При изменении темно
ратуры газов на выходе из топки от 900 до 1200°С более замши»
изменяется размер радиационной поверхности топочных экранов, <пп
определяется законом лучистого теплообмена. Минимальная сум мар
ная поверхность нагрева элементов котла, работающих под давлеии
ем рабочей среды (без воздухоподогревателя), имеет место при i)".
= 1250 — 1300°С. Соответствующее этим температурам соотнаикчип’
радиационных и конвективных поверхностей в котле следует rininii.
оптимальным, однако достижимо только при сжигании природного i л
за и мазута, продукты сжигания которых не обладают шлакующими
свойствами. В остальных случаях выбор определяется условпими
надежности работы котла (исключением шлакования плотных кошищ
тивных поверхностей пароперегревателя в горизонтальном газоходм),
1.1. Компоновка поверхностей в барабанных и прямоточных котлах 9
при этом приходится завышать размер экранов топочной камеры, уве-
личивать строительную высоту топки и тем увеличивать стоимость
котла.
Кроме выбора соотношения размеров радиационных и конвектив-
ных поверхностей нагрева, большое значение имеет последовательность
и характер размещения отдельных поверхностей нагрева вдоль газового
тракта котла, что называется компоновкой поверхностей парового кот-
ла. Оптимизация компоновки и конвективных поверхностей нагрева
определяется двумя обстоятельствами. Во-первых, последовательность
расположения отдельных поверхностей или частей поверхности вдоль
газового тракта должна соответствовать условию: по мере снижения
температуры в газовом тракте размещаются поверхности нагрева с бо-
лее низкой температурой рабочей среды. Так, например, средняя тем-
пература воды в пакетах экономайзера ниже, чем средняя температу-
ра пара в первом пакете промежуточного пароперегревателя, поэтому
экономайзер должен располагаться по ходу газов после пакета проме-
жуточного пароперегревателя. Отступление от этого правила приходит-
ся делать по условиям надежности для поверхностей, расположенных
в топочной камере. Применение в зоне высокотемпературных газов по-
верхностей радиационного пароперегревателя с самой высокой темпе-
ратурой пара недопустимо по условиям перегрева металла труб из-за
относительно низкого отвода тепла от стенки трубы к пару.
Во-вторых, каждая отдельная поверхность нагрева должна быть
выполнена с максимальным использованием принципа противотока
между потоком газов и рабочей среды, что обеспечивает максималь-
ный температурный напор и уменьшение размера поверхности. Отступ-
ления здесь могут иметь место для отдельных пакетов пароперегре-
вателя, когда его противоточное выполнение по условиям надежности
металла потребует замены более дешевой слаболегированной стали на
дорогую высоколегированную (аустенитную) и стоимость поверхности
(хотя и меньшей по размерам) при этом сильно возрастает.
Взаимное расположение газоходов парового котла (топки, горизон-
тального газохода, конвективной шахты) определяет профиль парового
котла. Оптимальный профиль парового котла зависит от ряда факто-
ров, таких как вид топлива, единичная тепловая мощность котла, дав-
ление пара (до- или сверхкритическое). В целях унификации производ-
ства поверхностей нагрева в отечественной практике число профилей
паровых котлов ограничено. На рис. 1.2 приведены наиболее характер-
10
Глава 1
Рис. 1.2. Основные профили паровых котлов: а — П-образный; б — П-образ-
ный с вынесенным воздухоподогревателем; в — сомкнутый П-образный; г —
.ZV-образный; д — Т-образный симметричный
ные профили паровых котлов электростанций. Наиболее широкое рас-
пространение в отечественном и зарубежном котлостроении получил
П-образный профиль котла (рис. 1.2а,б). Вариант’ (рис. 1.2а) с двухсту-
пенчатым выполнением поверхностей экономайзера и трубчатого воз-
духоподогревателя (ТВП) применяется на барабанных котлах с относи-
тельно небольшой паропроизводителыюстыо /> 116,7 кг/с (420 т/ч)
при необходимости высокого подогрева воздуха для сжигания малоре-
акционных или сильновлажпых видон топлива (см. §2.3). С увеличе-
нием мощности парового котла (до 200 МВт н более) по своим габа-
ритным размерам TBII уже нс умещ/иагп в опускной конвективной
шахте котла, при этом требуется нинолпиню дополнительного газохо-
да (см. рис. 1.2 г) (‘о значит пн.ним унорожинигм производства котла.
В этом случае, более прием немым ог.м imiori, использование компактно-
го регенеративного нр/ицнк >niri ш п но tn \ чоподогревателя (РВП) с его
расположением за нредеиами глн iiri. i и in n*ii шахты КОТЛЗ (рис. 1.26).
1.1. Компоновка поверхностей в барабанных и прямоточных котлах I I
Однако при сжигании твердых топлив и сланцев РВП оказываются не-
надежными в эксплуатации, вследствии забивания липкой золой узких
щелей между пластинами теплообменной поверхности. Тогда использу-
ется ТВП, размещенный в третьем дополнительном газоходе (рис. 1.2 г).
В паровых котлах, работающих под наддувом, желательно иметь
меньшие размеры более дорогих газоплотных настенных ограждений,
что при П-образном профиле котла достигается соединением (смыка-
нием) топки с конвективной шахтой (рис. 1.2 в). Газоплотная задняя
стенка обеспечивает полное исключение какого-либо перетока газов из
топки в конвективную шахту. При этом исчезает горизонтальный газо-
ход, газовый поток из топки поступает сразу в поворотную камеру. При
использовании топлив, зола которых обладает абразивными свойства-
ми, необходимо заметное снижение скорости газов в газоходах и уве-
личение размеров проходного сечения. Это достигается выполнением
двух идентичных конвективных газоходов, расположенных по обе сто-
роны топки и образующих Т-образный профиль котла. Наличие двух
газоходов обеспечивает уменьшение высоты выходного газового окна
из топки и горизонтального газохода до обычных значений, тем са-
мым снижается неравномерность полей температур и скорости по вы-
соте газового окна, сохраняется обычной глубина каждой из опускных
шахт и возможность использования разработанных типовых конструк-
ций конвективных поверхностей. Переход на Т-образный профиль ста-
новится необходимым и при сжигании неабразивных твердых топлив
в случае создания котла большой мощности (7V® 500 МВт). С ростом
мощности котла сечение конвективных газоходов увеличивается пря-
мо пропорционально мощности, а размеры топки — в меньшей степени
(см. гл. 3). В этом случае переход на Т-образный профиль позволяет со-
хранить приемлемые конструктивные решения по опускным шахтам,
хотя затраты на производство и металлоемкость котла возрастают.
Компоновка пароперегревателей. Пароперегреватели (высоко-
го давления и промежуточного перегрева) имеют в котлах наибольшие
размеры поверхности нагрела и располагаются как в области радиаци-
онного, так и конвективного теплообмена. Пароперегреватель высокого
.давления современного котла является комбинированным, т. е. состоит
из радиационной (настенные или потолочные экраны), полурадиацион-
ной (ширмовые и ленточные поверхности на выходе из топки) и кон-
вективной (конвективные змеевиковые поверхности в горизонтальном
газоходе и верхней части конвективной шахты) частей. В целях обес-
12
r.il.lKKI /
печения надежности рабочы металла поверхностей следует у чн i ьн.а i ь,
что радиационный пароперегреватель размещается в области i пики, где
высокие тепловые потоки и их неравномерность определяюi заметное
превышение температуры наружной поверх ногти труб по отношению
к температуре проходящего по пен пара и разверну температур в от
дельных (более сильно обогреваемых) трупах по сравнению го сред
ней расчетной. В итоге наиболее высокое значение темпера туры сч'ен-
ки трубы радиационного пароперегревателя отличается от средней рас
четной температуры пара на выходе из него примерно на (И) ХО”С. По
этому обычно радиационная часть пароперегревателя используется на
начальном этапе перегрева пара, когда его температура еще невелика,
чтодоблегчает условия работы металла. Также с достаточно высокими
средними тепловыми напряжениями и в условиях заметной неравно-
мерности температур газового потока и, следовательно, интенсивности
теплообмена работают полурадиационные поверхности, которые обыч-
но располагают в средней зоне перегрева пара. Завершающий этап пе-
регрева осуществляют в змеевиковых конвективных пакетах, располо-
женных в зоне более низких температур газов и тепловых потоков, но
так, чтобы температурный напор в выходном («горячем») пакете был не
ниже 200-250°С, иначе поверхность пакета, выполненного из наиболее
качественной стали, будет чрезмерно большой. Часто первый конвек-
тивный («холодный») пакет устанавливают в зоне умеренных темпе-
ратур газов. Это позволяет использовать для выполнения пакета более
дешевую углеродистую сталь (при температуре стенки 450°С).
В зоне конвективного теплообмена ввиду более низких тепловых по-
токов разность между максимальной температурой стенки и средней
температурой пара обычно составляет 25 lO'C.
На рис. 1.3 приведены характерные типы компоновок пароперегре-
вательных поверхностей для барабанных котлов высокого давления па-
ра (ВД) и прямоточных котлов сверх критического давления (СКД). Ва-
риант (рис. 1.3 а) характерен для котлов о тносительно небольшой паро-
производительности (7? I 16,б кг/с) при давлении пара р 13,8 МПа.
Такие паровые котлы не имеют промежуточного пароперегревателя,
а пароперегреватель ВД располагается на выходе из топки и в го
ризонтальном газоходе. Вариант компоновки (рис. 1.36,в) применяет
ся на барабанных и прямоточных котлах электрической мощностью
200-300 МВт (7) 1 Кб 27К кг/с) с промежуточным перегревом пара.
При этом на прямоточных котлах перегрев пара начинается в экра
1.1. Компоновка поверхностей в барабанных и прямоточных котлах 13
Рис. 1.3. Компоновка пароперегревателей в барабанных и прямоточных кот-
лах: а) в барабанных котлах при Dn 420 т/ч; б) то же при Dn = 670 т/ч; в)
в прямоточном котле при сверхкритическом давлении и сжигании твердого
топлива; г) то же при сжигании газа и мазута.
1 — топочная камера; 2 — конвективная шахта; 3 — потолочный радиацион-
ный перегреватель; 4 — настенный радиационный перегреватель в топке; 5 —
уплотнительный короб. ШП, ЛП, КП — ширмовый, ленточный и конвектив-
ный пароперегреватели; ПП — промежуточный пароперегреватель; ППТО —
паро-паровой теплообменник; ЦВД, ЦНД — цилиндры высокого и низкого
давления паровой турбины; ЭК — экономайзер
14
Глава 1
Рис. 1.4. Змеевиковый па-
кет (ступень) промежу-
точного пароперегревате-
ля. 1 — трубы пакета; 2 —
разводка труб потолочно-
го экрана; 3 — уплотне-
ние места прохода труб че-
рез потолок; 4,5 — входной
и выходной коллекторы па-
кета; 6 — подвеска змееви-
ков и коллекторов
нах средней (СРЧ) и верхней (ВРЧ) ради-
ационных частях тонки, как показано на
рис. 1.3в. Здесь выходная («горячая») сту-
пень пароперегревателя ВД или С!»Д выне-
сена в верхнюю часть опускной шахты, где
исключается интенсивное прямое тепловое
излучение из ядра факела в топке и ниже
температура греющих газов.
На газомазутных (барабанных и пря-
моточных) котлах горизонтальный газоход
может быть развит в глубину (по ходу га-
зов), тогда в основном поверхности паро-
перегревателя (высокого давления и проме-
жуточного перегрева) размещаются в нем
(рис. 1.3б,г). Они выполнены вертикальны-
ми и подвешены за коллектора, находящиеся
в уплотнительном коробе. Такое расположе-
ние облегчает систему крепления тяжелых
змеевиковых пакетов и обеспечивает наи-
меньшее загрязнение труб снаружи эоловы-
ми частицами. На рис. 1.3 г показан вари-
ант компоновки поверхностей пароперегре-
вателя газомазутного котла СКД большой
мощности, отличающиеся байпасированием
по пару части поверхности промежуточно-
го пароперегревателя в целях регулирова-
ния температуры пара. В этом случае об-
щая поверхность такого пароперегревателя
увеличивается, он занимает значительную
часть конвективной шахты, а выходная его
ступень размещается в конце горизонталь-
ного газохода.
Во всех случаях пароперегреватель ВД
или СКД размещен по тракту газов раньше
промежуточного пароперегревателя (в зоне более высоких температур
газов). Так как плотность пара в промежуточном пароперегревателе
и интенсивность теплоотвода от стенки к пару здесь заметно ниже,
чем при ВД, его размещают в зоне температур газов не выше 850°С.
легирующих
элементов,%
температура металла, °C
15 К,20 К
22 К
Сталь 20
16 ГНМА
15 ХМ
15 ХМ
12 Х1МФ
12Х2МФСР
Мп=0,8-1,1
Ni=l, 0-1,3
Мо—0,4-0,55
Сг=0,8-1,1
Мо=0,4-0,6
Сг=0,9-1,2
Мо=0,25-0,35
V=0,15-0,30
Сг=1,6-1,9
Мо=0,5-0,7
V=0,2-0,35
Si=0,4-0,7
В=0,005
Качественные углеродистые стали
Барабаны, работающие при давлении менее
6 МПа и температуре менее 450°С
То же при давлении 6-12,5 МПа
Камеры экономайзеров, экранов вне зоны обо-
грева
Камеры обогреваемые (внутри газохода) при
tfr < 600°С
То же при 900°С > i9r > 600°С
Трубы поверхностей нагрева (экономайзеры,
экраны) при температуре менее 480° С
Zct —
ter — til
^СТ — £р.С
ter — tp.c + & +10
£ст = ^р.с 4~ 25 4~ 20
Для экономайзеров tCT = + 30
Для экранов топки при
р 16 МПа tCT = tp.c 4- 60
Низколегированные стали перлитного класса
Барабаны при давлении 14-18,5 МПа и темпера-
туре металла до 450° С
Коллекторы и трубо(паро)проводы вне зоны
обогрева при температуре рабочей среды, до
540° С
Трубы пароперегревателя при tCT 550°С
Трубы топочных экранов при СКД и
перегревателей при £ст 580°С
Коллекторы и паропроводы вне зоны обогрева
при tCT <С 570° С
Трубы пароперегревателя (выходной «горячий»
пакет) и коллекторы при tCT <С 585° С
ter
^ст —
— tp.c 4~ Ю
Пароперегревательные поверхности:
радиационные настенные в топке tCr
= tp.c + 80
потолочные и ширмовые на выходе из
топки iCT = t^c + 60
конвективные в горизонтальном
газоходе tCT = t™ 4- 50
То же в конвективной шахте tCr = № +
+ 40
Х14Н14В2М 0=13-15 Ni=13-15 W=2-2,75 Мо=0,45-0,б
09Х14Н16Б Сг=13-15 Ni=15-17 Nb=0,9-1,3
12Х18Н12Т Сг=17-19 Ni=ll-13 Ti=0,65
ЭИ-756 Cr=10-12 W=2,2-l,8 Mo=0,45-0,6
V=0,2-0,3
ДИ-59 Cr=12-14 Mn=13-ll Si=l,5-2,5 Ni=1.8-2,2 Cu=1.8-2.2
Высоколегированные стали аустенитного класса
Трубы пароперегревателя (выходной «горячий»
пакет), коллекторы и паропроводы при 620°С
То же при 650° С
То же при 620° С
Для труб пароперегревателей СКД и труб проме-
жуточного пароперегревателя при /ст ДО 630°С
То же до /ст = 650°С при работе в газовой
среде с повышенным содержанием сернистых
газов (сернистые мазуты и твердые топлива с
Sp 2,57с)
Расчет tCT см. выше
У)
Примечания: L Обозначения: Jr — температура газового потока. °C /ст — температура стенки металла,
"С: /р.с — температура пара или воды при давлении насыщения и температура рабочей среды в элемен-
те поверхности. ~С: ты, — максимальнее значение температуры рабочей среды на выходе из поверхности,
-С: J — толщина стенки наметы к-ллектоза . мм.
елей максимальная тем-
пература
к
1.1. Компоновка поверхностей в барабанных и прямоточных котлах 17
Особенностью конструктивного выполнения промежуточного паропе-
регревателя является использование увеличенного диаметра труб (см.
таблицу 1.1) и выполнение многорядных змеевиковых пакетов (рис. 1.4)
ввиду значительного объема пара при относительно невысоком давле-
нии (рпп = 2,8 — 3,9 МПа).
Переходная зона. На котлах прежних выпусков переходная зона
размещалась в конвективной шахте вслед за промежуточным (или ос-
новным) пароперегревателем. Здесь, как известно, значительно меньше
тепловые потоки, что позволяет иметь внутренние отложения в трубах
без перегрева металла и исключить заметный рост температуры при
возникновении ухудшенного режима теплообмена. В прямоточных кот-
лах ВД влажность пара на входе в переходную зону составляет 25-30%,
в ней завершается испарение влаги и на внутренних стенках труб от-
кладывается основная часть минеральных примесей, которая была рас-
творена в питательной воде. На выходе из переходной зоны пар должен
иметь небольшой перегрев в 140-160 кДж/кг (15-25°С).
В прямоточных котлах СКД в отдельных случаях выносят в кон-
вективную шахту завершающую часть зоны фазового перехода (при
температуре среды от 393—395°С до 397-404°С) с тепловосприятисм
зоны по рабочей среде 130-320 кДж/кг. Конструктивно переходная зо-
на выполняется в виде трубчатой змеевиковой поверхности с горизон
тальным шахматным расположением труб.
Размещение экономайзеров. Экономайзеры являются конвек
тивными змеевиковыми поверхностями нагрева с шахматным распо
ложением труб в пакете. При горизонтальном расположении змеевиков
в конвективной шахте заданный шаг труб обеспечивается опорными
стойками. Последние опираются или подвешиваются (для передачи ве
са змеевиков) на специальные балки каркаса, расположенные в газоходе
(при температуре газов не менее 600°С), либо на собственные коллек
тора, находящиеся внутри газохода (рис. 1.5а). Вариант использования
коллекторов для раздачи воды по змеевикам и одновременно для оно
ры (подвески) пакетов экономайзера в последних конструкциях пари
вых котлов находит более частое применение. В газоплотных котлах все
коллекторы экономайзеров помещают внутри газохода, исключая тем
самым трудности уплотнения внешних ограждений котла при выводе
большого числа труб наружу.
Как правило, змеевики размещают параллельно фронтальной (боль
шей по размеру) стене конвективной шахты так, что по ширине фронта
18
Глава 1
л_А
Рис. 1.5. Экономайзер котла ТГМП-324 гладкотрубный (а) и мембранный (б)
устанавливается два пакета экономайзера с самостоятельными парал-
лельными потоками рабочей среды (воды) в змеевиках пакетов.
Рекомендуется выполнение экономайзеров в виде мембранных зме-
евиков (рис. 1.5 6). По сравнению с гладкотрубными поверхностя-
ми за счет повышения интенсивности теплообмена они обеспечива-
ют уменьшение длины труб до 35%, уменьшение общей массы ме-
талла до 15%, заметное сокращение габаритных размеров поверхности
(до 50%) и уменьшение аэродинамического (с газовой стороны) и гид-
равлического (по рабочей среде) сопротивления до 30%. Мембранные
змеевики являются самонесущими, то есть не требуют для крепления
опорных стоек, повышается жесткость конструкции.
Экономайзер является замыкающей поверхностью по тепловоспри-
ятию. Он должен воспринять теплоту от газов и снизить их темпе-
1.1. Компоновка поверхностей в барабанных и прямоточных копиах 14
ратуру после выхода из пароперегревателя до необходимого значении
на входе в воздухоподогреватель. При наличии в котле промежу гоч
пого пароперегревателя этот диапазон температур невелик и эконо
майзер имеет относительно небольшие размеры, поэтому не обссне
чивает подогрева воды до кипения. Только при отсутствии приме
жуточного пароперегревателя и давлении пара на выходе из котла
не более 10 МПа экономайзер за счет большого тепловосприятия ока
зывается кипящим (выдает до 20% насыщенного пара). В прямотой
ных котлах докритического давления (р = 10 — 17 МПа) для обссне
чения равномерного распределения рабочей среды по трубам экран
ных поверхностей топки из экономайзера должна выходить вода, не
догретая до температуры насыщения не менее, чем на 40°С или
на 250-285 кДж/кг.
В прямоточных котлах сверхкритического давления по той же при
чине энтальпия рабочей среды на выходе не должна превышать ниж
ней границы зоны фазового перехода (h”K 1670 кДж/кг), в противном
случае необходимо принимать специальные конструктивные меры для
распределения среды в коллекторы нижней радиационной части топки,
либо переносить из топки в конвективную шахту часть поверхности
зоны фазового перехода.
Компоновка воздухоподогревателей. Для подогрева воздуха,
поступающего в горелки топочной камеры, в энергетических котлах
применяют трубчатые (ТВП) и регенеративные (РВП) воздухоподогре-
ватели. По своей конструкции ТВП имеют относительно небольшую
удельную поверхность теплообмена в 1 м3 объема — 40-50 м2/м3 и при
низких значениях теплоотдачи и температурного напора между газа-
ми и воздухом характеризуются большими габаритами и расходом ме-
талла. Преимуществом ТВП по сравнению с РВП является достаточно
высокая плотность, исключающая заметные утечки (перетоки) возду
ха в газовый поток. В настоящее время ТВП поставляются заводами
в виде крупногабаритных секций из труб диаметром 40 мм, толщиной
стенки 1,5 мм с компактными шагами труб х я2 - 54 х 40,5 мм и топ-
кометаллической обшивкой с боковых сторон для исключения утечки
нагреваемого воздуха наружу.
При использовании труб меньшего диаме тра выбор предельно плот
ной компоновки труб (шага труб 6*1 х л2) определяется сохранением
минимального диагонального «мостика» между отверг гиями в трубной
доске, равного 9-10 мм.
20
Глава 1
Рис. 1.6. Каскадная схема подогрева воздуха в трубчатом воздухоподогре-
вателе. 1 — дутьевой вентилятор; 2 — вентилятор рециркуляции горячего
воздуха; 3 —‘ паровой калорифер; 4 — «холодная» часть воздухоподогревате-
ля; 5,6 —основная и «горячая» часть воздухоподогревателя
В равных условиях по теплообмену с РВП (одинаковые темпера-
туры газов и воздуха) в низкотемпературной части металл труб ТВП
имеет более низкую температуру, чем металл набивки РВП (ниже на
12-15°С) и поэтому подвергается более интенсивной сернокислотной
коррозии при сжигании мазута и сернистых твердых топлив.
В связи со сказанным ТВП применяют при сжигании шлакую-
щих твердых топлив, сланцев, топлив с высоким содержанием золы
(Ап 1,4% кг/МДж) при относительно невысоком серосодержании
(Sp < 3%). Для уменьшения сернокислотной коррозии применяют подо-
грев холодного воздуха на входе в ТВП за счет рециркуляции горячего
воздуха либо путем установки паровых калориферов. Такие схемы при-
водят к росту температуры уходящих газов и снижению КПД котла.
Более заметное повышение минимальной температуры стенки обеспе-
чивает каскадный ТВП, в котором через первую («холодную») ступень
проходит только часть холодного воздуха (ок. 40%) в смеси с долей
рециркуляции горячего воздуха (г& = 0,15), что позволяет при мини-
мальной рециркуляции горячего воздуха повысить температуру стенки
труб до исключения низкотемпературной коррозии (рис. 1.6).
Для максимального использования возможностей теплообмена
в ТВП и сокращения за счет этого размера поверхности нагрева приме-
1.1. Компоновка поверхностей в барабанных и прямоточных котлах 21
Рис. 1.7. Варианты компоновки трубчатых воздухоподогревателей, а — двух-
поточный воздухоподогреватель; б — четырехпоточный воздухоподогрева-
тель; 1 — вход холодного воздуха; 2 — выход горячего воздуха
няют многократный (как минимум, четырехкратный) перекрестный
ток воздуха, что приближает схему взаимного движения сред к проти-
воточной. В этих целях уменьшение высоты одного хода воздуха дости-
гается двух-четырех поточным движением воздуха в ТВП (рис. 1.7).
Более широкое применение, особенно на котлах высокой паропроиз-
водительности (D 117 кг/с), имеет РВП, за исключением тех огра-
ничений по топливам, где рекомендуется применение ТВП. По своей
конструкции РВП обладают высокой удельной поверхностью теплооб-
мена — 320-340 м2/м3, поэтому имеет относительно небольшие габари-
ты, что особенно важно при проектировании котлов большой тепловой
мощности. Основным недостатком РВП является высокий переток на-
греваемого воздуха в газовую среду при наличии периферийных и ра-
диальных зазоров между воздушной и газовой частями РВП (Да = 0,2),
что приводит к перегрузке в работе дымососов и дутьевых вентилято-
ров, повышенному расходу энерги/ на собственные нужды.
Плотное расположение в секторах РВП металлической теплообмен-
ной набивки с зазором 8-10 мм затрудняет использование РВП при сжи-
гании сильнозольных топлив из-за забивания проходного сечения с га-
зовой стороны золой и последующим частичным уносом золы с горя-
чим воздухом, загрязнением и золовым износом элементов воздушного
тракта и горелок.
22
Глава 1
Рис. 1.8. Устройство регенера-
тивного воздухоподогревателя.
1 — вал ротора; 2 — наруж-
ный корпус: 3 — секции «горя-
чей» набивки; 4 — секции «хо-
лодной» набивки: 5 — электро-
двигатель; 6 — опорные кон-
струкции
Для повышения рабочей кампании
набивки РВП в зоне сернокислотной
коррозии нижняя часть РВП (на 1/3-
1/4 высоты ротора) имеет секции с по-
вышенной толщиной листа — 1,2 мм,
в то время как остальная часть («горя-
чая» часть РВП) имеет набивку из лис-
тов толщиной 0,6-0,8 мм (рис. 1.8).
Как известно, нагрев воздуха в од-
ной ступени ограничен, что связано
с более высоким значением теплоем-
кости газового потока и уменьшени-
ем разности температур между газом
и воздухом по мере нагрева последне-
го. Предельный подогрев воздуха в од-
ной ступени определяется минималь-
ным допустимым температурным напо-
ром на горячем конце воздухоподогре-
вателя (не менее 25-30°С) и находит-
ся для негазоплотных котлов в диапа-
зоне 260-300°С при использовании ТВП
и 300-360°С для РВП ввиду повышенно-
го среднего избытка воздуха в послед-
нем и сближении значений усредненных теплоемкостей газов и возду-
ха. Расчет предельной температуры нагрева воздуха в зависимости от
условий эксплуатации приведен в § 2.3.2.
Для большинства видов энергетических топлив приведенный уро-
вень температуры горячего воздуха достаточен для полного их сжи-
гания. В отдельных случаях возможно увеличение предельного уровня
подогрева воздуха в одной ступени. Так в газоплотном котле из-за от-
сутствия присосов средняя теплоемкость газов приближается к тепло-
емкости воздуха, что позволяет иметь более высокий подогрев воздуха.
В негазоплотном котле введение рециркуляции горячего воздуха позво-
ляет повысить температуру воздуха на входе в воздухоподогреватель
для снижения сернистой коррозии металла и существенно повысить
предельную температуру подогрева воздуха из-за сближения массовых
расходов газов и воздуха. Того же результата можно достигнуть байпа-
сированием части газового потока помимо воздухоподогревателя и раз-
1.2. Выбор металла и диаметров труб поверхностей нагрева
23
мещением в байпасном газохо-
де дополнительного экономайзера
низкого давления.
Указанные способы позволя-
ют в большинстве случаев обой-
тись одноступенчатой компонов-
кой воздухоподогревателя и эко-
номайзера, как более дешевой по
конструкции и удобной в эксплу-
атации и при ремонтах. Пере-
ход на двухступенчатое выполне-
ние воздухоподогревателя опре-
деляется необходимостью полу-
чения весьма высокого подогре-
ва воздуха (400-500°С). Такая
ситуация чаще всего возникает
при сжигании низкореакционных
топлив (типа А, ПА, Т) с жидким
шлакоудалением. В этом случае в
Рис. 1.9. Типы компоновок воздухо-
подогревателей. а —двухступенчатая
схема ТВП; б — двухступенчатая ком-
бинированная схема; 1 — пакеты эко-
номайзера; 2 — промежуточный па-
роперегреватель; 3 — регенеративный
воздухоподогреватель
качестве второй ступени исполь-
зуется ТВП, а в первой («холодной») ступени может быть установлен
как ТВП, так и РВП. Потребность в выполнении второй ступени эко-
номайзера появляется в случае, если температура газов перед входом
во вторую ступень ТВП будет выше 520°С, а при наличии тепловой
защиты трубной доски — выше 550-570°С. Тогда для защиты металла
верхней трубной доски от перегрева устанавливают змеевиковый пакет
экономайзера (рис. 1.9 а). Если котел имеет промежуточный паропере-
греватель, то потребность в дополнительной поверхности экономайзера
отпадает (рис. 1.9 6).
1.2. Выбор металла и диаметров труб поверхностей
, нагрева
Основными материалами для поверхностей нагрева паровых котлов
служат качественные углеродистые, а также легированные стали (леги-
рование — введение в основной металл добавки другого для улучшения
его свойств). Большинство легирующих элементов относится к дорогим
материалам, что заметно удорожает сталь, однако их введение повы-
24
Глава 1
шает жаропрочность стали и стойкость против высокотемпературной
газовой коррозии. Температурный диапазон применения той или дру-
гой марки стали зависит от качества стали, коррозионных свойств га-
зовой среды, в которой работает сталь (свойств сжигаемого топлива),
давления рабочей среды в трубах и др.
Углеродистая (нелегированная) сталь применяется для изготовле-
ния элементов котла, работающих при температурах не выше 450°С.
Низколегированная сталь перлитного класса содержит не более 4-5%
легирующих металлов. Эти стали устойчивы прогни ползучести при
температуре металла до 580°С. Высоколегированные* стали аустенит-
ного класса содержат от 10 до 30% легирующих металлов. При этом
изменяется структура стали (однородный твердыii раствор углерода и
металлов), она после механической обработки! (сварки, гибки) требу-
ет ‘специального высокотемпературного режима выдержки для снятия
внутренних напряжений. Аустенитные стали применяют до темпера-
туры 650°С. Некоторые характерные марки сталей и области их при-
менения приведены в табл. 1.1. Определение расчетной максимальной
температуры металла в поверхностях нагрева, расположенных в зоне
высоких тепловых потоков (топочные экраны при СКД, пароперегре-
ватели) производят на основе норм расчета элементов котла на проч-
ность [4]. В данном конструктивном тепловом расчете рекомендуется
ограничиться оценкой максимальной темпера туры для этих поверхнос-
тей, приведенной в табл. 1.1. Экранные поверхности барабанных котлов
ВД выполняют из труб относительно большого диаметра (см. табл. 1.2),
т. к. дальнейшее уменьшение внутреннего диаметра ведет к заметному
росту гидравлического сопротивления, что снижает надежность естес-
твенной циркуляции. Поверхности пароперегревателя в пределах топ-
ки как правило располагают на потолке ее, где более низкие тепловые
напряжения, На ряде новых типов барабанных котлов (наропроизво-
дительностью 500-670 т/ч при давлении пара 13,8 МПа) использованы
горизонтальные и вертикальные радиационные панели пароперегрева-
теля ВД поверх настенных экранов в верхней половине топки. В эти
панели поступает пар низкой температуры, близкой к насыщению.
Экранные поверхности прямоточных котлов выполняют трубами
меньшего наружного диаметра (табл. 1.2), что уменьшает расход ме-
талла на единицу площади экрана (1 м2) в 1,3-1,4 раза. Стремятся все
экранные панели выполнить из труб одного диаметра. Это облегчает
монтаж котла и обеспечивает по мере роста энтальпии рабочей среды
1.2. Выбор металла и диаметров труб поверхностей нагрева 25
Таблица 1.2. Конструктивные характеристики труб поверхностей нагрева котлов
Элемент поверхности Диаметр d и толщина стенки 5, мм Шаги труб, мм
d <5 <71 = S\/d <72 = 52 /d
Топочный экран гладкотруб- ный — барабанный котел ВД 60 5 1,07
— прямоточный котел ВД 40, 42,50 4,5-5 1,1 '
— то же СКД 32,38 6 1,1 —
Топочный экран газоплотный — барабанный котел ВД 60 6 1,33 —
— прямоточный котел ВД 42,50 4,5-5 1,40 —
— прямоточный котел СКД 32 6 1,45 —
Пароперегреватель ВД — радиационный настенный 32,42 4-6 1,1 1,2 —
— ширмовый 32,36,42 4 6 17-21 1,1 1,2
— змеевиковый ленточный 32,36,38 4-6 4,5-7,0 1,8-2 1,5
— змеевиковый коридорного 32,36,38 4 6 2,5-3,5 1,5 —2 1,5
и шахматного типа Промежуточный паропере- 42,45,50 3,5 5,5 2,5-3,5 1,4- 1,6 2
греватель Переходная зона 28,32 3,5 4,5 2,5-3,5 1,2-1,3
Экономайзер 28,32 4 6 2,3-3,0 1,25 - 1,7 2,5 - 3,2
Воздухоподогреватель — трубчатый 40 1,5 1,35 1,01
— регенеративный (горячая — 0,63 7,8-9,6 —
часть) — то же (холодная часть) .
Примечание. Дробью показаны данные: в ЧИСЛИТСЛС для гладкотрубных поверх-
ностей, в знаменателе — для мембранных поверхностей.
изменение проходного сечения рабочих панелей за счет числа парал-
лельно включенных труб (или числа параллельных потоков). На пря-
моточных котлах старых выпускор (до ИМИ) г.) применялось ступенча-
тое увеличение диаметра груб по мере перехода от движения воды, и
пароводяной смеси в ПРЧ к движению пара в ВРЧ. Разделение топоч-
ных экранов на несколько последовательных частей (секций) по ходу
рабочей среды с перемешиванием ее уменьшает разверку температур
и обеспечивает стабильность гидродинамических характеристик.
Топочные экраны на современных котлах выполняют газоплотны-
ми. Для этого используют либо специальные плавниковые трубы, либо
26
Глава 1
сваривают экранные трубы металлическими полосами (проставками)
той же толщины, что и стенка трубы. В верхней части топки, где дела-
ется вывод за ее пределы всех труб экранов, а также змеевиков паро~*
перегревателей через потолок горизонтального газохода, выполняется
потолочный уплотнительный короб (шатер) с наддувом от дутьевого
вентилятора.
В горизонтальном газоходе находятся поверхности пароперегрева-
теля, выполненные, как правило, из змеевиков коридорного типа (шир-
мовые, ленточные, обычные змеевиковые) с несколько увеличенным
поперечным шагом > 3,5с? для исключения шлакования при высо-
ких температурах газов (твердые топлива) и усиления теплообмена за
счет излучения развитых межтрубных газовых объемов. В конвектив-
ной шахте применяют более плотные шахматные пучки труб.
При выполнении поверхностей котла используются трубы опреде-
ленного наружного диаметра, указанного в табл. 1.2. Толщина стенки
определяется расчетом прочности, ее округляют до значения 0,5 мм
в указанном диапазоне, при этом большая толщина стенки соответству-
ет большему ее диаметру.
Широкое распространение имеет выполнение мембранных поверх-
ностей нагрева за счет вварки между трубами проставок разной ши-
рины. Увеличение ширины проставки до значения порядка 3,5с/ повы-
шает интенсивность теплообмена, однако в области высоких темпера-
тур газовой среды приходится уменьшать ширину проставок, чтобы ее
максимальная температура (в середине между трубами) не превыша-
ла допустимой по условиям коррозии. В области относительно низких
температур газов ($г 700°С), где снижается общая интенсивность
теплообмена (экономайзер), усиливают теплообмен с газовой стороны
путем приварки к мембранной конструкции змеевика еще поперечных
ребер (мембранно-лепестковые конвективные поверхности). Такие по-
верхности проходят сейчас длительное опробование.
Наименьший диаметр труб, рекомендованный к использованию
в энергетических паровых и водогрейных котлах, ограничен 28 мм.
Дальнейшее уменьшение диаметра связано со значительным ростом
внутреннего гидравлического сопротивления, увеличением при этом
числа параллельно включенных труб для обеспечения заданного расхода
среды, числа изгибов и сварных стыков, что приводит к подорожанию
производства и снижению надежности работы поверхности.
Глава 2
Исходные данные для теплового расчета,
характеристики топлива. Расчет кпд котла,
расчет расхода топлива
2.1. Задание на тепловой расчет
Тепловой расчет парового котла может быть конструктивным и по-
верочным.
Задача конструктивного теплового расчета котла заключается
в определении размеров радиационных и конвективных поверхностей
нагрева, обеспечивающих номинальную паропроизводительность котла
при заданных номинальных параметрах пара и высокую экономичность
его работы.
Выполнение конструктивного теплового расчета производится на
основании исходных данных, в которые включаются содержание зада-
ния па выполнение проекта и выбор ряда исходных параметров для
теплового расчета котла.
Задание на выполнение проекта может содержать следующие дан-
ные:
Тип парового котла (барабанный или прямоточный);
Номинальную паропроизводительность и параметры перегретого
пара (основного и промежуточного перегрева);
Месторождение, маркировку и класс энергетического котельного
топлива. *
Способ сжигания твердого топлива (тип топочной камеры и метод
шлакоудаления), а также система пылеприготовления выбираются про-
ектантом на основании данных задания. Делается выбор оптимальных
температур уходящих газов из котла, горячего воздуха после воздухо-
подогревателя, температуры питательной воды в зависимости от ра-
бочего давления парового котла в соответствии с нижеприведенными
рекомендациями.
28
Глава 2
Поверочный расчет котла или отдельных его элементов выпол-
няется для существующей его конструкции с целью определения эко-
номичности и показателей его работы при переходе на другое топли-
во, изменении расчетной нагрузки или параметров пара, а также после
проведенной реконструкции поверхностей нагрева.
В результате поверочного расчета определяют:
коэффициент полезного действия парового котла;
расход топлива;
температуру продуктов сгорания по газовому тракту, включая
температуру уходящих газов;
температуру рабочей среды (пара, воды) за каждой поверхностью
нагрева.
Задание на поверочный расчет включает в себя практически те же
исходные данные, что и при конструктивном расчете, и дополнительно
конструктивные данные поверхностей котла (диаметры и шаги труб,
число рядов труб), общие размеры газоходов.
Конструктивный и поверочный расчеты закапчиваю гея составле-
нием расчетно-пояснительной записки, которая включает в себя:
а) задание на проектирование котла и исходные данные;
б) описание проектируемого котла, компоновку его поверхностей
с указанием их связей по рабочей среде;
в) технические характеристики сжигаемого топлива, обоснование
выбора необходимых для расчета величин и значений;
г) определение КПД парового котла, расчет расхода сжигаемого
топлива;
д) тепловой и конструктивный расчет топки и поверхностей нагре-
ва (в последовательности их расположения вдоль газового тракта);
е) сводную таблицу основных результатов теплового расчета.
В записке приводятся краткие пояснения и обоснования выбирае-
мым для расчета значениям величин, расчетных формул, порядка вы-
полнения расчета.
Расчет конвективных поверхностей нагрева сопровождается по-
строением графиков, иллюстрирующих направления взаимного движе-
ния и изменений температур греющих газов и рабочей среды в преде-
лах каждой поверхности нагрева. Эскизная компоновка поверхностей
нагрева котла должна иметь основные размеры газоходов (ширина, вы-
сота, глубина) и габаритные размеры поверхностей.
2.1. Задание на тепловой расчет
29
Рис. 2.1. Тепловая схема барабанного парового котла. Условные обозначения:
Т топочная камера; ШП, КП — ширмовый и конвективный пароперегрева-
тели; ЭК — экономайзер; ВП — воздухоподогреватель; В — впрыскивающий
пароохладитель
Расчетно-пояснительная записка завершается построением тепло-
вой схемы парового котла и сводной таблицей расчетных величин.
Тепловая схема котла отображает распределение тепловоспри-
ятия рабочей среды между поверхностями нагрева котла и устанавли-
вает последовательность их размещения вдоль газового тракта. По оси
ординат откладываются значения температур газов и рабочей среды на
концах каждой поверхности нагрева (рис. 2.1). В результате тепловая
схема дает представление об условиях работы каждой поверхности на-
грева, позволяет определить температурные напоры и оцениг|ь в даль-
нейшем надежность работы металла поверхностей нагрева.
Сводная таблица расчетных величин должна содержать основные
показатели, характеризующие условия работы каждой поверхности на-
грева: температуры газов и рабочей среды на концах поверхности,
средние скорости газов и рабочей среды, коэффициенты теплопереда-
30
Глава 2
Таблица 2.1. Маркировка каменных углей
Наименование марок Обозначение Выход летучих веществ на горючую массу, Vм , %
Длиннопламенный д >35%
Газовый г >35%
Газовый жирный гж 27 37
Жирный ж 27 37
Коксовый жирный кж 25 31
Коксовый к 18 27
Коксовый второй К2 17 25
Слабоспекающийся сс 25 37
Отощенный спекающийся ОС Ы 22
Тощий т* 8 17
чи, температурные напоры, расчетные тепловые напряжения и размер
поверхности нагрева.
2.2. Расчетные характеристики энергетических
топлив
Ископаемые твердые топлива разделяются па угли, горючие слан-
цы и торф. Жидким топливом в основном является мазу'г и реже ста-
билизированная (после отгонки легких бензиновых фракций) сернистая
нефть. Из газообразных топлив широко используется природный газ
и попутные газы, сопровождающие добычу нефти.
В зависимости от теплоты сгорания влажной беззольной массы топ-
лива и выхода летучих веществ угли разделяются на 4 типа: бурые,
каменные, полуантрациты и антрациты.
Бурые угли по содержанию влаги в рабочей массе топлива раз-
деляются на три группы: Б1 (Wp > 40%), Б2 (Wp = 30 — 40%), БЗ
(Wp < 30%).
Каменные угли отличаются более глубокой стадией углефикации
и имеют в связи с этим более высокую теплоту сгорания. В зависи-
мости от выхода летучих веществ, свойств спекаемости органической
массы угля при высоких температурах и наличия жирных смолистых
веществ в исходном топливе каменные угли разделяются на несколько
марок (табл. 2.1).
Часть углей, преимущественно со спекающимся коксом, проходят
обогащение (выделение качественной крупной фракции) и направляют
2.2. Расчетные характеристики энергетических топлив
31
ся в металлургию, а отделенное мелкое топливо с повышенной зольнос-
тью (Ас > 40%) сжигается на электростанциях. Его называют проме-
жуточным продуктом обогащения. Применяют так называемый «мок-
рый» и «сухой» способы обогащения топлива. В первом случае промыш-
ленный продукт обогащения называется шламом, во втором — отсевом.
К антрацитам (обозначение А) относят угли с наиболее высокой
степенью углефикации и низким выходом летучих веществ — от 3
до 9%.
К полуантрацитам (обозначение ПА) относят угли, переходные от
каменных углей к антрацитам, они имеют выход летучих 7-9%.
Ископаемые сортированные угли по крупности кусков разделяются
на классы:
Класс
Плитный
Крупный
Орех
Мелкий
Семечко
Штыб
Рядовой
Условное обозначение Размер кусков, мм
П
К
О
М
С
ш
р
более 100
50-100
25-50
13-25
6-13
менее 6
0-200
На электростанцию поступает топливо разной крупности, пред-
ставляющее смесь нескольких классов, например, СШ — семечко со
штыбом, т. е. уголь с размером фракций от 13 мм и менее, Р — не-
сортированный уголь всех размеров (рядовой). Особенностью данной
методики расчета является использование ограниченного количества
исходных данных, в том числе и по характеристикам сжигаемого топ-
лива. В табл. 2.2 и 2.3 приведены необходимые характеристики ряда
видов топлив, используемых электростанциями, а также теоретичес-
кие объемы воздуха и продуктов сгорания, образующиеся при сжи-
гании 1 кг (м3) топлива. Приведенные справочные данные относятся
к средним показателям добываемого топлива.
Изменение состава твердого и жидкого топлива по сравнению со
средним, приведенным в табл. 2.2, чаще всего связано с колебаниями
зольности и влажности добываемых топлив. В этом случае изменяется
теплота сгорания топлива и связанные с ней объемы образующихся га-
зов и воздуха на сжигание топлива. Изменение состава топлива может
быть также связано со с?киганием предварительно подсушенного топ-
Тао.лица 2.. i vrz•. - > । и >•* :с id (4 । i-j п> in ( 1 in евист и к и Tseozbix и жи; . а
Т’ 1 с....ита
v» Бассейн. • 1° • ’ Л f . — _ Чи> ( - -- — г г
п/п >:ес’орож;е- Ж л л < А 1 л * ' V- , 1 . —а V. ; • z?
ние Ей лива i'"
п-р _4Р - VJ х - :.:Дж :-:г
1 2 3 4 5 6 4 ч
1. Донецкий д отсев 14.0 27.5 3.5 16.95
2. г Р 10,0 25.2 3.2 20.47
3. г шлам 17,0 34,9 2. 5 14.44
4. т Р 6,0 25,4 2.4 23.40
5. А ш,сш 8,5 30,2 1,6 19.97
6. Кузнецкий Д Р,СШ 12,0 13,2 0,4 22,86
7. сс отсев 9,0 18,2 0,3 23,57
8. г Р,СШ 8,0 14,3 0,5 25,25
9. кж Пром, прод. 7,0 32,6 0,3 19,85
Ю Карагандин- к Р, от- 8,0 32,2 0,8 19,26
ский сев
11 Экибастуз- сс Р 6,5 36,9 0,7 17,38
ский 12 Подмосков- Б2 Р 32,0 28,6 2,7 9,34
ный Интинское
13' (Коми АССР) д отсев 11,5 27,4 2,5 17.54 /
14. Челябинский БЗ Р 17,0 32,4 0,9 13,44
_ Ангренское Б2 ОМСШ34.5 14,4 1 Q 13,44
(Узбек.) Назаровское
16. (Центр. Б2 Р 39,0 7,3 0,4 13,02
Сибирь)
1КИХ топлив
Выход летучих. Т 'Г » « Размоло- способ- ность. К л.о Теоретич. объемы, м3/кг у0 у° VB кг Теорет. энталь- пия при 2200°С, МДж/кг нг° Температура плавкос- ти золы и шлака, °C ti
9 10 11 12 13 14 15 16
44.0 1.25 4.56 5,04 15,51 18,68 1100 1350
40.0 1.25 5,42 5,88 18,42 22,05 1050 1280
42.0 1.20 3,89 4,35 13,23 16,44 1180 1400
12.0 1,80 6.24 6,60 21,23 24,66 1120 1250
4.0 0,95 5,30 5,56 18,04 20,90 1110 1240
42.0 1,10 6,01 6,58 20,45 24,71 1110 1310
30.0 1,10 6,23 6,70 21,21 25,12 1180 1410
40.5 1,20 6,56 7,08 22,33 26,54 1150 1340
25.0 1,60 5,39 5,78 18,33 21,65 1190 1330
28,0 1,40 5,07 5,47 17,26 20,53 1300 1500
24,0 1,25 4,56 4,94 15,50 18,54 1300 1500
48,0 1,80 2,68 3,29 9,13 12,30 1350 1500
40,0 1,40 4,70 5,16 16,00 19,43 1050 1300
44,0 1,20 3,58 4,07 12,15 15,40 1170 1350
33,5 2,10 3,74 4,39 12,71 16,77 1160 1320
48,0 1,10 3,62 4,40 12,32 16,87 1200 1240
п/п Бассейн, месторожде- ние Марка топли- ва Класс топ- лива Содержание бочей массе. в ра- л sp Теплота сгора- ния. Qh МДж/кг Выход летучих. Уг,% Раз.моло- способ- ность. Кл.о Теоретич. объемы. м3/кг Теорет. энталь- пия при 2200°С, МДж/кг Температура плавкос- ти золы и
wp Ар шлака, °C ^3
Vго кв Гг°
Я0 я?
17. Березовское (Центр. Б2 Р 33,0 4,7 0,2 15,66 48,0 1,3 4,26 5,01 14,55 18,95 1270 1310
18. Сибирь) Нерюнгинское (Якутия) Сучанский сс Р 10,0 19, 8 0,2 22.48 20,0 2,00 5,95 6,39 20,25 24,00 1240 1400
19. г Р 5,5 34,0 0.4 19,47 36,0 1,50 5,08 5,46 17,28 20,46 1220 1500
20. Эстонсланец — — 12,0 44,4 1,4 8,32 90,0 2,45 2,41 2,85 8,19 10,87 1300 1430
21. Росторф ФР — 50,0 6,3 0,1 8,12 70,0 — 2,38 3,30 8,10 12,87 1140 1330
22. Мазут ВС — 3,0 0,1 2,8 38,77 — — 10,20 10,99 34,69 40,95 — —
23. Нефть ст — 3,0 0,1 2,9 39,77 — — 10,48 11,35 35,64 42,28 — —
ФР — фрезерный, ВС — высокосернистый, СТ — стабилизированный.
Таблица 2.3. Теплотехнические характеристики газовых топлив
№ п/п Газопровод природного газа Местный горючий газ Теплота сгорания МДж/м3 Теоретические объемы м3/м3 Теоретические энтальпии при 2200°С, МДж/м3
ки Я« яг°
1 2 3 4 5 6 7
1. Саратов-Москва 35,80 9,52 10.83 32,37 39,82
2. Дашава-Киев 35,88 9,52 10,67 32,36 39,63
3. Шебел инка-Брянск-Москва 37,87 9,98 11,19 33,94 41,52
4. Газли-Ташкент 36,26 9,64 10,83 32,78 40,16
5. Ставрополь-Грозный 35,63 9,47 10,63 32,20 39,44
6. Карадаг-Тбилиси-Ереван 37,10 9,85 11,03 32,64 40,98
7. Средняя Азия-Центр 37,56 9,91 11,12 33,69 41,23
8. Попутный газ (Куйбышевнефть) 41,74 10,99 12,36 37,37 45,89
9. Промышленный газ (Коксовый с добавкой природного газа) 3,78 4,31 5,05 2,65 6,28
34
Глава 2
лива (сушонка) при использования разомкнутой или полуразомкнутой
схемы пылеприготовления. Пересчет низшей теплоты сгорания рабо-
чей массы топлива (МДж/кг) с начальной влажностью Wp на массу
с влажностью Wp или с начальной зольности Ар на зольность Ар про-
изводится по формуле:
+ 0,025VKf)A; - 0,025И^\
(2-1)
где к — пересчетный коэффициент, принимающий следующие значе-
ния:
100 - W-?
к =----------- — при изменении только влажности;
100 - W[’
100 - А?
к —--------— — при изменении только зольности;
100-Л?
100 - Wp - А2 при одновременном изменении зольности
100 - Wp - Ар и влажности.
На основе обобщенного метода приведенных тепловых характерис-
тик [3] теоретические объемы воздуха и продуктов сгорания (в м3/кг
топлива) для измененного состава топлива определяются по формулам:
VB° = aQpH + 0,007VPp, (2.2)
Vr° = bQpH + 0,02ITp. (2.3)
Значения приведенных объемов воздуха и газов в формулах (2.2) и (2.3)
имеют следующие значения:
Топливо а, м3/МДж Ь, м3/МДж
Антрацит, полуантрацит 0,265 0,273
Каменный уголь 0,263 0,278
Бурый уголь европейской части СССР и Урала 0,258 0,281
То же, другие месторождения 0,260 0,279
Мазут, нефть 0,263 0,281
Сланцы 0,260 0,289
Торф 0,253 0,284
Природный и попутный газ 0,266 0,298
Доменный газ 0,190 0,410
Промышленный (коксовый) газ 0,254 0,298
2.3. Выбор исходных расчетных данных
35
Объем газов при избытке воздуха а > 1 определяется из выраже-
К = Ц° + 1,016(0 - 1)V°. (2.4)
2.3. Выбор исходных расчетных данных
2.3.1. Способы шлакоудаления при сжигании твердого
топлива
В сопочной камере можно организовать сжигание топлив с твер
дым и ?кидким шлакоудалением.
'Твердое шлакоудаление неизбежно при сжигании топлив с ту-
гоплавкой золой (при температуре начала жидкоплавкого состояния
/;, М()()°С). Оно целесообразно также и для топлив с умеренными
значениями температуры f3, но при относительно небольшой зольное
гп этих топлив (приведенная зольность Ал < 1% кг/МДж) и высоком
выходе; летучих веществ (Vr > 25%), поскольку небольшое количест-
во летучей золы в продуктах сгорания не ограничивает скорости газов
в газоходах и не приводит к ощутимому удорожанию золоулавливаю
щих устройств, а потери с недожогом топлива q$ ввиду значительного
выхода летучих остаются низкими. Топки с твердым шлакоудалением
имеют более низкие тепловые напряжения и температуру газов в зоне
ядра горения, что обеспечивает снижение уровня образования токсич-
ных выбросов, в частности оксидов азота. Диапазон рабочих нагрузок
для толок с твердым шлакоудалением зависит от реакционной способ-
ности топлива (выхода летучих веществ Уг%). Минимальная устойчи-
вая нагрузка обычно составляет Рмин = 30 — 50%РНом-
Жидкое шлакоудаление применяют для сжигания малореакцион-
ных углей (антрацитов, полуантрацитов, тощих) и слабоспекающихсл
каменных углей при выходе летучих веществ Vr <25%).
Организация жидкого шлакоудаления с высоким уровнем темпе-
ра гуры горения топлива обеспечивает для топлив с малым выходом
летучих веществ заметное уменьшение потерь с недожогом, а в случае
сжигания высокозольных топлив позволяет облегчить борьбу с шлако-
ванием и износом конвективных поверхностей. В результате повыша-
ется надежность и экономичность работы котла, однако необходимо
принимать специальные меры для снижения образования токсичных
газов (N0,S03 и др.) в зоне высоких температур, что дополнительно
ограничивает применение жидкого шлакоудаления.
36
Глава 2
Таблица 2.4. К выбору типа углеразмольных мельниц
Топливо Коэффициент Кл.о Тип мельницы Примечание
реком. замещ.
Антрациты и по- Без ограниче- ШБМ -
луантрациты при Vr < 12% Каменные и бурые угли Каменные угли НИЙ < 1Д > 1,1 ШБМ СМ ШБМ, ММ При содержании
ж Отходы обогащения > 1,2 ШБМ ММ Sp ^>. 6% применять только ШБМ. СМ не рекомендуется при зольности Ас 30% При Кл.о 1,2 при-
угля Бурые угли с при- веденной влажнос- тью: менее 3,6% кг/МДж более 3,6% кг/МДж Сланцы и фрезторф > 1,1 ММ МВ ММ МВ мм МВ менять только ШБМ МВ только при АГл.о > 1,5
Топки с жидким шлакоудалением могут быть как однокамерными
открытыми, с утеплением нижней части стен и пода внутренней фу-
теровкой, с встречным расположением низкоопущенных горелок, так
и однокамерными с пережимом и утеплением камеры горения до пере-
жима. 'Гонки с жидким шлакоудалением обеспечивают вытекание жид-
кого шлака в диапазоне нагрузок 60-100% DH0M для бурых и каменных
углей и 70 -100% DH0M — для малореакционных топлив и окисленных
кузнецких каменных углей открытой добычи.
2.3.2. Выбор типа углеразмольных мельниц и системы
пылеприготовления
Выбор типа углеразмольных мельниц определяется размолоспособ-
ног г1,1о топлива, выходом летучих веществ, требуемой тонкостью пы-
ли (табл. 2.4).
Наиболее универсальными из всех типов мельниц являются шаро-
вые барабанные мельницы (ШБМ). Однако ШБМ по сравнению с дру-
гими мельницами требуют большей затраты металла на изготовление
2.3. Выбор исходных расчетных данных
37
и имеют более высокую начальную стоимость. Кроме того, ШБМ рас-
ходуют больше энергии на размол и пневмотранспорт пыли. Поэтому
они используются прежде всего для тонкого размола топлив с малым
выходом летучих веществ, для размола многозольных и трудноразма-
иынаемых топлив, где применение других типов мельниц становится
невозможным.
Молотковые мельницы (ММ) имеют высокие экономические пока-
затс'ли при относительно грубом размоле топлив с высоким выходом
ло гу чих (бурые и каменные угли при Vr > 28%).
Валковые среднеходные мельницы (СМ) применяются для размола
каменных и маловлажных бурых углей, с малоабразивной минеральной
частью.
Мельницы-вентиляторы (МВ) используются для размола высоко-
влажных бурых углей с предварительной сушкой топочными газами
п специальной шахте до поступления в МВ.
Выбранный тип мельницы определяет применение того или другого
вида пылесистемы. Так ШБМ неэкономично использовать при работе
с неполной загрузкой. В этом случае применяют пылесистему с про-
межуточным бункером пыли, позволяющую ШБМ работать с полной
топливной загрузкой, а регулирование подачи топлива в котел произ-
водит пылепитателями из бункера пыли.
Мельницы типа ММ и СМ могут экономично работать при пере-
менной загрузке топливом, поэтому они используются в более простых
спстемах — с прямым вдуванием угольной пыли в котел, которые, как
правило, работают под наддувом первичного воздуха.
Количество и температура сушильного агента определяются тепло-
вым расчетом системы пылеприготовления. Для приблизительной оцен-
ки температурного режима пылесистемы следует руководствоваться
следующими положениями. Топлива сухие и умеренновлажные (при
И711 до 1,5% кг/МДж) подвергаются сушке горячим воздухом при тем-
пературе 250-300°С.
Влажные топлива (при Wn = 2 — 3,6% кг/МДж) требуют сушиль-
ного агента с температурой 400°С и выше, что лучше всего обеспечить
за счет смеси горячего воздуха (при температуре 300-350°С) с отбо-
ром топочных газов (при температуре 800-1000°С) в количестве 5—10%
расхода продуктов сгорания.
При сжигании низкореакционных топлив и особенно при оргавиза
ции жидкого шлакоудаления, применяют полуразомкнутую схему iii.i
38
Глава 2
леприготовлеиия (обязательно с промежуточным бункером пыли) со
сбросом сушильного агента после циклона в отдельные сбросные горел-
ки, установленные выше основных горелок на этой же или на другой
стене топки. В этом случае пыль в основные горелки подается горячим
воздухом.
Сильновлажное твердое топливо (при 1УП > 3,6% кг/МДж) требует
сушки высокотемпературным агентом — смесью воздуха с гоночны-
ми газами в количестве до 15% расхода, либо газами, отобранными из
конвективной шахты в объеме до 20% расхода, обязательно с примене-
нием разомкнутой системы пылеприготовления. При этом подсушенное
топливо (сушонка) подается в горелки горячим первичным воздухом,
а сушильный агент сбрасывается за котлом в газовый тракт перед зо-
лоуловителем.
Предварительный выбор той или другой пылееистемы нужен для
оценки доли присосов воздуха, поступающих в котел, и учета объемов
газов, проходящих по газоходам котла.
2.3.3. Выбор расчетных температур
Температура уходящих газов оказывает решающее влияние на эко-
номичность работы парового котла, т. к. потеря теплоты с уходящими
газами является наибольшей даже в сравнении с суммой! других потерь.
Снижение температуры уходящих газов на 12 16°С приводит к повы-
шению КПД котла примерно на 1%. Однако глубокое охлаждение газов
требует увеличения размеров конвективных поверхностей пагрева и во
многих случаях связано с развитием низкотемпературной коррозии.
Определенное влияние на выбор температуры уходящих газов ока-
зывает также температура поступающей в экономайзер питательной
воды, значение которой зависит от рабочего давления и определяется
достижением максимального термического КПД для энергоблока в це-
лом.
Оптимальные значения температуры уходящих газов для различ-
ных топлив и параметров пара котла устанавливаются на основании
тех пико-экономических расчетов. Рекомендуемые значения темпера-
туры уходящих газов $ух для различных видов топлив приведены
в табл. 2.5.
Высокая температура уходящих газов при сжигании сернистых
топлив определяется защитой воздухоподогревателя от интенсивной
низкотемпературной коррозии.
2.3. Выбор исходных расчетных данных
39
Таблица 2.5. Расчетные температуры уходящих газов и воздуха перед возду-
хоподогревателем
Топливо Температура газов i?yx, °C
Высокое давле- Сверхкритич. Температура
ние р = 8 — 18 давление р = воздуха iBn,
МПа £п.в = 215 - = 25,5 МПа °C
— 235°С tn.B. = 260 -
- 270°С
Слабореакционные уг- 120-130 130-140 20-30
ли марок А, ПА, Т
Каменные угли 130-140 130-140 20-30
Бурые угли
марки БЗ 140-145 145-150 30-40
марки Б2 145-150 150-160 40-50
марки Б1 150-160 160-170 60-70
Горючие сланцы 140-150 - 40-50
Торф 150-160 - 50-60
Мазут сернистый 130-140 130-140 50-70
(s’’ = 0,5 - 2%)
Мазут высокосернис- 150-160 150-160 70-90
тый, нефть (sp > 2%)
Природный газ, по- 110-120 120-130 20-30
путный газ
Примечания: I. При наличии серы в твердом топливе зр = 2 — 3% значение
*вп = 45 - 55° С, при sp > 3% - t'Bn = 60 - 70°С и tfyx 140° С.
2. В случае применения разомкнутой схемы пылеприготовления (сжигание
сушонки) принимать $ух и Рвп как для каменных углей.
3. При выборе температур соблюдать условие обеспечения нормального гем
пературного напора на «холодном» конце воздухоподогревателя Д£хол — ^ух
— iBn в пределах 70-110° С.
Температура воздуха на входе в воздухоподогреватель tBn выбира
ется на уровне, предотвращающем развитую сернокислотную коррозию
металла и забивание низкотемпературной части воздухоподогреватели
липкими отложениями. Таким образом, необходимый уровень 1/иц завп
сит от влажности сжигаемого топлива и его сернистости. Рекомендую
мне значения tBn также приведены в табл. 2.5.
Небольшой подогрев воздуха — до 30°С (от ZX.H. до ZjH1) обычно осу-
ществляют за счет рециркуляции части горячего воздуха па всас ду и.
40
Глава 2
евого вентилятора (менее экономично), либо подачей горячего воздуха
в короб холодного воздуха перед воздухоподогревателем (более эконо-
мично, но требуется специальный низконапорный вентилятор). Более
высокую температуру t'Bn получают путем подогрева воздуха в паро-
вых или водяных калориферах, установленных перед воздухоподогрева-
телем. В случае калориферного подогрева воздуха потери теплоты с ухо-
дящими газами считаются по отношению к начальной £хв, однако рас-
полагаемая теплота топлива в уравнении теплового баланса (см. § 2.5)
увеличивается на теплоту подогрева воздуха от £х.в до /,'пп.
Температура горячего воздуха при сжигании твердых топлив опре-
деляется не только характеристиками топлива, но и организацией его
сжигания (табл. 2.6).
Количество поступающего в зону горения воздуха но массе в не-
сколько раз превосходит массу топлива. Недостаточный подогрев воз-
духа мо?кет затормозить воспламенение топлива и обусловить значи-
тельное его недогорание. Так для топлив с относительно малым вы-
ходом летучих веществ (Vr < 25%) раннее воспламенение и низкий
механический недожог достигается при температуре горячего воздуха
не ниже 300°С.
Более низкий подогрев воздуха по условиям горения (250-300°С)
допустим для топлив с высоким выходом летучих (Уг > 25%). Исклю-
чение здесь составляют сильновлажные топлива, требующие для ра-
боты пылесистемы высокотемпературного сушильного агента за счет
смешения с топочными газами. Тогда допустимо некоторое снижение
подогрева воздуха в воздухоподогревателе. Так при влажности топлива
Wn 2% кг/МДж температура горячего воздуха может быть принята
270-300°С и при Wn 3,6% кг/МДж достигает 400°С.
Организация жидкого шлакоудаления требует высокого подогрева
воздуха (не ниже 350°С) и зависит от выхода летучих, температуры
плавкости золы и влажности сжигаемого топлива. Сжигание мазута
и природного газа позволяет иметь умеренный подогрев воздуха.
Экономически выгодно подогревать воздух выше температуры пи-
тательной воды, поступающей в экономайзер. Минимальный темпе-
ратурный напор за экономайзером (разность температур между газо-
вым потоком и питательной водой) принимают А^кин = 40°С. Мини-
мальный температурный напор перец воздухоподогревателем (разность
температур между газами на входе в воздухоподогреватель и горячим
воздухом) принимается Ai^” — 30°С. Снижение температурного на-
2.3. Выбор исходных расчетных данных
41
Таблица Температура подогрева воздуха
Рекоменд.
ХлрЯН 1 ирис -IIIGI ГОПОЧ Сжигаемое топливо температура
1IDI и \’С | pilin' ГНЛ ir.B, °C
Типпи < 1 in p.n.hiM удали
IIIH'M 111 П.П.оН При 3.1 М К ну I nil । нс i i-мг гу пши Каменные угли при Тг < 25% 300-350 Каменные угли при Vr > 25%, 250-300
Т< 111Л 1111.1 1 ОрНЧИМ нозду сланцы
XUM Курьи* угли, фрезерный торф 350-400
'Го /не при с \ Hine । оплп
на гмг1 1.к> ни tn,\ ха с го Вурыг. угли, фрезерный торф 270-400*)
НОЧНЫМИ 1 .'It.lMH
'Го Же при । yinne roil
Jlllini I .1 ими по раломк
ну 1 1 Hl i \।' 1\н• 11 ЫЛОНрП Вурые угли, лигниты 250-300
ГО 1 OHHi-IIIIH Toni,н < .т.нцким шла Антрациты и полуантрациты 380-400
КоудлiH'iHicM при сушке. ТОПНПН 1 орлчим нозду хим Тощие и каменные угли 350-400 Вурые угли 380-400
(> ri.pi.। гыс камерные I он г; п Мазут, природный газ 250-300
*) Дли нысокопла?кных бурых углей с W" 3,6% кг/МДж и торфа
принимать 380 100°(
пора ниже минимального приводи г к неоправданному росту размеров
поверхности нагрева.
Максимальная температура горячего воздуха па выходе из первой
ступени воздухоподогревателя, исходя из достижения минимального
температурного напора на горячем конце — 30°С, зависит от соотно-
шения водяных эквивалентов
и выбранных температур $ух,
жения
«макс _______________________
^г.в
потоков воздуха и уходящих газов {гп)
£'вп и определяется из следующего выра-
ух ^ВП 30
Отношение водяных эквивалентов
_ (Юв
т (Юг
-'Л'вп
^вп ’
(2.6)
42
Глава 2
где С — отношение средних теплоемкостей воздуха и газов; принима-
ется С = 0,943 — при сжигании природного газа и мазута, 0,931 —
при сжигании сухого твердого топлива (ТУП 1% кг/МДж), 0,928 —
для твердых топлив средней влажности и 0,920 — для сильновлажных
бурых углей и торфа; /Звп — средний избыток воздуха в ступени воз-
духоподогревателя:
/^вп — /^г.в “Ь 0,5Давп
(2-7)
+ гв,
где гв — доля рециркуляции горячего воздуха на вход в воздухоподо-
греватель; если значение гв не задано, но известны температуры i'Bn
и £х.в, значение гв можно определить по формуле (5.4); <твп — средний
коэффициент избытка воздуха в газовом потоке в области воздухопо-
догревателя
ctBn — ^ух 0,5ДаВп
Выбор или определение необходимых значений коэффициентов, входя-
щих в (2.7), изложено в §2.3.4.
Минимальный подогрев воздуха в одной ступени воздухоподогре-
вателя, исходя из получения на горячем конце его минимального тем-
пературного напора между газами и поступающей в экономайзер пита-
тельной водой — 40°С, определяется из формулы:
МИН J.!
г.в ^вп
^п.в 4“ 40 $ух
тп
(2.9)
Исходя из рекомендованного диапазона температуры горячего воздуха
(табл. 2.6) и возможного диапазона подогрева воздуха в одной ступени
(^авкс 4- £™вн) решается вопрос о выборе:
а) одноступенчатой компоновки воздухоподогревателя, если реко-
мендуемая (табл. 2.6) для данного топлива и типа топочного устройства
температура горячего воздуха находится в указанных пределах;
б) двухступенчатой компоновки, если необходимая температура
воздуха (табл. 2.6) должна быть выше, чем значение £™*кс.
В двухступенчатом воздухоподогревателе подогрев воздуха в пер-
вой ступени должен быть не ниже получаемого по (2.9), а дополнитель-
ный нагрев воздуха во второй ступени должен быть не менее 100°С.
Для любого варианта компоновки с позиций оптимизации возду-
хоподогревателя первой ступени и выше расположенного экономайзера
2.3. Выбор исходных расчетных данных
43
Таблица 2.7. Средние значения присосов воздуха в замкнутых системах пы-
леприготовления, работающих под разрежением
Мельницы и характеристики пылесистемы Значение Дапл
ШБМ с промбункером пыли при сушке топлива горячим 0,1
воздухом
То же при сушке смесью воздуха с топочными газами 0,12
ММ и СМ с прямым вдуванием пыли в топку 0,04
Пылесистема с мельницами-вентиляторами 0,20
желательно иметь температуру воздуха на выходе из первой ступени:
ir.B I — ^п.в Т- (40 — 60).
2.3.4. Избытки воздуха в газовом тракте котла
Необходимый избыток воздуха в верхней части топки «т прини-
мают с целью обеспечения практически полного сгорания топлива в то-
почном объеме за столь короткое время горения. Его значения рекомен-
дуют для топок с твердым и жидким удалением шлаков следующим:
Топливо Коэффициент ат
Антрацит, полуантрацит, тощий каменный уголь 1,20-1,25
Остальные каменные и бурые угли, торф, сланцы 1,15-1,20
Значение ат — 1,25 рекомендуется в случае использования полура-
зомкнутой схемы пылеприготовления.
При сжигании природного газа аТ — 1,05 (в газоплотной и обыч-
ной топке). Сжигание мазута организуют с ат = 1,02 (газоплотные
топки) и 1,03 (топки с присосами холодного воздуха). Избыток возду-
ха ат включает в себя присосы холодного воздуха извне при работе
топки под разрежением Дат, происходящие в основном в нижней час-
ти топки. При выбранном значении ат избыток воздуха, поступающий
через горелки в зону горения топлива
«гор = «т — Дат- (2.10)
В газоплотных топках, работающих под наддувом, присосы воздуха
в топку исключены (Дат = 0).
При сжигании твердых топлив в системе пылеприготовления, ра-
ботающей под разрежением, также имеют место присосы воздуха Дапл
(табл. 2.7), которые поступают в горелки вместе с транспортирующей
44
Глава 2
Таблица 2.8. Расчетные присосы холодного воздуха в топках и газоходах па ровых котлов
Поверхность нагрева Обознач. Присос
Топочная камера с современной натрубной или щито- Д(ДТ 0,08-0,10
вой обмуровкой, гидравлическим уплотнением шлако- вой шахты при отсутствии газоплотного экрана, сжи- гании твердых топлив, природного газа и мазута в котлах с D 89 кг/с (320 т/ч) То же для топок котлов с D > 89 кг/с, а также для Агу, 0,05-0,07
котлов с меньшей производительностью при наличии металлической наружной обшивки топки То же для газомазутных котлов с D > 89 кг/с и с Д(Г । 0,03
металлической обшивкой топки То же при наличии газоплотных экранов и работе, гоп- До' I 0,02
ки под разрежением Поверхности, расположенные на выходе из гонки Д < Г ш 0
(ширмовый перегреватель, фестон) Поверхность пароперегревателя в горизонтальном га A<v, । 0,03
зоходе Поверхность пароперегревателя в опускной конвек А о' 11,. 0,03
тивной шахте (отдельно на каждый пакет) Переходная зона (один или два пакета) А ( V n.t 0,03
Водяной экономайзер при одноступенчатом вынолпс /\< V >1. 0,02
иии или на каждую ступень при двухступенчатом вы волнении Трубчатый воздухоподогреватель на каждую ступень ^^1111 0,03
Регенеративный вращающийся воздухоподогреватель Д < tp.BH 0,20
при /> 50 кг/с 'Го же при D > 50 кг/с До р.вн 0,15
топливо средой. Тогда для сохранения заданного избытка воздуха на
выходе* из топки коэффициент избытка горячего воздуха, вводимого
через горелки /?г.в, должен составлять: /^Г.В = О^гор Д^ПЛ’ (2.11)
Присосы воздуха в газоходах парового котла принимают но
таьл. 2.8. Избыток воздуха за каждой поверхностью нагрева после то-
почной камеры получается прибавлением к аг соответствующих при-
сосов волду ха, г. е.
= аг -Г Да*. (2.12)
1
2.3. Выбор исходных расчетных данных
45
Ввиду небольшой разности давлений между газовым потоком в гори-
зонтальном газоходе и окружающей средой присосы здесь не зависят
от числа самостоятельных пакетов перегревателя, находящихся в газо-
ходе.
В опускной конвективной шахте в зависимости от типа котла мо-
гут находиться: выходной пакет пароперегревателя высокого давле-
ния, промежуточный пароперегреватель, который обычно разделяют на
два-три самостоятельных пакета со смешением и выравниванием тем-
пературы пара, далее располагаются экономайзер и воздухоподогрева-
тель. Компоновка последних (одно- или двухступенчатая) определяет-
ся уровнем необходимой температуры горячего воздуха, что изложено
в Ji 2.3.3. В итоге, в зависимости от типа парового котла и установлен-
ной компоновки поверхностей нагрева вдоль газового тракта определя-
ется сумма присосов холодного воздуха и по формуле (2.12) находится
избыток воздуха в уходящих газах аух.
В газоплотных паровых котлах, когда не только топочная камера,
по и остальные газоходы не имеют присосов, избыток воздуха в уходя-
щих газах составит ctyx = ctT Н- Аавп. При сжигании мазута и природ-
ного газа для снижения максимального теплового потока в зоне ядра
факела и уменьшения образования оксидов азота используют рецир-
куляцию части газов из газохода после экономайзера Урц в топочную
камеру. Доля рециркулирующих газов
Г = Грц/К"
определяется по отношению к объему газов за местом отбора на ре-
циркуляцию V/'. При полной нагрузке котла рекомендуется принимать
г - 0,05 - 0,1.
При снижении нагрузки котла для поддержания температу-
ры вторично-перегреваемого пара рециркуляция увеличивается до
г -- 0,25 - 0,30.
При сжигании твердого топлива рециркуляцию в основном вводят
в верхнюю часть топки перед ширмами для предотвращения возмож-
ности шлакования поверхностей в горизонтальном газоходе котла. Если
газы па рециркуляцию отбирают из газохода после экономайзера, то
предварительно для расчетов принимают температуру рециркулирую-
щих газов $рц — £г.и -I- (40 — 60), но не выше 380-400°С, а коэффициент
избытка воздуха в них составляет
^рц —
2.3. Выбор исходных расчетных данных
47
— при Ht/Hq > 0,5
0Г = 2050(Яг/Яо + 0,075).
(2.19)
Для воздушного тракта определение энтальпии по температуре и темпе-
ратуры по известной энтальпии воздуха так же выполняют, используя
теоретическую энтальпию воздуха Н® при 2200°С, кДж/кг(м3):
— при известной температуре горячего или холодного воздуха tQ:
— при известной энтальпии воздуха
В формулах (2.20) и (2.21) величина (Зв — относительный избыток воз-
духа в месте определения.
Указанный метод определения энтальпии или температуры газовой
среды и воздуха применим для топлив с известными теплотехнически-
ми характеристиками, включая значения теоретических энтальпий Н®
и при 2200°С.
При отличии состава топлива от средних характеристик, приведен-
ных в табл. 2.2, производят пересчет теплотехнических характеристик
(<Эн, К°5 К°) Согласно указаниям §2.2. На основе этих данных теорети-
ческую энтальпию газов при 2200°С определяют по формуле:
#г°2200 = К'Мг = 2200Vr°cr,
(2.22)
где 'дг = 2200°С — расчетная температура газов; сг — объемная теп-
лоемкость газов, кДж/(м3-К). Теплоемкость сухих продуктов сгорания
при а = 1 и сжигании различных видов твердых топлив оказывается
практически постоянной, так как состав газов мало отличается (более
существенно изменяется их объем). Избыток воздуха до а — 1,3 — 1,4
незначительно изменяет значение теплоемкости сухих газов, так как
продукты сгорания и воздух в основном содержат азот. Существенное
влияние на теплоемкость газов оказывают водяные пары, что можно
учесть введением в расчетную формулу приведенной влажности гоп
лива — 1УП = Wp/Qh4 %-кг/МДж. В итоге теплоемкость продуктов
46
Глава 2
2.3.5. Расчет энтальпий воздуха и продуктов сгорания
Достаточно точное определение энтальпии воздуха и продуктов
сгорания для расчетного топлива обеспечивает метод Ивановского энер-
гетического института, основанный на использовании теоретических
значений энтальпий воздуха Н® и газов кДж/кг(м3), при темпера-
туре 2200°С (см. табл. 2.2 и 2.3) с пересчетом значений в кД?к/кг(м3).
Необходимое значение энтальпии газов при других температурах уста-
навливается при этом в два этапа: вначале находят энгалыпно газов при
температуре 2200°С и заданном избытке воздуха, а затем с помощью
пересчетной формулы приводят ее к расчеиюй температуре.
Исходное значение энтальпии газов при 2200"(’ п избытке возду-
ха а составляет, кДж/кг(м3):
Н0 = П" I (a I)//,',’
или с достаточной для расчетов степенью точности
Яр- [Я,0 + (а- I)//,? (1 I г),
(2.15)
если поток газов дополнительно увеличен за счет ранее наеденной ре-
циркуляции. Для известной температуры газов /),, '(!, значение энталь-
пии газов находят по следующим формулам:
— при 1150°С
яг = я0
_______0Г _
2695 - О,ЗУ),.
(2.16)
1
— при т9г > 1150°С
(2.17)
Для определения температуры по известной энтальпии продуктов сго-
рания в расчетном месте Нг преобразуют формулы (2.16) и (2.17) для
определения #г:
— при Нг/Hq 0,5
Яг/Я0 \
1 + 0,ЗЯг/Яр } ’
(2. IS)
48
Глава 2
сгорания при сжигании твердых, жидких и газообразных топлив сг
кДж/(м3-К), при температуре 2200°С составляет:
твердое топливо —1,71 + 4,2ЖП • 10“3
(второе слагаемое учитывать при значении W" > 1);
жидкое (нефть, мазут) — 1,693;
природные и попутные газы — 1,685;
Теоретическую энтальпию воздуха, кДж/кг, при температуре
2200°С находят по формуле:
Яв°2200 = 3403VB°.
(2.23)
2.4. Коэффициент полезного действия котла
и расход топлива
Коэффициент полезного действия проектируемого парового котла
(в процентах) определяется методом обратного баланса:
Tfa.K. — ЮО — (<?2 + <?3 + <?4 + <?5 + <7б)-
(2.24)
Задача расчета сводится к определению значений тепловых потерь для
принятого типа парового котла и сжигаемого в нем топлива. Потеря
теплоты с уходящими газами q2 зависит от выбранной температуры
газов, покидающих паровой котел (табл. 2.5), избытка воздуха и опре-
деляется по следующей формуле:
^2 = (яух-ях.в)(юо-д4)/^;.
(2.25)
Здесь Нух — энтальпия уходящих газов при значении <tyx, кДж/кг;
определяется по формуле (2.16); Нх.в — энтальпия поступающего в ко-
тел холодного воздуха, кДж/кг, определяется по (2.20) при значении из-
бытка воздуха (Зв — аух; обычно принимают значение /хл, — 20 — 30°С,
для зимних условий tx,B = tHap 4- 10°С, где /,ннр расчетная темпера-
тура наружного воздуха, °C.
Потерю теплоты из-за химического недожога горючих газов (СО,
Н2, CH4)q3, %, учитывают только при сжигании газообразного топлива
и мазута и принимают в количестве 0,1-0,5%, причем меньшие значе-
ния (0,1-0,2%) — для современных топок большой тепловой мощности
(при D 89 кг/с) и значения 0,4-0,5% при сжигании смеси газов за-
метно разной теплоты сгорания.
2.4. Коэффициент iui>tr таги действия котла и расход топлива 49
Потеря теплоты с механическим недожогом (/4, %, характерна дли
твердых топлив, хотя в небольшом количестве эта потеря имеет моего
при сжигании газа и мазута (сажа, коксовые частицы). В последнем
случае эту потерю за малостью относят к значению 73.
Потери теплоты q4 для различных видов твердых топлив прини-
мают: антрацит — 4-6%, полуантрацит — 3-4%, каменные угли при
Vr < 15% — 1,5-2%, остальные каменные угли — 1-1,5%, бурые угли,
торф — 0,5%, горючий сланец — 1%. Малореакционные топлива (А, ПЛ,
Каменные угли с Vr < 15%) рекомендуется сжигать с жидким шлакоу-
далением, тогда следует принимать меньшие из указанных значений q4,
а при твердом шлакоудалении — большие значения. При сжигании ка-
менных углей большее значение потерь принимают для сильнозольных
топлив с Ал > 2% кг/МДж.
Потеря теплоты от наружного охлаждения д5, %, в котлах большой
тепловой мощности невелика (менее 0,5%) и уменьшается с ростом еди-
ничной мощности котла. Ее значение при номинальной расчетной на-
грузке можно определить из следующих зависимостей:
— при паропроизводительности котла DK0M =42-250 кг/с (160-900 т/ч)
<Z5H = (60/Z?HOM)°’5/lg Z?H0M; (2.26)
— при DHOM > 250 кг/с принимается q$ = 0,2%.
Потеря с физическим теплом шлаков q^, %, обязательно учитыва-
ется при жидком шлакоудалении, а при твердом — только в случае,
когда Ар > 2,5Q£.
amilAp(ct)
шл
<16 =
Qpp • Ю3
(2.27)
Температура жидкого шлака принимается £шл = t3 + 100°С, а тепло-
емкость шлака сшл — 1,1 + 0,2(£шл — 1300)/400 при температурах от
1300 до 1700°С. При отсутствии данных о температуре жидкоплавкого
состояния шлака t3 принимают 6^ = 1500°С, а энтальпию (с0шл =
= 1800 кДж/кг. Доля шлакоулавливания в топочной камере ашл может
быть принята:
Вид топочной камеры ашл
открытая с твердым шлакоудалением 0,05
то же с жидким шлакоудалением 0,15-0,2
с пережимом и жидким шлакоудалением 0,20-0,35
50
Глава 2
Для топлив марок А, ПА, Т принимать меньшие из указанных зна
чения ашл.
Располагаемую теплоту топлива кДж/кг(м3), в большинстве
случаев можно считать равной Q? и только при внешнем (калорифер
ном) подогреве воздуха перед поступлением его в воздухоподогрева
тель, а также при предварительном нагреве топлива (мазута) опреде-
ляют располагаемую теплоту
Qp = kqQp„,
(2.28)
где kq — коэффициент, учитывающий долю дополнительного поступ-
ления теплоты с топливом:
kq = 1 + (0,0554м + 0,35Д4поД) • 10~3.
(2.29)
Здесь tw — температура мазута, °C: Д£ПОд — нагрев воздуха в калори-
ферной установке, °C (подогрев за счет рециркуляции горячего воздуха
не учитывается).
Полный расход топлива на котел Вк, кг/с, составляет
(2.30)
Здесь Dne — расчетная паропроизводительность котла, кг/с; /гп>п, hn,B^
Дкип — энтальпии соответственно перегретого пара, питательной воды
и воды на линии насыщения при давлении в барабане парового кот-
ла, кДж/кг. Энтальпии определяются по соответствующим температу-
рам пара и воды и давлению в пароводяном тракте котла (см. §4.1);
DBr — расход вторично-перегреваемого пара, кг/с; h'BT, hBr — энталь-
пии вторично-перегреваемого пара на входе и выходе из перегревате-
ля, кДж/кг; £>пр — расход продувочной воды из барабанного парового
котла, кг/с; принимают Dn? = 0,01рПр^пе, где рпр — относительная
величина непрерывной продувки котла, %; обычно рпр — 0,5-2%. Если
Рпр 1% теплота продувочной воды составляет менее 0,2% полезного
тепловыделения и может не учитываться.
При заметном механическом недожоге топлива (при 2%) опре-
деляют расчетный расход сгоревшего топлива ВР1 на основе которого
производится определение полного расхода газов и воздуха в газовоз-
душном тракте котла:
Вр = В(1 - 0,01д4).
(2.31)
2.4. Коэффициент полезного действия котла и расход топлива 51
Габлица 2.9. Расчетные КПД паровых котлов
Вид сжигаемого топлива ^/п.к
Антрациты, полуантрациты с жидким шлакоудалением 0,88-0,89
Тощие каменные угли с ЖШУ 0,91
Каменные угли с ТШУ 0,925
Тощие каменные угли с ТШУ 0,90
Бурые угли, сланцы 0,92
Торф фрезерный 0,91
Мазут при fly* — 150 -с 160° С 0,93
Газ и мазут при $Ух — 120 — 130° С 0,945
То же под наддувом 0,95
В этом случае все удельные тепловосприятия поверхностей нагрева
к тепловом расчете относят на 1 кг сгоревшего топлива, т. е. к вели-
чине Вр.
При необходимости достаточно быстрой приближенной оценки рас-
хода топлива на паровой котел можно воспользоваться следующей за-
висимостью:
вк = 3п.к/(3^п.к). (2.32)
Величину КПД парового котла можно принять по табл. 2.9, если исход-
ные данные к расчету приняты в соответствии с приведенными выше
указаниями.
С удовлетворяющей расчет степенью точности тепловую мощность
елочного парового котла на КЭС можно определить по электрической
мощности блока из выражения:
<?п.к = (2.33)
где — электрическая мощность блока, МВт; т;э.с — КПД электро-
станции; рекомендуется принимать ??э.с = 0,37-0,40, причем большую
величину (0,39-0,40) для блоков 300 МВт и выше.
Для котлов, работающих на ТЭЦ, не всегда возможно установить
их адекватную электрическую мощность. В этом случае тепловую мощ-
ность котла можно определить по формуле:
<Эп.к = 2,55(1 + kn )Dne(10/pn.n )0’175, (2.34)
52
Глава 2
где кп — коэффициент, учитывающий тепловосприятие промежуточ-
ного пароперегревателя; кп = 0,21 — при наличии промежуточного пе-
регрева и кп = 0 при его отсутствии; рп.п — давление перегретого пара
на выходе из котла, МПа.
Формула (2.34) справедлива при соблюдении исходных данных,
приведенных в табл. 2.5 и стандартных параметрах пара выпускаемых
паровых котлов.
Глава 3
Гасчет радиационных и полурадиационных
поверхностей нагрева
3.1. Тепловые и конструктивные характеристики
топочной камеры
Задача теплового и конструктивного расчета топочной камеры за-
г.иючается в определении ее тепловосприятия, размеров необходимой
и v чевоспринимающей поверхности экранов и объема топки, обеспечи-
нающих снижение температуры продуктов сгорания до заданной вели-
чины.
Для выполнения расчета топки составляется предварительный эс-
киз ее, который может быть принят близким к эскизу топочной камеры
। ивового котла, указанного в задании к проекту, если производитель-
ность и характеристика топлива в задании и типовом котле не сильно
отличаются.
Объем топочной камеры (рис. 3.1) ограничивается осевой плоскос-
। ыо экранных труб стен и потолка, поверхностью, проходящей через
первый ряд труб ширм или другой поверхности на выходе из топки, го-
ризонтальной плоскостью, отделяющей половину высоты холодной во-
ронки или плоскостью пода топки.
Внутреннее сечение топки по осям труб экранов fT, м2, определяет-
си как произведение ширины фронта топки аг, на размер глубины ее —
6Г: /т = О"гЪт. Температурный уровень газов в сечении топки и в том
числе вблизи труб экранов зависит от расчетного теплонапряжения се-
чения топки:
<lf = BQllb. (3.1)
Предельные тепловые напряжения в сечении топки, исключающие та-
кой уровень температур газов вблизи стен, при котором начинается
интенсивное шлакование при сжигании топлив с твердым шлакоуделе-
нием, приведены в табл. 3.1 а. При жидком шлакоудалении, а также
54
Глава 3
Рис. 3.1. Расчетные размеры топочных камер, а — с твердым шлакоудале-
нием; б — газомазутная; в — с жидким шлакоудалением и пережимом; Дт,
/ix.B, hr — расчетные высоты соответственно топки, холодной воронки, приз-
матической части; Дш, hrr o — высота ширмы и газового окна в плоскости
заднего экрана; Лк.г, ^к.о — высота камеры горения и камеры охлаждения
газов; сш — глубина ширм, выступающих в объем топки
при сжигании газового топлива и мазута тепловые напряжения устана-
вливаются значительно выше, они обеспечивают весьма высокие тем-
пературы газов в сечении топки и вблизи стен и ограничиваются усло-
виями перегрева металла труб и временем сгорания топлива в топ-
ке (табл. 3.1 б).
Расчетные значения тепловых напряжений сечения топки qp обыч-
но принимают с некоторым запасом по сравнению с предельными, то
qp = 0,9(/у — при сжигании твердого топлива;
qj 0,85^у — при сжигании газа и мазута.
Указанные значения qp рекомендуется принимать в котлах большой
паропроизводительности (D 186 кг/с).
Для котлов меньшей производительности принимают расчетное qp
с учетом номинальной £>п, кг/с:
= 0,9(Z>n/150)°’1Qy — при сжигани твердого топлива;
= 0,85(Z?n/150)°’5Qy — при сжигани газа и мазута.
3.1. Ген ’limbic и i\on г ш pip; ///и ни ы с .кара ктеристики топочной камар/,i !»!>
Таблица 3.1. Предельные плотности тепловыделения в сечении топки
а. 'Гонки г твердым шлакоудалением
Тепловыделение , МВт/м2
при фрон- при встреч- при тангсп
Расположение ,,
тальном ном распо- циальном
горелок по Топливо н расположе- ложении го- расположи
высоте _ _ , _
нии горелок релок нии горелок
Шлакующие камен- 1,75 2,30
ные и бурые угли
Одноярусное Нешлакующие 2,90 3,50 2,90
каменные угли
Фрезерный торф 2,90
Шлакующие камен- 3,50 3,50 2,50
ные и бурые угли
Двух-трех- Нешлакующие 4,70 6,40 6,40
ярусное каменные угли
Сланцы эстонские 1,75 2,30 2,30
б. Топки с жидким шлакоудалением и газомазутные
Топливо Тепловыделение <$’, МВт/м2
Антрациты, полуантрациты, тощие уг- 5,2
ли
Каменные и бурые угли
Природный газ и мазут
6,4
9,3
Примечание: К шлакующим каменным углям относятся: донецкий ГСШ, ки-
зеловский Г и отсевы, кемеровский СС; к нешлакующим — экибастузский
СС, егоршинский А, куучекинский СС, ткварчельский Ж; для остальных ка-
менных углей следует принимать q™, как среднее между шлакующими и не-
шлакующими углями.
Переход с одного на несколько ярусов горелок позволяет увеличить пре-
дельные значения qj в сечении, т. к. процесс выделения теплоты будет
рассредоточен по высоте топки.
Используя формулу (3.1), по расчетному значению q1^ находят не-
обходимое расчетное сечение топки /т •
В зависимости от паропроизводительности проектируемого котла
по табл. 3.2 выбирается необходимое число горелок, их расположение
па степах тонки и устанавливается диаметр выходной амбразуры вих-
ревой горелки da. Число вихревых горелок в одном ряду на фронто-
вой стене гонки может быть 4 или 6 шт., при этом расстояние меж-
ду осями горелок в ряду должно составлять (2,24-3,0) d0. Отсюда по
56
Глава 3
Таблица 3.2. Количество и расположение вихревых горелок
Номинальная паропроизводи- тельность Ином? т/ч Расположение вихревых горелок Диаметр выход- ной амбразуры горелки1^ da, мм Прямо- точные горелки угловые2)
фронтальное встречное
120-220 3-4 4-6 850 4-8
320-420 6-8 6-8 950 8-12
1150
500-640 8-12 8-12 1150 12-16
1350
950-1200 - 12-16 — 1350 16-24
1600 - 12-16 1350 24-32
1600
2500 - 24-32 1600 24-32
Примечание: 1 — для газомазутных горелок диаметр уменьшается в 1,3-1,4
раза; 2 — угловые прямоточные горелки только для твердых топлив.
данным табл. 3.2, а также с учетом характеристик топки «типового»
котла выбирается однофронтальное или встречное расположение горе-
лок и определяется число ярусов горелок. При встречном расположе-
нии является обязательным идентичное выполнение горелок на обеих
противолежащих стенах топки, а расстояние между стенами при этом
должно быть 5-7 м — для котлов с £>п =44-89 кг/с и 7-10 м — для
котлов cDn 116 кг/с.
Нижний (первый) ярус горелок устанавливают на расстоянии
(2,0-2,5) da от начала ската холодной воронки или пода газомазутного
котла и на расстоянии (1,84-2,0) da до пода с жидким шлаком. Второй
и следующие ярусы горелок размещают выше первого на (2,24-2,5) da.
С ростом паропроизводительности когда условная паровая нагруз-
ка на 1 м ширины топки (удельная паропроизводительность) возрастает
не линейно (рис. 3.2), поэтому ширина фронта топочной камеры увели-
чивается не пропорционально росту паропроизводительности. Ширина
топочной камеры газомазутных котлов обычно на 10-15% меньше, чем
котлов на твердом топливе при одинаковой паропроизводительности.
Исходя из сказанного, ширина топки может составлять
— для котлов с DH0M 185 кг/с
а — т
ат — п^1УН0М,
(3-2)
где т = 1,1 при DH0M = 33-45 кг/с (1204-160 т/ч) для всех топ-
3.1. Тепловые и конструктивные характеристики топочной камеры 57
Рис. 3.2. Удельная паропроизводительность паровых котлов. Котлы отечест-
венного производства: 1 - БКЗ-320-140 (D — 320 т/ч); 2 - БКЗ-320-ГМ
(320 т/ч); 3 - ТП-80 (420 т/ч); 4 - ПК-39 (D = 475 т/ч на один корпус);
5 - ТГМ-94 (500 т/ч); 6 - ТП-100 (640 т/ч); 7 - ПК-33 (640 т/ч); 8 - ПК-41
(475 т/ч на один корпус); 9 - П-49 (800 т/ч на один корпус); 10 - ТГМ-
96 (480 т/ч); 11 - П-59 (990 т/ч); 12 - ТГМП-314 (1000 т/ч); 13 - ТПП-312
(950 т/ч); 14 - ТПП-200 (1250 т/ч на один корпус); 15 - ТГМП-324 (1000 т/ч);
16 - П-57 (1650 т/ч); 17 - П-67 (2650 т/ч); 18 - ТГМП-204 (2650 т/ч); 19 -
ТГМП-1204 (3950 т/ч).
Котлы зарубежных электростанций: 20 - Фоули (США, D = 1520 т/ч); 21 -
Феррибридж «С» (Англия, 1520 т/ч); 22 - Поршевиль (Франция, 1800 т/ч);
23 - Бреннер Айленд (Англия, 2700 т/ч); 24 - Кистоун (США, 2900 т/ч);
25 - Парадайз, № з (США, 3180 т/ч); 26 - Камберленд (США, 4130 т/ч). I -
усредненная расчетная характеристика при сжигании твердых топлив; II -
то же — газомазутных топлив; • — при сжигании твердых топлив; х — при
сжигании газа и мазута
58
Глава 3
лив, т = 1,3 (твердые топлива) и 1,2 (газомазутные топлива) при
Гном =554-185 кг/с (200 670 т/ч);
— для котлов с /)1(ОМ > 185 кг/с
а — тп
ат — "иуном,
(3.3)
где т — 12,6 (твердые топлива) и 10,7 (газомазутные топлива).
Глубина гоночной камеры 6Т при жидком шлакоудалении, сжи-
гании газа и мазута, а также при одноярусном расположении горе-
лок в случае твердого шлакоудаления принимается равной (5-7)da
(меньшие значения — при сжигании газа и мазута).
‘При многоярусном расположении горелок (твердое шлакоудаление)
глубина гоночной камеры зависит дополнительно от числа ярусов го-
релок:
Ьт = (Ь 7)do^„, (3.4)
где (рп поправочный коэффициент на число ярусов, который прини-
мают равным 1,2 (при двух ярусах горелок) и 1,3 (при трех ярусах).
Полученные значения ат и 6Т определяют сечение топки /т, кото
рое ранее получено из (3.1) на основе принятого значения q?. Обычно
соотношение ат/ЬТ = 1,7 4- 2,0. Корректируя в допустимых пределах
значения и линейные размеры топки аТ и 6Т, следует согласовать
их. При этом отклонение ширины топки от расчетной по (3.2) или (3.3)
допускается в пределах ±10%.
При использовании прямоточных горелок с тангенциальным на-
правлением вращения факела в сечении топки отношение разме-
ров аТ/ЬТ не должно превышать 1,3.
Нижняя часть топки выполняется в виде холодной воронки при
организации твердого шлакоудаления или в виде слабонаклонного фу-
терованного пода при жидком шлакоудалении.
Холодная воронка образуется путем наклона фронтового и заднего
экранов топки внутрь под углом 50-55° к горизонтали с целью беспре-
пятственного скатывания (ссыпания) отвердевших частиц шлака с на-
клонных стен вниз. Шлакоприемное отверстие в нижней части холод-
ной воронки имеет размер bf = 0,8 4- 1,2 м и длину, соответствую-
щую ширине топочной камеры. При паропроизводительности котла бо-
лее 111 кг/с (400 т/ч) топочная камера может разделяться двусветным
экраном на две полутопки с двумя холодными воронками.
3.1. Тепловые и конструктивные характеристики топочной камеры 59
При жидком шлакоудалении фронтовой и задний экраны топки в ее
нижней части имеют угол изгиба около 90° и соединяются друг с дру-
гом в центре топки, образуя слабонаклонный двускатный под топки
(угол наклона от горизонтали для стекания шлака около 10°). Верти-
кальные экраны нижней части топки и подовый экран футеруются
для создания высокой температуры на поверхности. По ширине топ-
ки в центре пода выполняются 1-2 летки прямоугольного или круглого
сечения для удаления жидкого шлака размером 500 или 800 мм.
При сжигании мазута и природного газа нижняя часть топки так-
же выполняется в виде горизонтального (слабонаклонного) пода без ле-
ток. В котлах естественной циркуляции в этом случае трубы подового
экрана закрывают слоем шамота либо карборунда для исключения пе-
регрева верхней образующей труб при начале парообразования в случае
расслоения пароводяной смеси при малой скорости движения воды.
Высота газового окна над задней стенкой топки (за ширмами) при-
нимается равной или несколько меньше глубины топки h'r 0 « Ьт. Вы-
сота вертикальных ширм с учетом наклона нижней плоскости горизон-
тального газохода в 40-45° и при наличии аэродинамического выступа
(«носа») на задней стенке топочной камеры принимается
- (1,1 - 1,<о.
В топочных камерах без выступа ширмы могут быть опущены более
глубоко в топку, однако высота их составляет не более 0,3-0,35 полной
высоты топочной камеры. При глубине топочной камеры ЬТ однорядные
ширмы могут быть выдвинуты внутрь топочной камеры примерно на
0,20-0,3 6Т, а двухрядные — до 0,4-0,5 ЬТ.
Необходимый объем топочной камеры при выбранном ее сечении
определяет высоту топки. Прежде всего следует установить минималь-
ный допустимый объем топки из условия сгорания топлива:
кмин ='BpQ?/qv, (3.5)
где qy — допустимое тепловое напряжение топочного объема, кВт/м3.
Значения qy принимают следующими. При твердом шлакоудалении:
тощие каменные угли, отходы углеобогащения, торф — 160, каменные
угли с Улг 25% — 175, бурые угли — 180, сланцы — 115 кВт/iy3;
при жидком шлакоудалении — А и ПА — 145, каменные угли (вклю-
чая тощие) — 185, бурые угли — 210 кВт/м3; для газового топлива
и мазута — 290 кВт/м3.
60
Глава 3
Расчетный объем топочной камеры всегда несколько больше ми-
нимального и зависит от величины выбранной температуры газов на
выходе из топочной камеры Снижение температуры газов дости-
гается увеличением поверхности стен, связанным с объемом топочной
камеры. При размещении на выходе из топки ширмового перегрева-
теля температуру газов можно принимать на 50-70°С выше тем-
пературы начала деформации золы но не выше следующих вели-
чин: 1000 1050°С - для торфа, сланцев и бурых углей Канско-Ачин-
ского и Апгрспского месторождения; 1100°С — для шлакующих.камен-
ных и бурых углей (см. примеч. к табл. 3.1); 1150°С — для умеренно
щлакующих топлив; 1250°С — для нешлакующих твердых топлив (см.
примеч. к табл. 3.1); 1300°С — для мазута и природного газа.
Расчетный объем топки предварительно может быть определен по
следующим формулам:
для твердых топлив
для газа и мазута
(3-7)
Для камерной топки без размещения в ее объеме двусветных экранов
и разреженных топочных ширм расчетная поверхность боковой стены
гонки составит:
F6POK = КР/<^
(3.8)
(/гены топки по высоте разделяют на три зоны: холодной воронки, сред-
ней призматической части и верхней призматической части. При вы-
бранных размерах сечения топки — ширины ат и глубины Ьт — бо-
ковые поверхности зоны холодной воронки и верхней призматической
части можно определить, а по оставшейся поверхности средней части
устанавливают ее высоту.
Боковая поверхность зоны холодной воронки представляет собой
трапецию (см. рис. 3.1 а) с размерами оснований 6Т и 5ср и высотой
0,5/ix.B- Высота холодной воронки при наклоне фронтовой и задней стен
3.1. Тепловые и конструктивные характеристики топочной камеры 61
под углом а — 50 — 55° к горизонтали составляет:
Лх.в = [0,60 + 0,02(а - 50)] (Ьт - Ь').
(3.9)
Значение 6ср = 0,5(6т + У), при этом поверхность боковой стены холод-
ной воронки получается из выражения
Fx в = 0.25(1,5bT + 0,56')/ix в
(3.10)
Верхняя часть боковой стены при наличии выступающих в топку вер-
тикальных ширм имеет высоту /iB,4 = при ширине ее 6", тогда
поверхность верхней части будет FB4 = В итоге поверхность
средней призматической части боковой стены будет равна:
пр
Fp — F - F
^бок ^в.ч
(3.11)
и ее высота
(3.12)
В итоге полная высота топки, имеющая расчетный объем Vp, будет
составлять
hp = 0,5hx.B
пр
в.ч
(3.13)
При отсутствии холодной воронки высота топки складывается из двух
составляющих — hp — hnp + hB,4 (см. рис. 3.1 б). Полная расчетная
поверхность стен топки теперь может быть получена из установленных
геометрических размеров топки:
Fp — 2FP + 2FP 4- F 4- F
1 CT бок T 42 фр T 2 ПОД I L пот
(3-14)
гдеРфр — расчетная поверхность фронтовой стены топки, м2; она вклю-
чает в себя поверхность вертикальной стены и половину поверхности
ската холодной воронки /Ск = tf,65/zx.B (см. рис. 3.1 а), если топка с ¥дер-
дым шлакоудалением. Поверхность противоположной задней стены топ-
ки имеет такой же расчетный размер, поэтому F£p удваивается; Fnofl —
поверхность пода топки (рис. 3.1 б,в); для топки с холодной воронкой
^под = frcp^T (рис. 3.1 a); Fn0T — поверхность экранов потолка топки, м2;
Fiot = (&„ +сш)ат = 5тат, при этом указанная поверхность состоит из
62
Глава 3
собственно потолочного экрана и горизонтальной поверхности нижнего
торца ширм нлп плоскости верхнего выступа заднего экрана.
Приближение но известному расчетному объему топки V/ полную
поверхность всех пгп призматической топки (без дополнительной пло-
щади двусветных экранов и ширм в объеме топки) можно определить
по формуле:
= Ы^)0’67.
(3.15)
гдр коэффициент формы топ^и, который принимается: к$ = 7,0 —
для коглов с />1( 264 кг/с, 7,3 — при Dn = 260 4- 120 кг/с и 7,6 —
при />„ 117 кг/с. В случае организации жидкого шлакоудаления
(рис. З. I в) otn,Гию выделяют камеру" горения с футерованными изнут-
ри экранами п камеру охлаждения с открытыми экранами. Высота hK,r
(•оставляет примерно (0,85--1,1)5т. При этом тепловое напряжение объ-
ема камеры горения ql„r должно быть примерно в 5 раз выше среднего
тепловою напряжения объема топки в целом qy. Нижняя плоскость
выпуна, отделяющего камеру горения, имеет наклон 45°, верхняя —
30“ к вертикали. Полученная по (3.8) поверхность боковой стены здесь
также разделы'геи на три зоны. Боковая стена камеры горения с до-
статочной степенью точности определяется как F6KO’£ = 6т/гк.г. После
определения поверхности верхней части оставшуюся среднюю часть
боковой с гены можно разделить на чисто призматическую поверхность
и поверхность трапеции (на высоту верхней части пережима), которая
гоставляет 1''1р - 0,3262, м2, при высоте трапеции hTp = 0,436т.
В последующем при расчете поверхности фронтовой стены следу-
ет учесть увеличение размера стены в зоне выступа в 1,256 раза по
сравнению с вертикальным участком.
При наличии двусветного экрана к полученной по (3.14) площади
стен добавляется удвоенная боковая поверхность — FflB = 2FPOK без
изменения расчетного объема топки, тогда Ff = FCPT + FflB.
В случае размещения в объеме топки разреженных ширм вдоль
с теп (рис. 3.3 а) или в поперечном сечении (рис. 3.3 б) определяют-
ся их размеры А и 1Ш и шаг ширм по ширине топки 5Ш, который ре-
комендуется принимать от 1 до 2,5 м. В результате находят полную
конструктивную поверхность ширм:
(3.16)
3.1. Тепловые и конструктивные характеристики топочной камеры 63
б)
Нис. 3.3. Принципиальные схемы расположения ширмовых поверхностей
в объеме топки: а — пристенные ширмы («щеки»); б — горизонтальные по-
перечные ширмы; А — глубина ширмы; 1Ш — длина ширмы; остальные обо-
значения см. рис. 3.1
где гш.т = ат/зш-1 — число ширм вдоль ширины фронта топки. Устана-
вливается также площадь стен топки, находящаяся в зоне расположения
ширм — FCT.m, м2:
— для схемы по рис. 3.3 а
— (А ~Ь 1ш)ат 4- 2А/Ш;
(3.17)
— для схемы по рис. 3.3 б
Fгт.ш
= 2(Аат + А1Ш).
(3.18)
При расположении в топке разреженных ширм в их зоне уменьшается
толщина излучающего газового слоя и снижается воспринятый удель-
ный тепловой поток по сравнению с аналогичным тепловым потоком
в свободном объеме топки. Это учитывается коэффициентом освещен-
ности ширм /ш и прилегающих к ширмам экранов Znp, которые умень-
шают расчетную тепловоспринимающую поверхность по сравнению
64
Глава 3
с конструктивной и приводят ее к сопоставимой с экраном свободно-
го топочного объема. 'Го г да расчетная поверхность топки будет иметь
размер
г
(3.19)
где /<?.’. /'’ст.ш поверхность стен свободного объема топки, м2.
Значения коэффициентов освещенности зависят от конструкции топоч-
ных ширм и для размещения вдоль стен (рис. 3.3 а) составляют:
Z„, 0,61(1+^^) (1-4—А);
\ 0,3 / \ 87 /
- 0,603(1 + ^4) (1 -
\ 0,0 / \ У /
Для конструкции поперечных ширм по рис. 3.3 б:
Z„p = 0,65(1 + 5=^1) (1 -
(3.20)
(3.21)
В формулах (3.20) и (3.21) значения А и $ш подставляются в метрах.
Полученные геометрические размеры топочной камеры позволяют со-
ставить предварительный эскиз ее в выбранном масштабе. Эскиз топки
является исходным для выполнения теплового расчета, в результате ко-
торого будут получены окончательные размеры топочной камеры.
3.2. Тепловой расчет топочной камеры
Общее количество теплоты, переданной излучением от газов к по-
верхностям топки, определяется разностью между полезным тепловы-
делением в зоне горения и энтальпией газов на выходе из топки:
Q» = Q. - Н”.
(3.22)
Полезное тепловыделение в топочной камере QT, кДж/кг (кДж/м3)
складывается из располагаемой теплоты топлива (2.28) или только те-
плоты его сгорания (если нет дополнительных источников тепла), а так-
3.2. TriuHHiou расчет топочной камеры
65
же теплоты горячего и холодного воздуха, поступающего в топку, и тс
плоты рециркуляции в топку газов:
Q-r = (Q£ - <?внш)(100 - q3 - g6)/100 + QB + гЯг.рц. (3.23)
Теплота поступающего в топочную камеру воздуха складывается из эн-
тальпии горячего воздуха, определяемой на основании выбранной тем-
пературы £г.в (табл. 2.6) и относительного избытка воздуха /Зг.в по (2.11)
и энтальпии присосов холодного воздуха:
С?в = /?г.вЯг°в + (Дат + Да„л)Ях°в, (3.24)
где значения теоретических энтальпий Н®в и Н£ в определяются
по (2.20) при /Зв — 1 и соответствующих температурах £г.в и £х,в. Тепло-
та\внешнего подогрева воздуха перед входом в воздухоподогреватель
непосредственно в топку не поступает и вычитается из Qpp,
<9внш = 0,35Д*под^, (3.25)
где Qh имеет размерность МДж/кг, а Д^под — нагрев воздуха в кало-
риферной установке, °C.
/ Энтальпию газов рециркуляции Ягрц, кДж/кг, определяют по (2.16)
при температуре газов в месте их отбора. При обычном месте отбо-
ра газов — перед воздухоподогревателем — с достаточной точностью
можно принять 7?рц = tr,B + 50°С и коэффициент избытка воздуха для
определения Но в месте отбора — арц = аух — Давп.
Значению QT соответствует теоретическая (адиабатная) темпера-
тура продуктов сгорания в топке $а, °C. Ее находят по (2.19), где
вместо Нг подставляют значение QT, а энтальпия газов при 2200°С —
Hq кДж/кг, определяется при избытке воздуха на выходе из топки
по (2.14) или с учетом рециркуляции газов по (2.15), если она введена
в нижнюю часть топки.
3.2.1. Конструктивный расчет /опки
В основу методики расчета теплообмена в топочной камере по [4]
положено значение удельной тепловой нагрузки поверхности экранов
топки:
цр — BpQx /
(3.26)
66
Глава 3
где Fr — поверхность настенных экранов и погруженных в объем топки
тепловосприиимающихг поверхностей, м2, а также безразмерное число
Больцмана:
«о = ^/(со^Ю"8),
(3.27)
характеризующее отношение удельной тепловой нагрузки экранов топ-
ки к максимальному ее значению при теоретической температу-
ре 7 а, А -
В уравнении (3/27) дополнительно обозначены: со — 5,67 • 10~3
кВт/(м2 • А’) коэффициент излучения абсолютно черного тела; —
коэффициент тепловой эффективности экранов топки.
При конструктивном расчете топки заданной (принятой) является
темпера гура газов на выходе из топки °C, при этом определяют
отношение, абсолютных температур газов на выходе из топки к адиа-
батной температуре газов в ядре факела:
„ _ + 273
т “ 4- 273’
(3.28)
Для указанных условий удельную тепловую нагрузку поверхности
ходят по формуле: /
(3.29)
Здесь дополнительно: ет — коэффициент излучения газовой среды в то-
почной камере: М — коэффициент относительного местоположения яд-
ра факела по высоте топочной камеры; N = 9800 — при сжигании газа
и мазута в топках большой мощности (300 МВт и более) и N = 9200 —
в остальных случаях. В конструкторском расчете однокамерной откры-
той топки при заданной температуре изменение высоты размещения
горелок в топке или сжигание пылевидного топлива с растянутым фа-
келом по сравнению с короткофакельным сжиганием газа и мазута за-
метно влияет на изменение среднего тепловосприятия экранов и в итоге
на размер необходимой поверхности охлаждающих экранов топки. Это
учитывают при тепловом расчете топочной камеры с помощью эмпири-
ческого коэффициента М. Его значение при сжигании различных видов
топлива принимают:
3.?. Ггн.пнп1П расчет. топочной камеры 67
— при сжигании ш.кч из >| н*ак цн< hi и ы х твердых топлив (каменные и бу
рые угли, сланцы, горф)
Л/ 0,59 - (),50Хт; (3.30)
— при камерном сжигании малореакционных твердых топлив (А,ПА,'Г),
а также каменных у глей с повышенной зольностью (типа экибастуз
ских)
Л/ - 0,56 - 0,50Хт; (3.31)
— при сжигании газа и мазута
М = 0,54 - 020Хт. (3.32)
Для подового расположения горелок принимают М — 0,4. Значение Л
характеризует относительную высоту положения зоны максимума тем
ператур в топке. Для большинства видов топлив максимум темпера гур
по высоте практически совпадает с уровнем расположения горелок, тог
да
где /ггор — высота размещения горелок от пода топки или середины
холодной воронки; — расчетная высота заполняющего топку факела
от низа топки до середины выходного газового окна (рис. 3.3).
При расположении горелок (вихревых или прямоточных угловых) <
в два-три яруса по высоте за /ггор принимается средняя высота, если
теплопроизводительности горелок всех рядов одинаковы, а при разной
теплопроизводительности расчетная высота размещения ядра факела
пропорционально смещается в сторону большей теплонроизводптгль
ности ряда. В этом случае происходит затягивание воспламенения и
горения топлива и уровень максимума температур сдвигается пгсколь
ко выше расчетного уровня горелок. Тогда значение А'т определяю!
с учетом поправки:
ХТ = hrop//< +ДА, (3.3 1)
где поправка ДА принимаете... 3,1 при Рпе 117 кг/с н 0,05 нр
7?пе > 117 кг/с.
11 ч* /
68
Глава 3
При cryом слипании топлива, когда в зоне основного горе-
ния пгор 0,95 0,7 ог111)гит(‘Л1»ный уровень расположения максимума
температур (ицм-деппг Кч1 но формуле:
V, h^/h'r I 2(1 -агор). (3.35)
Ко:н|н|и1 ЦИРН1 п‘нл()вой эффективности экрана равен произведению
условней о гн).м|}фнц||<'11 та ого загрязнения на угловой коэффициент экра-
на:
''А> = $'С.
(3.36)
Угловой га>эфф|щнент настенного экрана или ширмы в топочном
обкоме .г определяется по формуле:
х = 1 - 0,2(s/d - 1),
(3.37)
где x/d относительный шаг труб экрана (ширмы). Если стены топки
закрыты экранами с разными угловыми коэффициентами х или разны-
ми коэффициентами загрязнения £, то для топки в целом определяют
(•роднее значение коэффициента тепловой эффективности
(3.38)
где ф., коэффициент тепловой эффективности г-го участка экрана,
определенного по (3.36); Fcrj — поверхность стены г-го участка с от-
личающимися от других значениями х или £, т. е. значением Для
неэкрапированного участка стены топки (в том числе амбразур горе-
лог;) определяется FCT.H, а значение фн = 0.
Условный коэффициент загрязнения поверхности нагрева £ ха-
рактеризует воспринятую долю лучистого тепла рабочей средой по
сравнению с тепловым потоком, падающим на экранную поверхность.
С увеличением загрязненности экранных труб величина коэффициен-
та £ уменьшается. Значения коэффициента загрязнения в зависимос-
ти от характеристики экрана и вида сжигаемого топлива приведены
в табл. 3.3.
Для двусветных экранов среднее значение £ уменьшают на 0,1 по
сравнению с этой же величиной для настенных экранов.
3.2. Trn.iKHiofi расчет топочной камеры
Таблица 3.3. Условный коэффициент загрязнения поверхности
Вид топлива
Открытые гладкотрубные и Газообразное топливо в газо- 0,65
мембранные (плавниковые) мазутных топках
настенные экраны
Мазут в газомазутных топках 0,55
Каменные и бурые угли, фре- 0,45 0,50*
зерный торф
Угли А, ПА, тощий каменный 0,40 -0,45*
уголь
Нешлакующие каменные уг- 0,35-0,40**
ли (типа экибастузского) при
Яэо < 15%
Сланцы эстонские 0,25
0,25
0,2
Экраны, зафутерованные огне- Все виды топлив
упорной массой в топках с твер-
дым шлакоудалением
Под топок, закрытых шамот- Все виды топлив
0,1
ным кирпичом
Примечание: *Большие значения относятся к топкам, имеющим систематн
ческую обдувку экранов. **Меньшее значение при qf < 3,5 МВт/м2. При
Rgo > 15% принимать как для каменных углей.
В топках с жидким шлакоудалением футерованные экраны работа
ют при более высоких температурах, чем при твердом удалении шла
ков, и взаимодействуют с пленкой жидкого шлака. Условный коэффици
ент загрязнения в этом случае зависит от температуры начала плавле
ния шлаков £“л, которая принимается на 50°С ниже температуры жид-
коплавкого состояния золы t3 по [2]. С учетом ограничения возможное \
ти перевода топлив на жидкое шлакоудаление (только при < 135()°С)
расчетный коэффициент находится в достаточно узком диапазоне зна
чений — £о = 0,20 — 0,23, при этом значения 0,2-0,21 будут иметь топ
лива с более высокими значениями t31 такие, как кузнецкие каменные
угли, канско-ачинские, челябинские, ангренские бурые угли. Значении
0,23-0,225 следует принимать для донецких углей, в остальных случа
ях — промежуточные значения.
С учетом типа топочной камеры окончательно условный коэффн
циент загрязнения составляет £ — с£о, где с = 1 —• для футерованной
зоны открытой топочной камеры; с = 1,2 — для камеры горения в юн
70
Глава 3
ке с пережимом. Для плоскости, отделяющей объем топки от входа
в ширмовый пароперегреватель, значение условного коэффициента за-
грязнения определяется с учетом теплообмена между объемами газов
верхней части топки и в зоне ширм:
Сш = (3.39)
где £ условный коэффициент загрязнения открытой экранной по-
верхности (табл. 3.3); — поправочный коэффициент на взаимный
теплообмен газовых объемов верхней части топки и зоны ширм:
/Зш - А/С (3.40)
где /I температурный коэффициент, принимающий следующие зна-
чения: /1 1100 для твердых топлив (при < 1100°С при-
нимать /J,H I); А ----- 900 — для мазута (в диапазоне температур
газов 1000 1250“С); Л = 700 — для газа (в диапазоне температур
газов 1000 1250”С). Для мазута и природного газа при температуре
/А" • 1250"( * принимать fl'lu =
Интенсивноеп> теплообмена в топке определяет коэффициент излу-
чения топочной среды £т- Он определяется коэффициентом излучения
факела заполняющего топочный объем, тепловой эффективностью
экранных поверх костей 'фг и находится по формуле:
Ь = 7—7TZTTF- (3-41)
£ф 4" (1 £ф)Фт
Коэффициент излучения факела при сжигании твердых топлив или га-
зовой среды при сжигании других видов топлив определяется по закону
By гора:
е = 1 - e~kpS, (3.42)
где А: коэффициент ослабления лучей топочной средой, 1/(м-МПа), он
принимает значения ki, /с 2 или в зависимости от характера газовой
среды в топочном объеме; р — давление газов в топочной камере, МПа;
для гонок, работающих под разрежением и с наддувом не более 5000 Па
(500 мм.вод.ст.) принимают р = 0,1 МПа: S — эффективная толщина
излучающего слоя в топочной камере, м.
3.7 Trii'HHunt расчет топочной камеры 71
При сжигании газового и жидкого топлива коэффициент теплового
излучения продуктов сгорания но высоте топки заметно изменявтпц
поэтому его усредняют ио формуле:
£ф ~ »<св + (1 - т)<г, (.4.13)
где £св, £г - коэффициенты теплового излучения светящегося факс
ла и несветящихся газов в верхней части топки; т — доля топочного
объема, заполненная светящимся факелом. Значение т определяется но
формуле:
Xх т = mi(l,05/aT)3m2, (3.43а)
где тл2 =Л — для однорядных горелок; 1,05 — для двухярусных го-
релок; 1/1 — для трехярусных горелок; 1,2 — при подовых горелках.
тщ = 0/1 — для газа и т = 0,55 — для мазута.
Коэффициент ослабления лучей при сжигании твердого топлива Ад
определяется влиянием объема трехатомных газов А:г, концентрацией
золовых частиц кзл и горящих коксовых частиц в факеле /ск, заполняю-
щих/весь топочный объем. В итоге
/ci = кг + кзл + кК. (3.44)
Значения составляющих коэффициентов ослабления получают по сле-
дующим формулам:
кг = A,-'(4/S)o’M1470/T", (3.45)
где кгг - исходное значение коэффициента, которое составляет 0,92
1/(м-МПа) для каменных и бурых углей и 0,98 1/(м-МПа) — для
антрацитов, полуантрацитов и тощих каменных углей.
кзя = А:'л(Ар/35)1,33(1470/Т")°’67. (3.46)
Здесь А:зл -- 3,4 1/(м-МПа) —г при размоле топлива в ШБМ; 2,96
1/(м’МПа) при размоле в ММ, МВ, МВС; 2,25 1/(м-МПа) — при сжи-
гании торфа.
Значение /.;к — 0,3 — для углей марок А, ПА и Т и 0,2 — для
остальные твердых топлив.
Коэффициент ослабления лучей при сжигании газа и мазута имеет
разные значения для светящейся и несветящейся сред в объеме топки.
72
Глава 3
Значение £св определяют по (3.42) при значении коэффициента ослаб-
ления
4~ •
А<2 — ^г.г
(3.47)
Здесь кг,г определяется по (3.45), где исходный коэффициент к'г при-
нимает значения 1,02 1/(м-МПа) — при сжигании мазута и сернистой
нефти и 1,18 1/(м-МПа) — при сжигании газа.
Влияние концентрации сажевых частиц в факеле:
kc = 0,54(l,02/aT)(T"/1470)1’33fcy,
(3.48)
где ку — углеводородное число топлива (отношение массы углеро-
да к массе водорода в топливе), которое имеет значения:
ку = 8,0 — высокосернистый мазут, 7,5 — сернистый мазут, 6,9 —
нефть, 2,9 — природный газ, 2,85 — попутный газ.
Значение £г определяют по (3.42) при значении коэффициента
ослабления к% = fcr.r. Средняя эффективная толщина излучающего слоя
газов в свободной топочной камере определяется по данным предвари-
тельного эскиза топки из соотношения объема топки к поверхности ее
стен:
S = 3,6VTP/FC₽T.
(3.49)
При наличии ширм, включенных в топочный объем, эффективная тол-
щина излучающего слоя определяется с учетом уменьшения размеров
газового объема между тепловоспринимающими стенками:
(3.50)
Здесь V/ — полный расчетный объем топки, м3; Кв — часть топочного
объема, свободная от ширм, м3; определяется как УСв = КР —
(см. рис. 3.3); остальные обозначения приведены в §3.1.
После установления удельной тепловой нагрузки qp по (3.29) нахо-
дят необходимую поверхность тепловоспринимающих экранов топки
(настенных и ширмовых) Fr из (3.26). Полученное значение FT срав-
нивается со значением по эскизу F? по (3.19) или с FCPT по (3.14), ес-
ли в объеме топки нет ширм. Разность AFnp = FT — F? относят к приз-
3.2. Тепловой расчет топочной камеры
73
магической части топки и уточняют ее высоту ДЛпр — 0,5AFnp/(«т I
+ 6Т). Тогде действительный объем топки составит:
VT = Vrp ± Д/гпратЬт
(3.51)
и высота топки hr — ± Д/ъпр- С учетом уточнения размеров топочной
камеры определяется среднее тепловое напряжение топочного объема,
кВт/м3:
qv = BpQ^/VT.
(3.52)
Для принятой температуры газов на выходе из топки по указани-
ям 2.4 определяют энтальпию газов Н", кДж/кг и удельное радиа-
ционное тепловосприятие экранов топки по (3.22). Среднее тепловое
напряжение эк район дойки (воспринятый тепловой поток):
= BpQa/{FTX\ (3.53)
где jr степень экранирования стен топки, которая для современных
прЛктнчсгг.и полти-тью экранированных топок близка к единице. Неэ-
краппропаши.imh iiHJHiioTCH лить места разводки труб для горелок, ла-
зов, лючг.ов, которые все вместе составляют примерно 2-3% поверхнос-
ти стен 1 инки, ни да значение у --- 0,975 4- 0,985 (большее принимается
при угчанонке ширм в объеме гонки).
При напнчпи зафутеровапных поверхностей в топке после уста-
новлении деи< । ни । 1‘huimx ее размеров дополнительно следует вновь
определить средний коэффициент тепловой эффективности по (3.38).
Расхождение между полученным по эскизу топки и действительным
значением //», in* должно превышать 5%, в противном случае уточняет-
ся поверх нос । ь шфутеровапных экранов с учетом изменения размеров
топни по < равнению с эскизом, либо корректируется FT.
Значение >ффе|‘. I нвной толщины излучающего слоя оказывает сла-
бое влияние ин конечный результат расчета, поэтому уточнения рас-
чета при iicbhiii.iiioM изменении значения S в действительном объеме
ТОНКИ ПС | prbyr 1 <11.
3.2.2. Понероиный расчет топки
Задача поисро’ипн о расчета определение тепловосприятия экра-
нов khiiui и 1 ем|р ра । уры газов на выходе из нее. Для заданного топлива
74
Глава 3
и других расчетных характеристик определяется полезное тепловыде-
ление в топочной камере QT, устанавливаются размеры тепловоспри-
нимающих экранов Fr и ее объем VT. При наличии топочных ширм
расчетная поверхность экранов находится по (3.19) с учетом степени
их освещенности. Далее определяют удельную тепловую нагрузку по-
верхности экранов по (3.26) и рассчитывают коэффициенты ^т, Ст-
Температура газов на выходе из топки °C определяется по фор-
муле:
Nqp
- 273.
(3.54)
При расчете коэффициента излучения топки необходимо предваритель-
но задаться значением Т” — д” + 273 К. Если полученная из расчета
по (3.54) температура на выходе из топки будет отличаться от приня-
той менее чем на 30°С, то уточнения расчета Ст не потребуется.
3-3. Тепловосприятие настенных радиационных
поверхностей пароперегревателя и подвесных
труб
На рис. 1.3 приведены некоторые наиболее характерные схемы па-
роперегревателей барабанных и прямоточных паровых котлов. Настен-
ные поверхности радиационного тепловосприятия, как правило, исполь-
зуют на начальном этапе процесса перегрева пара в котле.
В прямоточных котлах настенный пароперегреватель занимает
обычно верхнюю часть топки, включая потолок, а также стены горизон-
тального газохода и поворотной камеры. В газоплотных котлах к ним
добавляются экранированные стены конвективной шахты. В барабан-
ных котлах с паропроизводительностью Dne 117 кг/с (420 т/ч) на-
стенный перегреватель чаще всего размещают на потолке топки и го-
ризонтального газохода от фронтовой стены топки до задней стенки по-
воротной камеры. В новых модификациях барабанных паровых котлов
при Z?ne 139 кг/с (500 т/ч) размеры настенных поверхностей сущест-
венно увеличены за счет экранирования боковых и задней стен поворот-
ной камеры. Кроме того, в средней части топочной камеры размещается
поверх топочных экранов с циркулирующей пароводяной средой ради-
ационная ступень перегрева пара в виде горизонтальных ширм, чаще
всего на всех стенах топки. В этих случаях поток насыщенного пара из
барабана движется двумя параллельными подпотоками (рис. 3.4).
3.3. Тепловосприятие настенных радиационных поверхностей. . . 75
Рис. 3.4. Схема движения пара в радиационных настенных панелях барабан-
ного парового котла. 1 — барабан; 2 — экран потолка и задней стены конвек-
тивной шахты; 3,4 — экраны боковой и передней стены конвективной шахты;
5 — радиационные настенные панели в топке; 6 — поверхность промежуточ-
ного пароперегревателя или экономайзера; 7 — ширмовой пароперегреватель
(ШП)
Подвесные трубы в области горизонтального газохода обладают не-
большой поверхностью и тепловосприятием. В объеме поворотной ка-
меры могут находиться выводы подвесных труб для крепления и ди-
станционирования горизонтальны* змеевиковых поверхностей в кон-
вективной шахте. Чаще всего охлаждение этих труб обеспечивается пи-
тательной водой, прошедшей змеевиковый экономайзер (рис. 3.5). Их
количество в каждом ряду в два раза меньше, чем число труб в ря-
ду горизонтальной змеевиковой поверхности, которая этими трубами
закрепляется.
76
Глава 3
Рис. 3.5. Расположение под-
весных и отводящих труб
в поворотной камере кот-
ла. 1 — поворотная каме-
ра; 2 — ступень промежу-
точного пароперегревателя;
3 — отводящие трубы паро-
перегревателя; 4 — распре-
делительный коллектор пи-
тательной воды; 5 — под-
весные трубы; 6 — коллек-
тор подвесных труб
Кроме того, в отдельных типах кот-
лов вывод труб змеевиков верхней ступени
промежуточного пароперегревателя произ-
водится тоже на потолок поворотной каме-
ры двумя рядами труб. Этот вариант так-
же показан на рис. 3.5. Поверхность нагре-
ва подвесных и отводящих труб определя-
ется на полный периметр трубы.
Для оценки их тепловосприятия ис-
пользуются усредненные удельные тепло-
вые напряжения 1 м2 поверхности нагрева.
Поэтому прежде всего необходимо из при-
нятой эскизной конструкции котла устано-
вить число рядов подвесных и отводящих
труб и число труб в каждом ряду. На ос-
новании этих данных определяется общая
поверхность нагрева указанных элементов.
Тепловосприятие настенного и пото-
лочного пароперегревателя в пределах то-
почной камеры (включая зону выступаю-
щих в топку ширм) определяют по уравне-
нию:
<2пе = 9л7?вГпте/Вр, (3.55)
где FJe — поверхность стен и потолка топ-
ки, занятая пароперегревателем, м ; т?в —
коэффициент неравномерности тепловосприятия для потолка и верхней
части топки; его значения принимают по табл. 3.4; qn — среднее теп-
ловое напряжение экранов топки (3.53), кВт/м2. Тепловосприятие стен
и потолка в области горизонтального газохода (кДж/кг), можно найти
из следующего выражения:
Qr.r = 9o(Tr.r/1273)2Fr.r/Bp. (3.56)
а поверхностей в поворотной камере из выражения
Qn.K
(3.57)
3.3. Тепловосприятие настенных радиационных поверхностей . . . 77
Таблица 3.4. Коэффициенты неравномерности тепловосприятия по высоте
топки
Характеристика топки Значение т)в для верх- ней части топки Значение т)в для по- толка топки
Пылеугольная с жидким шла- 0,7 0,6
коудалением
То же с твердым шлакоудале- 0,8 0,64-0,7*
нием
Мазутная 0,6 0,5
Газовая 0,8 0,6
*) Меньшее значение — для бурых углей
Таблица 3.5. Значения удельных тепловых напряжений до, кВт/м2, настен-
ных экранов и подвесных труб
Вид топлива Горизонт, газоход Поворотная камера
стены стены трубы в объеме
Твердое 30 30 38
Мазут 34 33 40
Природный газ 40 35 45
Здесь Qo — удельное теплонапряжение поверхности при средней тем-
пературе газов в горизонтальном газоходе 1000°С и в поворотной ка-
мере — 890°С, кВт/м2 (табл. 3.5); Тг.г — средняя температура газов
в горизонтальном газоходе, К. Для ее предварительной оценки можно
принять снижение температуры газов от температуры на выходе из
топки до входа в поворотную камеру Д$г.г = 250 — 500°С. Меньшие
значения — 250-300°С — при наличии двухрядных ширм и настен-
ных поверхностей в горизонтальном газоходе, большие — 400-500°С — '
при наличии, кроме ширм, 2-3 пакетов конвективного пароперегрева-
теля; Тпк = Т” — Д$г.г — температура газов на входе в поворотную
камеру, К; ее значение не должно быть больше 850°С; Fr.r, Fn.K — по-
верхности стен, закрытых экранами, горизонтального газохода или по-
воротной камеры, м2; 5Пк — эффективная толщина излучения объема
газов по (3.49).
Расчет тепловосприятия подвесных и отводящих труб поворотной
камеры QJPK, кДж/кг, производится по той же формуле (3.57) при зна-
чении их поверхностей, определенных по полному периметру и числу
труб — FJ.k при соответствующих теплонапряжениях q$ (табл. 3.5),
78
Глава 3
которые выпкд чгм дли наг генных экранов из-за дополнительного кон
ВеКТИВНОГО TrilJI()H(H4lpllH И1И.
Ввиду mH и Hi i.iiiuii доли тепловосприятия поверхностей поворотной
камеры можно приближенно оценить это значение следующим образом:
а) при наличии настенных экранов (включая потолок) и подвесных
труб снижение темпера гуры газов составит <^Пк = 0,07$пК, гДе
^пк температура газов на входе в поворотную камеру из гори-
зонтального газохода;
б) при наличии иотолка и настенных экранов — <WnK = 0,044$'пк,
а в случае только потолка — 0,02$^*
Общее тепловосприятие поворотной камеры, кДж/кг:
Спк = (0ПК + 273)ЯопкМ„к/2418 • 103,
где к ~ '^нк + 0,55^пк — средняя температура газов в камере, °C.
Учет тепловосприятия труб в тракте рабочей среды определяется мес-
том расположения этой поверхности в водопаровой схеме котла. В ба-
рабанном паровом котле суммарное тепловосприятие потолочного па-
роперегревателя составит:
Сет = Спе + Сг.г + Сп.к. (3.58)
Повышение энтальпии пара Д/^т, кДж/кг, при прохождении этой
поверхности находят по формуле:
ДЛ°Т = С’тяр/(Япе - РВПр). (3.59)
Это позволяет установить энтальпию пара на входе в последующие по-
верхности пароперегревателя согласно принятой схемы его компонов-
ки. В барабанном котле в радиационный потолочный пароперегреватель
поступает, как правило, насыщенный пар после выхода из барабана.
Тогда энтальпия пара за потолочным перегревателем составит
Ч'.п = Лип + А/<’т. (3.60)
В прямоточном котле необходимо отдельно определить тепловосприя-
тие настенных поверхностей за пределами топочной камеры:
С"Р = Сг.г + СД.К,
(3.61)
3.3. Тепловосприятие настенных радиационных поверхностей. . . 79
а повышение энтальпии пара ДЛ°Т определяется по (3.59) по значе-
нию Qct- Тогда с учетом полного тепловосприятия экранов топки:
= JBpQn / (£>пе - £>впр) (3.62)
энтальпия пара после прохождения всех радиационных настенных по-
верхностей составит:
Л"п = Лвх + ДЛл + Д/£. (3.63)
Здесь /гвх — энтальпия среды во входном коллекторе топочной каме-
ры, кДж/кг, которая может быть равна энтальпии на выходе из кон-
вективного экономайзера h"K, если между экономайзером и топочными
экранами в пароводяной схеме котла нет дополнительных тепловоспри-
нимающих поверхностей (подвесных труб, настенных экранов конвек-
тивной шахты). В противном случае
^вх
+ ДЛдОП,
(3.64)
где ДЛдоп — дополнительное тепловосприятие воды в поверхностях
конвективной шахты (см. §4.2).
В экранах топки и радиационных настенных поверхностях об-
щий расход рабочей среды меньше, чем выход перегретого па-
ра на количество воды, используемой для регулирования перегре-
ва во впрыскивающих пароохладителях /)ппр. Обычно принимают
DBnp — (0,05 — 0,07)2?пе, где Dne — номинальный расход перегретого
пара на выходе из котла, кг/с. Расчетный диапазон регулирования пе-
регрева пара (степень охлаждения пара в пароохладителях) при исполь-
зовании двух-трех впрыскивающих устройств в тракте пара определя-
ют по формуле:
Д/г°0 = Рвпр(/гп-/гвпр)/(/?„е (),5/),111р), (3.65)
где hn — средняя энтальпия пара в тракте, где установлены регуля-
торы, кДж/кг; принимается hn ~ 0,5(Л11Л1 Лппр — энтальпия
воды, используемая для впрыска в пар, кДж/кг; обычно для впрыска
используется питательная вода, отобранная на впрыски до входа в эко-
номайзер, т. е. Лвпр = Лп.в. В барабанных котлах старых модифика-
ций при низком качестве питательной воды для впрыска использует-
ся конденсат собственного насыщенного пара, полученный в специаль-
ных конденсаторах. Температуру конденсата принимают на 20°С ни-
же температуры конденсации £Нас, т. е. £впр = iHac — 20°С при давлении
80
Глава 3
Рвпр = Рб - 0,05 МПа. I’ асчетпый диапазон регулирования на все впрыс-
кивающие устройства обычно составляет = 95 — 135 кДж/кг при
впрыске пита тельной воды и 82-115 кДж/кг при впрыске конденсата
пара. Па ка?кдое впрыскивающее устройство размер ДЛПо принимается
пропорциональным расходу воды на впрыск от общего его расхода.
3.4. Расчет тепловосприятия ширмовой
поверхности пароперегревателя
Поскольку конетруктивные размеры ширмовой поверхности на вы-
ходе из топки достаточно жестко связаны с размерами топки (см. § 3,1),
обычно габаритные размеры ширм перед их тепловым расчетом прини-
мают па основе эскиза котла и выполняют поверочный тепловой расчет
ширмовой поверхности.
Рекомендуется тепловосприятие ширм определять в целом для всей
поверхности без разделения на отдельные ходы (по пару) или ступени
(по газу). Ширмы находятся в зоне температур газов, при которых воз-
можно шлакование их поверхности, когда 19^ > ^. Поэтому шаг между
соседними ширмами $ш выбирается таким, чтобы во всех возможных
случаях исключить перекрытие свободного пространства между ними
нарастающим до определенного предела слоем шлака. Рекомендуется
выбирать $ш = 550 — 700 мм. Отсюда число ширм в одной ступени по
ширине газохода
(3.66)
Полученное значение принимают целым числом и желательно четным.
Для обеспечения надежного охлаждения металла труб ширм обыч-
но задаются следующими массовыми скоростями пара в ширмах:
7/;м — 800 — 1200 кг/м2с — в паровых котлах электрической мощнос-
тью до 500 МВт; wM — 1500 — 2000 кг/м2с — для газомазутных моно-
блоков 800-1200 МВт. Тогда общая площадь (в м2) проходного сечения
пара (труб) на выходе из коллектора составит:
(3.67)
где _ЛШ — расход пара через ширмы, кг/с; с учетом впрысков состав-
ляет: Г)щ — 79пе 7?ВПр и? при 79ВПр II — 0,4Рвпр.
3.4. Расчет тепловосприятия ширмовой поверхности. . .
81
На основе полученных данных о конструкции ширм определяется
число труб в ленте ширмы:
77-ш = ^х/ш/(^ш/о)« (3.68)
Здесь /о — 0,785dpH — внутреннее сечение трубы, м2; пх — число ходов
пара в ширмах; при разделении ширм на крайние и средние с последова-
тельным прохождением пара через них (сначала через крайние, потом
через средние), пх = 2. В остальных случаях пар одновременно парал-
лельно проходит все ширмы, тогда nx = 1. Обычно число труб в ленте
пш = 12 — 25, в котлах большей мощности — до 50 шт.
Ступень ширмы образуется лентой, имеющей /7-образный профиль
(рис. 3.6). Глубина ступени ширмы (по ходу газов) сш при известном
числе труб в ленте пш составляет:
сш = 2(пш - 1)52 + Ас’ш, (3.69)
где S2 = 1 № — продольный шаг труб в ленте ширмы, м; d — наружный
диаметр труб, м; Ас1Ц =(2 4- 8)d — зазор между лентами, м.
При наличии вслед за первой ступе-
нью второй ступени ширм, ее расчет про-
изводится аналогично и с учетом разрыва
между двумя ступенями ширм Д/ш опре-
деляется общая глубина расчетной поверх-
ности ширм: сш = сш I + сш п + А/ш- Вы-
сота вертикальных ширм, установленных
на выходе из топки, Дш, определяется при-
нятой конструкцией верха топочной каме-
ры (см. §3.1). Тепловосприятие поверхнос-
ти ширм складывается из теплоты, излу-
чаемой на ширмы из объема топки <2Ш.Л,
кДж/кг, и теплоты, получаемой за счет
теплообмена (лучистого и конвективного)
поверхности ширм с высокотемпературны-
ми газами, проходящими через зону ширм,
кг.
Теплота, полученная ширмовой поверхностью прямым излучени-
ем из топки, определяется интенсивностью теплового потока в верхней
Рис. 3.6. Двухступенчатая
ширмовая поверхность
82
Глава 3
части топки, вел л чиной плоскости входного сечения ширм и конструк-
тивной характеристикой ширм и может быть найдена по формуле:
(3.70)
Здесь коэффициент ?/в следует принимать по данным табл. 3.4. — для
вертикальных ширм ио значениям для верхней части топки; (Зш — ко-
эффициент, учитывающий взаимный теплообмен между объемом топ-
ки и ширмовой поверхностью, определяется по (3.40); л — лучевос-
припимающая поверхность плоскости ширм на входе; для вертикаль-
ных ширм, висящих над топкой (рис. 3.1 б) л = (Нш -1-сш)ат; в случае
частичного облучения факелом нижней плоскости ширм (рис. 3.1 а,в) —
^ш.л — (^'1п । 0,5сш)ат; срш —угловой коэффициент ширм (доля теплово-
го излучения из топки, воспринятая поверхностью ширм); его значение
определяется глубиной ширм и шагом между ними:
(3-71)
Расчет тепловосприятия ширм за счет теплообмена с газами требует
определения среднего температурного напора и коэффициента теплопе-
редачи в поверхности. В этих целях предварительно необходимо оце-
нить температуру газов на выходе из ширм Ее следует принять,
исходя из ожидаемого снижения температуры газов при прохождении
ширм:
Д$ш = ЮО — 150°С — для одноступенчатой ширмы при сжигании
твердых топлив и мазута; большее значение (140-150°С) принимать для
мазута и маловлажных топлив, меньшие значения (100-120°С) — для
влажных топлив.
Д?9ш = 140 — 180°С — то же при сжигании природного газа.
Для двухступенчатых ширм указанные значения следует уве-
личить в 1,5 раза. При наличии рециркуляции газов в топку исходные
значения Д$ш следует уменьшить в (1 + г)0,33 раз. Тогда принятая
температура газов за ширмами составит — Д?9ш, а расчетная
энтальпия газов при этой температуре Н" определяется по (2.16) или
по (2.17) при значении аш = ат. При этом балансовое (по газовой сто-
роне) тепловосприятие зоны ширм будет составлять:
//
Ш 5
(3.72)
3.1. Г(н,,ичп теп.1ннинч1р11я1пия ширмовой поверхности...
S3
a тешки ipn ращен нс* пара в ширмах
Л//|Н ^i>(Qtu.n I Q/ {zui ~ь 1))/Рш. (3.73)
Это позволяет найти энтальпию пара на выходе из ширм, если известна
энтальпия па входе в ширмы. При включении ширм в тракте пара пос-
ле радиационных пас тонных поверхностей значение Н'ш = Л"п — АЛ"'О,
если перед входом в ширмы установлен впрыскивающий пароохлади-
тель, и тогда //." Л'н I а в случае установки пароохладите-
ля в рассечку ширм (между двумя ходами пара в одной ступени или
между первой и второй ступенями) = hp п + Д/гш — А^по- Обычно
принимают расчетный расход воды на впрыск в пар в области ширм
в размере />Н11|, । (),(>I>111ф (значение Р8пр см. §3.3). При этом охлаж-
дение пара в пароохладителе составит A/i„0 = 0,6А/1пО- При включении
ширм поело первой конвективной ступени пароперегревателя необходи-
мо предварительно задаться приращением тепловосприятия пара в этой
ступени А//,! (см. § 4.2) и оценить энтальпию пара /г^.
Полученные таким образом температуры газов и пара на входе и
выходе ширм позволяю !’определи сь температурный напор. Для ширмо-
вых и змеевиковых поверхностей перегревателя в горизонтальном га-
зоходе при температурных папорах в поверхности 300°С и более можно
достаточно точно определять средний расчетный температурный напор
в поверхности как арифметический, т. е. как разность средних темпе-
ратур газов и пара:
А^ш = (3.74)
Для расчета коэффициента теплопередачи (табл. 4.1) находят скорость
газов в ширме (в м/с)
_ + 273)
Wr 273ат?1шА;ш ’ ^3’75^
где кш = 1 — d/8Ш — коэффициент живого сечения газохода ширм, где
d — наружный диаметр труб ширмы.
Поверхность нагрева одной ступени ширм определяется как удво-
енная плоскость, проходящая по осям труб, с учетом загрязненности
межтрубных зазоров:
Fm = 1,92Лшсшгш. (3.76)
84
Глава 3
При выполнении цельносварной мембранной ширмы коэффициент 1,92
в формуле (3.76) заменяется на значение 2,0. При двух ступенях ширм
одинакового размера поверхность нагрева удваивается. Тепловоспри-
ятие ширм от газового потока (в кДж/кг) определяют по уравнению
конвективного теплообмена:
ш .т
= £ДгшГш/103Вр.
(3.77)
Коэффициент теплопередачи к (табл. 4.1) учитывает как лучистый, так
и конвективный теплообмен газового потока с поверхностью труб.
Далее производят сравнение принятого ране^ значения Qm.e и по-
лученного расчетом <2Ш,Т. Относительное расхождение между ними
т =
(("^ш 4" 1) /
ш.т
Qw.6 /Q
ш.т?
(3.78)
при этом знак расхождения (плюс или минус) следует сохранить.
ж Если по модулю |т| < 0,4, то окончательное тепловосприятие ширм
получают из выражения:
^ш.б — ((^ш 4” 1)/^ш) ^ш.т(1 0,177l).
(3.79)
При значении по модулю \т\ < 0,02 можно не уточнять значения тем-
ператур газов и пара. На основании значения из (3.79) находят
расчетное Н'^ по (2.16) или (2.17) и устанавливают температуру га-
зов за ширмами. Аналогично уточняется тепловосприятие пара Д/1ш
по (3.73) и его температура на выходе из ширм. При значении \т\ > 0,4
следует задать новое значение <Эш.б = <Эш.т и повторить расчет тем-
пературного напора, коэффициента теплопередачи и тепловосприятия
по (3.77).
В барабанном паровом котле при расположении за ширмами одно-
го ряда подвесных труб заднего экрана их тепловосприятие от газо-
вого потока можно принять, исходя из снижения температуры газов
Д$п т = 5°С, тогда их тепловосприятие составит:
<2п.т = 5Я"/<
(3.80)
Переизлучение тепловой энергии из топки через ширмы на последую-
щую змеевиковую поверхность перегревателя <?л.вых5 кДж/кг, соста-
вит:
^л.вых
— Qm.n(l ^ш)/^ш*
(3.81)
3.1. Гисичи 11ич1.‘и)н(кпри.}ипия ширмовой поверхности...
85
Учет этого значения лучистой энергии из топки производится таким
же образом, как в расчете ширмовой поверхности, только здесь она
полное тио воспринимается поверхностью конвективного пароперегре-
ватели. Собственное излучение газового объема ширм на последующую
поверхность нов1.инн(‘г интенсивность теплообмена первых рядов труб
змеевиковой поверхности и учитывается при расчете коэффициента
теплопередачи в пароперегревателе (см. табл. 4.1). Если за ширмовой
поверхностью находится поворотная камера, то тепловосприятие ее на-
стенных поверхностей н подвесных труб в объеме поворотной камеры
уменьшается на величину нерензлучения энергии из топки, если она
имеет место, то есть:
) t)<r I О4’ • О
/11 К '/ц.11 1 ’/||.К Чл.ИЫХ’
(3.82)
Допускав ген в игом случае* условно вето энергию переизлучения из топ-
ки в зону ширм относить I? поверхности ширм и горизонтального газо-
хода.
Глава 4
Расчет конвективных змеевиковых
поверхностей нагрева
Порядок расчета конвективных пакетов основного и промежуточ-
ного пароперегревателей, экономайзера практически одинаков, что поз-
воляет дать общие рекомендации по выполнению расчета, особо огово-
рив отдельные отступления при расчете поверхностей.
4.1. Изменение давления в водопаровом тракте
котла
Для определения энтальпий рабочей среды в поверхностях парово-
го котла необходимо знать распределение давлений вдоль водопарового
тракта. При отсутствии таких сведений на типовом котле, взятом за
образец, производится оценка гидравлических сопротивлений отдель-
ных поверхностей нагрева на основе статистических данных по серии
типовых котлов.
В этих целях обычно весь водопаровой тракт котла разбивают
на три участка: конвективный экономайзер с органами регулирования
расхода воды, поверхности топочной камеры (для прямоточного котла)
и змеевиковый (включая ширмовый) пароперегреватель за пределами
топки.
В котлах с естественной циркуляцией экраны топочной камеры
работают самостоятельно, они замкнуты на барабан и не оказывают
влияния на изменение давлений в экономайзерном и перегревательном
тракте. Перепад давления в пароперегревательном тракте (от барабана
до выходного коллектора перегретого пара) обычно составляет около
12% давления перегретого пара, т. е. Дрпе = 0,12 рп.п- При этом внутри
перегревательного тракта принимают гидравлическое сопротивление
потолочного перегревателя и ширмовых поверхностей — (0,3-0,5) Дрпе,
где большее значение соответствует двухступенчатым ширмам, осталь-
ное — относится к змеевиковым пакетам пароперегревателя. Сопро-
тивление экономайзера составляет 4-7% давления перегретого пара,
4.2. Тепловосприятие поверхностей по рабочей среде
87
т. е. Дрэк — (0,04 — 0,07)рп.п, где большая цифра соответствует вы-
полнению экономайзера в две ступени с самостоятельными входными
коллекторами в каждой ступени.
В итоге в котле с естественной циркуляцией давление в барабане
котла составит рь = ;;п.п 4- АрПе = 1,12рп.п, а давление воды на вхо-
де в экономайзер р'эк = р„.„ + Арпе + ДрЭк = (1,16 4- 1,19)рп.п-
Гидравлическое сопротивление водопарового тракта прямоточно-
го котла СКД (всех трех участков) составляет Арк = (0,2 — 0,25)рп.п
и при давлении перегретого пара в выходном коллекторе котла 25 МПа
(255 кгс/см2) значение А_рк =5 4- 6,25 МПа. В том числе экономай-
зер 0,1 Дрк, подвесные трубы и экраны конвективной шахты (в газо-
плотном котле) — 0,2Дрк, экраны топочной камеры, горизонтального
газохода и поворотной камеры — (0,4 — 0,5)Дрк, ширмовые паропе-
регревательные поверхности — 0,1Дрк и конвективный змеевиковый
пароперегреватель (0,1 4-0,2)Дрк.
В итоге давление питательной воды на входе в экономайзер прямо-
точного котла СКД составляет р'к = (1,2 — 1,25)рп.п = 30 4- 31,3 МПа.
Сопротивление пароводяного тракта прямоточного котла докрити-
ческого давления несколько меньше — Арк =4 — 5 МПа, а распреде-
ление сопротивления по участкам можно принять таким же, как при
СКД.
Давление пара, поступающего из ЦВД турбины на вторичный пе-
регрев, принимают РвТ = (0,15 — 0,20)_рп.п? при этом меньшее значе-
ние — (0,15 4- 0,16)рп.п относится к сверхкритическому давлению. Со-
противление парового тракта промперегревателя составляет Арвт =
= 0,2 4- 0,3 МПа, тогда р"т = р'ВТ - Арвт.
4.2. Тепловосприятие поверхностей по рабочей
среде
Тепловосприятие конвективных поверхностей пароперегревателя
высокого давления A/iK.ne, кДж/кг, определяется как оставшаяся те-
плота, воспринятая паром, до получения заданной конечной энтальпии
перегретого пара после прохождения радиационных и полурадиацйон-
ных поверхностей:
А^к.пе = (^п.п - Ч'-п) “ + А^о + АЛ"®,
(4.1)
88
Глава 4
где ДЛпо — охлаждение пара во впрыскивающих пароохладителях кон-
вективных пакетов (один или два впрыска), кДж/кг, принимается как
оставшееся значение ДДПО после ширм; ДЛ”о — снижение энтальпии
пара в паро-паровом теплообменнике, кДж/кг.
Если величина ДДк.пе > 300 кДж/кг, выполняют две ступени пе-
регревателя с промежуточными смешивающими коллекторами. В ряде
котлов первая конвективная ступень («холодная») включена по рабо-
чей среде до входа в ширмы, после радиационной поверхности. Тогда
ее тепловосприятие по пару Д/ч приходится задавать предварительно,
исходя из следующих условий: при сжигании твердого или жидкого
топлива один 17-образный змеевик (одна петля) длиной 10 м обеспечи-
вает повышение энтальпии пара на 70-80 кДж/кг в зоне температур
газов 750-800°С и 60 4- 55 кДж/кг в зоне температур 600-700°С. При
сжигании природного газа повышение энтальпии пара при прохождении
одной петли увеличивается в 1,25 раза. Выходную («горячую») ступень
пароперегревателя выполняют обычно двухпоточной по пару (снача-
ла пар проходит по крайним секциям, затем по средним). Выходная
секция выполняется прямотоком относительно газового тракта для по-
вышения надежности металла змеевиков. Тепловосприятие выходной
ступени принимают в пределах 100-150 кДж/кг на каждый ход пара
или для всей ступени Д/ьц = 200 — 300 кДж/кг.
Тепловосприятие промежуточного пароперегревателя по вторично
перегреваемому пару составляет:
ДЛВТ =/<'т - Л'вт. (4.2)
Обычно промперегреватель разбивают на два пакета: в первом тем-
пература пара повышается до 450--480°С и во втором — до заданной
температуры перегрева — 545-565°С. Если параметры пара на входе
в промперегреватель не заданы, то давление пара принимают по ука-
заниям §4.1, а температуру пара в «холодной» нитке паропровода —
t'BT — 280 — 330°С. Расход пара через промперегреватель составляет
Пвт = (0,8-0,85) Dne.
Перед входом в промперегреватель может находиться паропаровой
теплообменник (ППТО) для регулирования температуры перегрева па-
ра. Тепловосприятие ППТО по вторично перегреваемому пару (на пол-
ный его расход — после смешения) по условиям нормальной работы
ППТО (исключение температурных перенапряжений) принимают при
расчетной 100% нагрузке котла в интервале 130-250 кДж/кг
4.2. Тепловосприятие поверхностей по рабочей среде
89
при пропуске пара через ППТО соответственно в количестве 30-60%.
Максимальное тепловосприятие пара в ППТО имеет место при 70% на-
грузке котла и составляет 2604-350 кДж/кг на полный расход вторично
перегреваемого пара при этой нагрузке через ППТО.
При установке ППТО перед входом в конвективные ступени пром-
перегревателя энтальпия пара перед ним увеличится и составит
^ром = Чт + ДЛ", (4.3)
а тепловосприятие конвективных поверхностей — Ah£T = AhBT — A/i®J.
Снижение энтальпии пара высокого давления при прохождении ППТО
определяется из выражения:
Д/i- - A^DBT/Dne. (4.4)
С учетом места включения ППТО в тракте пара высокого давления
эту потерю энтальпии паром следует учесть перед входом в очеред-
ную поверхность нагрева (как правило, перед конвективным паропе-
регревателем). Обычно температура пара на входе в ППТО принимает-
ся 450-470° С.
Тепловосприятие воды в змеевиковом конвективном экономай-
зере прямоточного котла обычно принимается. В котлах СКД теп-
ловосприятие экономайзера по рабочей среде (воде) обычно состав-
ляет AhaS = 170 — 210 кДж/кг, в котлах докритического давления
Срп.п = 13,8 МПа) тепловосприятие экономайзера несколько больше —
200-250 кДж/кг. В котлах с естественной циркуляцией тепловоспри-
ятие экономайзера определяется из общего теплового баланса кот-
ла — по остатку теплоты в балансовом уравнении. При этом значение
А/гэк = 350 — 450 кДж/кг, если температура горячего воздуха не вы-
ше 350°С и значительно ниже (180-250 кДж/кг) при высоком нагреве
воздуха (около 400°С). \
В газоплотных котлах стены конвективной шахты закрыты мем-
бранными экранами из труб водяного экономайзера или слабоперегре-
того пара. Среднее тепловое напряжение поверхности экрана в конвек-
тивной шахте можно принять следующими:
при сжигании твердых топлив и мазута q3 = 6,5 кВт/м2;
при сжигании природного газа q3 = 8,0 кВт/м2.
В различных конструкциях котлов закрепление горизонтальных
пакетов пароперегревателей (основного и вторичного перегрева) осу-
ществляют с помощью опорных труб. Расчет тепловосприятия этих
90
Глава 4
труб, выходящих вверх через поворотную камеру QjpK, изложен в 3.3.
Если в качестве опорных используются трубы экономайзера, то эго
следует учесть при расчете тепловосприятия воды.
Тогда дополнительное тепловосприятие экономайзерных поверх-
ностей после змеевиковой ступени экономайзера:
ДЛдоп = (ф>^к.ш + BpQlPK)/D3K, (1.5)
где Гк.ш — поверхность стен конвективной шахты, закрытых экрана-
ми, м2. Расход воды через экономайзер меньше расхода пара на вели-
чину впрысков (см. § 3.3). В результате энтальпия воды в прямоточном
котле на входе в коллектора топочной камеры (нижние коллектора) бу-
дет иметь значение:
^Н.к — ^П.В Д^-ЭК ДДдоц. (4.6)
При докритическом рабочем давлении пара в прямоточном котле вели-
чина hfH к должна, быть меньше энтальпии воды па линии насыщения
при давлении р'н к не менее, чем на 170 кДж/кг. Температура воды при
выходе из экономайзера для прямоточных котлов при СКД составляет
295-320°С.
В заключение этого раздела расчета следует проверить правиль-
ность распределения приращения энтальпии рабочей среды в поверх-
ностях котла, т. е. составить тепловой баланс котла по рабочей среде.
Для прямоточного котла такой баланс тепловосприятия поверхностей
выглядит следующим образом:
/Z-п.п ^п.в ~ (Д/^эк 4" Д/^доп 4" Д/1-л 1 Д/^ст)/Л /
— (4.7)
4- 4~ Ahк.пе /Ль
Здесь Di — Di/Dne и др. — относительный расход рабочей среды в раз-
ных поверхностях нагрева. Приведенное в (4.7) балансовое уравнение
следует рассматривать как наиболее характерное, так как чаще всего
регулирующие впрыски воды в пар имеют место па входе или в рас-
сечку ширмовой поверхности пароперегревателя и в конвективных его
ступенях. Если впрыск сделан в средней части поверхности, которая
в тепловом отношении рассчитывалась в целом, то значение Di усред-
няется по расходу среды до и после впрыска. При использовании в теп-
ловой схеме котла ППТО в балансовое уравнение (4.7) включается зна-
чение (Д/гк.пе — Ah™) вместо Д/гк_пе.
Тепловосприятие конвективных поверхностей с газовой стороны... 91
Допустимое расхождение между правой и левой частями уравне-
ния (4.7) должно составлять не более 0,005(/гп.п — /гп.в)-
В барабанном паровом котле проверяется тепловой баланс по пере-
гревательному тракту:
Л-п.п ^н.п — D1 4“ Д/йщЛз Д^к.пе-^3 (4.8)
и составляется уравнение тепловосприятия в экономайзерно-испари-
тельном тракте:
Ан.п ^п.в ~ Д^эк Д^доп 4” Г i (4.9)
где ДЛнб — остаточный член уравнения (небаланс), характеризующий
либо степень недогрева воды на входе ее в барабан, тогда Д^Нб > О
(со знаком «+»), либо испарение части воды в экономайзере (кипящий
экономайзер), тогда Д^нб < 0 (со знаком «—»). В последнем случае
х ~ ^Xh^/r характеризует долю парообразования в экономайзере.
4.3. Тепловосприятие конвективных поверхностей
с газовой стороны и расчет размера
поверхности нагрева
После определения тепловосприятия конвективных поверхностей
по рабочей среде ДЛК находят тепловосприятия поверхностей с газовой
стороны QK кДж/кг топлива, по формуле:
QK = DJXhK/Bp, (4.10)
в которой ДЬК, DK — соответствующие значения тепловосприятия
и расхода среды для каждой из конвективных поверхностей нагрева,
а также дополнительных поверхностей. Для поверхности конвектив-
ного пароперегревателя, расположенной вслед за ширмовой поверхнос-
тью, следует учесть переизлучение теплоты из топки Qn.BbIX по форму-
ле (3.81). В этом случае расчетное тепловосприятие с газовой стороны
будет меньше и составит
Qk — DK^hK / Вр — Qn.Bbix' (4*11)
Тепловосприятие участков опорных труб с газовой стороны в преде-
лах конвективной поверхности, как правило, невелико и отдельно его
92
I'лава 4
учптывлч i. ii<- гjk'jiv'vi. I спловосприятие опорных труб целиком учиты-
вают в 11он<>|н»। поп i;.ii\icp(' котла, через которую они проходят. Водяной
oKonoMaiLK'p янлягггя завершающей поверхностью высокого давления
по трак । у । азов. В D.ipabaiiiioM котле его тепловосприятие определяется
как oc iaioi; полезно воспринятой теплоты в котле:
Q
(<Л. I fjui.i 1 ^Л-т 'KQn.к + Ск.пе + Овт)(1 0,01^).
(4.12)
Энтальпию газов за каждой поверхностью находят по формуле:
//
гг
к
(433)
- Q*
При этом в целях облегчения и ускорения расчетов в балансовых
уравнениях тина (4.13) не учитываются отдача теплоты через наруж-
ную поверх пог гь в окружающую среду и поступление дополнительной
теплоты с присосанным холодным воздухом. Эти источники теплоты
незначительны ио размеру и в известной мере компенсируют друг дру-
га, что не сказывается на принятой точности выполняемых тепловых
расчетов. Исключение составляет учет теплоты перетока горячего воз-
духа в газовый поток при расчете воздухоподогревателей.
На основе полученной энтальпии газов по формуле (4.13) находят
температуру газов после каждой из поверхностей нагрева. Дополни-
тельной проверкой правильности распределения тепловосприятия меж-
ду поверхностями нагрева может служить уравнение:
<3т - - н" • (4.14)
Допустимое расхождение между значениями Н” — Н"к, полученными
из (4.13) в результате последовательного определения энтальпий га-
зов за каждой поверхностью после выхода из топки и значением Н”к
по (4.14) — ДЯЭК должно быть не более 0,005 Q1}.
Размер поверхности нагрева FK, м2, обеспечивающий получение
необходимого тепловосприятия QK, определяется по формуле:
(4.15)
Здесь к — коэффициент теплопередачи в поверхностях, Вт/(м2-К); рас-
считывается по формулам, приведенным в табл. 4.1, в зависимости от
’• и ьчик-приятие конвективных поверхностей с газовой стороны
•» I
। •'•ии|,| 1.1. Расчет коэффициента теплопередачи к, Вт/(м* I. 2 3 4 5 * *-К) в попсрчпи»
>• II И |M‘IUI
• г и ’iviiibie формулы для видов поверхностей нагрева
Поверхность нагрева
Расчетная формула
rrtff
11111р|\1оный пароперегреватель
I опт тинный пароперегреватель
in. 1КИ1НОЙ и промежуточный)
И'.оиомайзер
Wr\n
0,35 / а \ 0,15m
\2^5/
11<-исходная зона
Груочатый воздухоподогреватель 3£и(мг + 0,5wB)u’8
( Г1И1)
г। । о 11еративный воздухоподогрева- £HA[0,5(wr +wB)/8]°’8
K in. (РВП)
Примечания:
I. Коэффициент, учитывающий излучение газовых объемов принима-
ется: 1,08 — для поверхности, расположенной непосредственно за шир-
мовым перегревателем и за поворотной камерой; 1,03 — для других
поверхностей при д'Г > 600°С в газовом объеме перед поверхностью;
1,00 — в остальных случаях.
2. Коэффициент, учитывающий вид пучка т = 1 для шахматного и т = 0
щля коридорного пучка.
3. Коэффициент использования поверхности трубчатых воздухоподогре-
вателей £и = £о + Д£. Значение £о составляет: для мазута — 0,85, для
остальных топлив — 0,90, для второй («горячей») ступени — 0,75 (ант-
рацит и торф) и 0,9 — бурые угли. Значение Д£ — 0,15 — для двух-
(трех-) ходового воздухоподогревателя с одной (двумя) промежуточ-
ными трубными досками; Д£ = 0,05 — в остальных случаях.
4. В регенеративном ВП коэффициент £и принимает значения: £и = 1
(сжигание природного газа) и £и — 0,89 — для остальных топлив.
5. При сжигании мазута и скорости газов в конвективных поверхнос-
тях более 12 м/с принимать п = 0,4, для других топлив — согласно
табл. 4.16.
типа поверхности нагрева. Расчетные формулы в табл. 4.1 а построе-
ны таким образом: для принятых значений скорости газов, диаметра
и шага труб определено по нормативному методу расчета [1] значение
коэффициента теплопередачи, обозначенные буквой А.
Показатель степени п при отношении скоростей и другие показате-
ли степени учитывают влияние отклонения скорости газов, диаметра
94
Гл ааа. /(
покали гели степени, определяющие интенсивность тепло-
б. Коэффициенты II
обмена
il()|irpXH<K' I I. нагрела Тв. топливо Жид. т( . A J. шли ВО Газ. топливо
/1 7А 71 Л п
51) ЭКУ 0,65
Ширмы Пароперегрена -10 ос- тальные 71-КУ,БУ 0,5 43 0,5 71 0,5
гель (коридор шли пучок) 56-слан цы 66-осталь- ные 0,5 66 0,5 90 0,5
То же (шахматный пучок) 81 0,5 74 0,5 100 0,5
Иромежу точный пароперегреватель (шахматный пучок) 76 0,5 69 0,5 <и 0,5
То же (мембранный) 79-fci 0,5 72-fci 0,5 9S-A:j 0,5
Экономайзер, пере- ходная зона 85 0,6 75 0,5 99 0,6
Экономайзер (мем- бран II ы й) 90-1’2 0,6 80-А: 2 0,5 105-ki 0,6
ГВЦ (горячая часть) 11 0,8 10,5 0,8 13,5 0,8
РВП (холодная часть) 8 0,8 7,5 0,8 9 0,8
кг = (ip„v /1,1)°’"
к2 - (<а,.,/1,5)"'5
Примечание: п о
, ,, 2. Значение коррекц
1. Сокращения:
¥Р_. показателя
КУ — каменные угли
БУ — бурые угли
ЭКУ — экибастузский каменный уголь
и относительного шага труб на коэффициент теплоотдачи. Они найдены
на основе анализа многочисленных расчетных данных по [1] для харак-
теристик поверхностей и температурных зон их расположения в газо-
ходе котла.
Значение средней скорости газов в конвективной поверхности на-
ходят из выражения:
BpVr(Vr -I- 273)
273Fra3fcJK
(4.16)
Тепловосприятие конвективных поверхностей с газовой стороны... 95
Таблица z1.2. Допустимые и оптимальные скорости газов в конвективных по-
верхностях нагрева
.1 Допустимые скорости по условиям износа
Вид сжигаемого топлива Скорость шИЗн, м/с
Подмосковный бурый уголь 8-9
()<• । ал।а।ыг бурые угли, отходы углеобогащения ка- 9-10
мннпл углей
Ji;поясiузский каменный уголь 6,5-7,5
1».’||\1о||цы(‘ угли, антрациты 10-12
<:ii.il11ц.1, г<»|>ф 12-14
о Оптимальные скорости газов для шахматных пучков
Материал труб (поверхность) Скорость шОПт, м/с
(.Таль 20 (экономайзер) 13±2
Л<1 нринанпая перлитная сталь пароперегреватель) 14±2
Гм л-.г (промежуточный пароперегреватель) 19±2
Ayr iron । пая сталь (пароперегреватель) 19±2
Примечание:
I Для котлов, работающих под наддувом, значения шопт увеличиваются
па 10%;
\ Для коридорных пучков труб скорость Шопт увеличивается в 1,3-1,4 ра-
за.
J/irri, I/. удельный объем газов в газоходе, м3/кг; определяется при
Жданном избытке воздуха в газоходе по (2.4); #г — средняя расчетная
н\м1Н‘ратура газов в поверхности, °C; Fra3 — полное сечение газохо-
н.т, м?; — коэффициент живого сечения для прохода газов в поверх-
ности:
— 1 d/ ,
(4-17)
1 дг .*>। -(2,2 — 3,5)(/ — поперечный шаг труб в ряду поверхности, мм.
Нол у ценное значение скорости wr — для твердых топлив следует согла-
совать с данными табл. 4.2 а, исходя из исключения износа поверхности
1 руб за время эксплуатации, т. е. из условия шГ < шИЗн- При сжигании
жидкого и газового топлива'следует ориентироваться на оптимальные
точения скорости (табл. 4.2 б). При этом скорость газов шг может быть
меньше или равна оптимальному значению шопт-
Для поверхности, находящейся в верхней части конвективной шах-
ты, обычно принимают значение скорости шг, близкой или равной ука-
96
Глава 4
Рис. 4.1. К определению температурного напора между газовым потоком и
рабочей средой при взаимном движении сред: а — противоточное; б — пря-
‘моточное
занным в табл. 4.2, и по этому значению находят сечение конвективной
шахты, которое будет одинаковым для последующих поверхностей на-
грева, расположенных в конвективной шахте. При этом преобразуется
формула (4.16), из которой определяется Fra3. Глубина конвективной
шахты находится из выражения
(4-18)
При этом должно быть выдержано соотношение между высотой гори-
зонтального газохода на входе в поворотную камеру h" г и глубиной
конвективной шахты Ьш:
hf'r = (0,8 - 1,1)6Ш.
(4-19)
Температурный напор At, °C в конвективных поверхностях нагрева
пароперегревателей, выполненных по противоточной или прямоточной
схемам (рис. 4.1), часто можно определять как среднеарифметический
по формуле:
At = ?9Г - tpc •
(4.20)
Только в случаях, когда отношение температурных перепадов на кон-
цах поверхности At6/AtM 1,7, выполняют расчет температурного
напора по логарифмической зависимости:
At = (At6 - AtM)/ln(At6/AtM).
(4.21)
Тепловосприятие конвективных поверхностей с газовой стороны... 97
Таблица 4.3. Значения поправочных коэффициентов к температурному напо-
ру в поверхности нагрева
Значение Значение ф\ Значение фъ
т - - t” Два параллельных хода Смешанное движение
рабочей среды
прямоточные противо- при при
точные -4прм — 0,5 -4-прм —- 0,3
т > 350° 1,0 1,0 1,0 1,0
т = 100 - 300° 0,87-0,98 0,97-1,0 0,98-1,0 0.99-1,0
>а = 50 - 100° 0,82-0,87 7 3 ч 0,95-0,97 0.97-0,98 0,99
т = 0 — 50° не рекоменд. 0,85-0,95 0,94-0.97 0,98
т < 0 исключается 0,84 (0,9) 0,97
Примечание.
1. Значение Лпрм — доля поверхности прямотока'по отношению к полной
поверхности.
2. Значение, стоящее в скобках, свидетельствует о нецелесообразности
применения данного варианта.
3. При отсутствии сметанного движения в потоке фъ = 1, в случае только
смешанного движения в одном потоке по ширине газохода — ipi = 1.
Температурный напор для любой сложной схемы (например, двухпо-
точное движение пара по ширине газохода, последовательное по ходу
газов прямоточно-противоточное движение) определяется как для про-
стой (противоточной) с поправочным коэффициентом ф 1, учитыва-
ющим отличие интенсивности теплообмена в поверхности для сложной
схемы:
(4.22)
Здесь ф = ?/;i * если имеет место совмещение двухпоточного дви-
жения пара по ширине газохода со смешанным движением в каждом
потоке. Значения коэффициентов ф±у ф^ приведены в табл. 4.3 в зави-
симости от вида движения среды (пара) по отношению к газовому по-
току и разности температур между газовым потоком и рабочей средой
(паром) на выходе из поверхности; т — 'д” — t".
Температурный напор в поверхности экономайзера определяют по
формуле (4.21). После определения общей поверхности теплообмена FK
по (4.15) находят средний тепловой поток в данной поверхности нагрева
(кВт/м2):
— А;-Д^/103.
(4.23)
98
Глава
Таблица 4.4. Массовые скорости рабочей среды шр, кг/(м2-с), в поверхностях
нагрева
Поверхность нагрева
Массовая скорость
Конвективный пароперегреватель высокого давле-
ния:
— «холодная» ступень при температуре пара до 500-700
450° С
— остальные ступени в горизонтальном газоходе
— «горячая» ступень в конвективной шахте
Ширмовый пароперегреватель
То же при СКД
— ступени в горизонтальном газоходе
— для выходной ступени
Ширмовый пароперегреватель
Промежуточный пароперегреватель
Переходная зона
Кипящий экономайзер
Некипящий экономайзер
То же при СКД
800-1000
900-1100
800-1100
1000-1200
1200-1600
1200-1500
250-400
600-800
800-1200
500-700
800-1000
4.4. Конструктивное
выполнение поверхности
нагрева
4.4.1. Гладкотрубный пакет с коридорным или шахматным
расположением труб
Определение габаритных размеров поверхности нагрева и ее кон-
структивных характеристик рекомендуется производить в следующем
порядке.
1. Находят общее число труб, необходимое для пропуска среды с за-
данной массовой скоростью (wp):
«о = -Ол/О,785(тор)б^н,
(4.24)
где Dfc — расход среды через конвективную поверхность, кг/с; dBH —
внутренний диаметр труб, м.
Значения рекомендуемых массовых скоростей в поверхностях на-
грева приведены в табл. 4.4.
4.4. KoH('m.p!jKin.ii(iiioc. выполнение поверхности нагрева
99
2. Для принятого значения поперечного
шага труб ад (см. табл. 1.2) определяется чис-
ло труб в первом ряду вдоль рабочей длины
коллектора
/ АД |- 1,
(4-25)
где — /гх - 2,ьд длина рабочей части кол-
лектора, к которой приварены трубы змееви-
ковой поверхности, м (рис. 4.2).
3. Необходимое число труб, выходящих из
коллектора в одном сечении (в одном ряду):
7/,2 7Й)7^с/п1,
(4.26)
где пх число ходов рабочей среды (пара,
воды) но ширине газохода; при поступлении
рабочей среды во все трубы, выходящие из
коллектора, по всей ширине газохода значение
пх -- I (один ход среды), при разделении га-
зохода на две части с параллельным прохож-
дением среды по половинам газохода пх — 2.
Чис^ю рядов 7/j и п2 следует принять целым.
Порученное дробное число доводится до бли-
жайшего целого изменением шага si в преде-
лах рекомендованши’о (см. табл. 1.2), а также
Рис. 4.2. Схема выпол-
нения вертикальной зме-
евиковой петли поверх-
ности при коридорном
расположении труб
за счет изменения массовой скорости wp (см. табл. 4.4). Число труб
в одном ряду составляет П2 = 1 — 3 в обычном коридорном пакете, 4 4-
8 - в ленточном пароперегревателе коридорного типа. При шахматном
расположении груб (рис. 4.3) значение П2 — 2 — 4 — 6, при этом половина
труб смещена на полшага, т. е. на 0,5$i по ширине газохода и на значе-
ние ,s’2 в глубину. Наибольшее число параллельных труб может иметь
коллектор промежуточного пароперегревателя увеличенного диаметра
(до п> - 6). Необходимость иметь большое число труб для прохода ра-
бочей среды и ограниченность их числа в одном ряду на выходе из
коллектора 7?.2 приводит к выполнению поверхности в несколько (два
или четыре) потоков. На рис. 4.4 а показан пример двухпоточного эко-
номайзера с расположением коллекторов с двух противоположных стен
газохода, па рис. 4.4 б -- четырехпоточного промперегревателя с распо-
100
Глава 4
поТМ
Газы
3
Рис. 4.3. Схема выполнения горизонтальной змеевиковой поверхности эконо-
майзера при шахматном расположении труб. 1,2 — раздающий и собирающий
коллекторы в газоходе; 3 — крепежные стойки
п
д
О О О дОООООООООООСк
—OOOOQOOOOOOOOO г
ооооооооооооооо
О О О О О О ООО о о о о о
оооооооооооооооокх
ООООООООООООООО 'у'
О ООО О О О О О О О О О О О о
б)
п
1
2
Рис. 4.4. Организация движения рабочей среды параллельными потоками,
а — двухпоточный экономайзер; б — четырехпоточный пароперегреватель
ложением коллекторов внутри газохода. Последний вариант применяет-
ся только на котлах большой паропроизводительности. В этом случае,
когда по расчету число труб в одном ряду по формуле (4.26) окажет-
ся П2 > 6, необходимо перейти на двух- (четырех-)поточную схему
поверхности. Тогда число труб в ряду по периметру раздающего кол-
лектора пз = П2/Ппот, где число потоков ппот = 2 или 4.
4.4. Конструктивное выполнение поверхности нагрева 101
4. Поверхность нагрева одного (первого) ряда труб в газоходе,
Fl, М2:
Fj =3,14^™!, (4.27)
где 1Р — расчетная длина трубы в ряду, м; рекомендуется принимать
1р — /г2? поскольку некоторое увеличение длины труб за счет гибов
компенсируется уменьшением ее длины за счет зазоров между стенкой
газохода и пакетом труб.
5. Число рядов труб, пересекаемых газовым потоком, составляет
z^Fn/F'. (4.28)
Число рядов округляется до ближайшего целого. Необходимо также
установить число петель, образуемых каждым змеевиком в данном па-
кете поверхности:
-^пет — Zp!2т22- (4.29)
При выполнении поверхности в виде 2-х или 4-х параллельных потоков
вместо П2 следует в (4.29) подставлять значение п.з. Число петель мо-
жет быть целым или кратным 0,5. Уточнение числа петель возможно
изменением шага труб .$i.
6. Полная глубина ступени поверхности по ходу газов составляет
(для zneT 2):
/п — (^р 1)^2 “1“ & + ТПр(^пет 1), (4.30)
/
где тг — расстояние между соседними трубами по ходу газов в зоне
гиба труб, м.
В случае числа петель zner — 1 уравнение (4.30) упрощается
/п = (-р — 1)^2 + d 4- тГ. (4-31)
<г
Рекомендуемые значения s? и тг для коридорного и шахматного пучка
труб в зависимости от числа рядов труб п2 составляет:
Расположение труб Число рядов, п? Шаг 6'2 Расстояние тг
коридорное 2 (3,5-4,0)d 0
2,3 (l,5-2,0)d 3,5d
шахматное о (1,75 2.0)d 0
11 4 (1,1 4-l,2)d 2,2d
102
Глава 4
В случае применения сомкнутых змеевиков (в горизонтальном га-
зоходе',) пли «лирообразных гибов» (в конвективной шахте) значение тг
уменьшав ген соответственно в 1,5 и 2 раза.
При любом (коридорном или шахматном) выполнении трубного
пучка, если значение 1п окажется больше, чем 1,0 ±0,2 м, то ступень по
высок' следует разделить на отдельные (два-три) пакета с разрывами
между ними 0,6-0,8 м для осмотров и выполнения ремонтных работ
в пакетах трубных змеевиков.
4.4.2. Мембранные и оребренные поверхности нагрева
Мембранная конвективная поверхность нагрева может иметь шах-
‘ матпый или коридорный шаг труб. Основу такой поверхности составля-
ет мембранная ее часть, на которой прямые участки труб по ходу газов
вварены между собой металлическими проставками (полосами), назы-
ваемыми мембранами (см. рис. 1.5). Мембранные змеевики могут быть
изготовлены также из плавниковых труб сваркой их по длине плавника
(ребра).
Рис. 1.1). ?»мегвпк мембранного эконо-
манзера
Общая поверхность теплооб-
менника состоит из части гладких
(не оребренных) труб, как прави-
ло в области гибов, и мембран-
ной части поверхности. Если по-
верхность нагрева конструктивно
не задана (конструктивный рас-
чет), то следует предварительно на
прямом участке трубы в газохо-
де установить длину мембраны 1М
(рис. 4.5). Тогда поверхность обо-
греваемой части трубы в пределах одного ряда за вычетом поверхности
приварки мембраны сверху и снизу к трубе составит
FTp - 3,14 d(lv 4- 0,5 bM) -2d'M lM,
(4.32)
Двусторонняя поверхность тепловосприятия мембраны, отводящая те-
плоту к трубе (условно по 0,5 Ьм сверху и снизу трубы):
— 2 •
(4.33)
Длина мембраны 1М определяется размером прямого участка трубы с от-
ступлением от начала гиба трубы на Д/тр = 0,1 — 0,2 м.
4.4. Конструктивное выполнение поверхности нагрева
103
Прямой участок трубы будет меньше определяющего размера га-
зохода 1Г на два радиуса гиба AZrg — (1,7 4- 2,5)cZ и зазоры между зме-
евиком и стенкой газохода AZ3 = 0,02 — 0,05 м. Тогда длина мембраны
при известном размере газохода Zr составит:
ZM — 'г ~ 2(AZTp + AZr6 4- AZ3).
(4.34)
На основании размера поверхностей FTp и FM определяется коэффици-
ент оребрения
V^op — (-^тр 4“ 7^м)у//4Гр.
(4.35)
Мембранная поверхность по своим прочностным характеристикам мо-
жет применяться при температурах рабочей среды в трубах до 480°С.
Ширина мембраны Ьм зависит от температуры газов, с которыми
она контактирует. Так в области горизонтального газохода (ширмы,
конвективный перегреватель, настенные экраны) ширина мембранной
проставки (по условиям исключения перегрева металла) должна со-
ставлять Ьм = 5 — 15 мм, в верхней части конвективной шахты
(промежуточный пароперегреватель) Ьм = 40 — 60 мм при диаметре
труб 42-57 мм, в области экономайзера оптимальное значение Ьм —
— (2 — 3)cZ или Ьм — 60 — 100 мм. В водогрейных котлах мембранные
конвективные поверхности (ширмы, змеевиковые пакеты) имеют Ьм =
= 20 — 30 мм. Толщина мембранной проставки по условиям приварки
Kj трубе должна быть близка к толщине стенки трубы — 6М = <5тр±1 мм.
। Расчет мембранной поверхности (шахматного или коридорного ти-
па исполнения) производится по указаниям §4.4.1 или 4.4.2, тоже отно-
сится к компоновке гладких труб. Коэффициент теплопередачи при рас-
чете мембранной поверхности имеет значение, приведенное к поверх-
ности гладкой трубы (с учетом теплоотвода от поверхности мембран
к трубе), поэтому полученная в расчете теплообмена поверхность
по формуле (4.15) представляет собой суммарную поверхность только
труб, которую с помощью выражения (4.32) преобразуют в число рядов
труб, пересекаемых газами:
Zj,
(4.36)
Расстояние между осями труб, соединенных мембранной проставкой,
составляет Z2 = Ъм 4- d. При коридорном расположении труб это будет
104 / 'лава J
шаг труб .s*2 /•>, ii шахматном пучке обычно ,s*2 ~ 0,5/2- Колее плотное
выполнение4 нак(Ч'а особо оговаривается.
Полная поверхность теплообмена мембранного змеевикового паке-
та определяется с учетом коэффициента оребрения:
F„ = FK<pop. (4-37)
Разность /'м.п -- 1?к — представляет собой полную расчетную
поверхность мембран.
Указанный порядок расчета относится в первом приближении
и к оребренным трубам (поперечное и ленточное4 оребрение). В этом
случае поверхность обогреваемой части трубы на участке между дву-
мя ребрами длиной t, мм (шаг ребер по длине 'грубы) сос тавляет:
F;p = 3,14 dt. (4.38)
Площадь ребра высотой /ip6 по окружности трубы
Гр6 = 1,57(</рб - </2), (4.39)
где — диаметр окружности по верхней образующей ребра, мм, ко-
торый составляет </Рб = d + 2Арб.
Коэффициент оребрения для данной поверхности определяется
по (4.35).
На основе выполненного конструктивного расчета конвективных
поверхностей горизонтального газохода и конвективной шахты состав-
ляется эскиз газоходов и расположения в них поверхностей в выбранном
масштабе.
Алгоритмы конструктивного и проверочного расчетов конвектив-
ной поверхности приведены в приложении П-5.
Глава 5
Расчет поверхности воздухоподогревателя
5.1. Рекуперативный трубчатый
воздухоподогреватель (ТВП)
Тенловогпрннтиг одноступенчатого и первой ступени двухступен-
чатого возду хоподогрователя определяют по формулам:
— с газовой с горопм
Q,h, - Я'„ - ЯУх + АавпЯ°рс; (5.1)
— с воздушной с тороны
<Увп=/ЗвП(Ягов-Я;°). (5.2)
Здесь Нух энтальпии продуктов сгорания на входе в воздухо-
подогреватель и уходящих газов, кДж/кг; Давп — присосы (перето-
ки) воздуха в газовый поток, Н®рс — теоретическая энтальпия возду-
ха, определенная при средней температуре его в воздухоподогревате-
ле icp = 0,5(//ип + ^г.в); Яг°в, Яв° — энтальпии теоретического объема
горячего воздуха на выходе из ТВП или его первой ступени и возду-
ха на входе в ТВП при расчетных температурах, кДж/кг (см. §2.4);
/Звп — средний избыток воздуха в одноступенчатом воздухоподогрева-
теле; определяется по (2.7).
При наличии рециркуляции части газов в топку после экономайзе-
ра следует учесть изменение расчетной энтальпии газов на входе в воз-
духоподогреватель при сохранении той же температуры газов:
н'вп = Я"/(1 + г).
(5-3)
Тепловосприятие второй («горячей») ступени воздухоподогревате-
ля определяется отдельно по формуле (5.2), но для значений темпе-
ратур воздуха и избытке воздуха, соответствующих второй ступени.
106
Глава 5
При двухступенчатой схеме ТВП определение средних избытков возду-
ха в ступенях производят следующим образом:
во второй ступени — /9ВП и = /Зг.в + 0,5Давп п + гв;
в первой ступени — /Звп i = /Звп п + 0,5Давп ь
Здесь Давп i и Давп п — принятые значения перетоков воздуха в газо-
вый поток в I и II ступенях; гв — доля рециркуляции горячего воздуха.
Расчет поверхности ТВП можно производить без учета доли рецирку-
ляции воздуха тв, но тогда вместо температуры tfQn следует принять £х.в
как при расчете температурного напора, так и при нахождении тепло-
восприятия QBn по (5.1) и (5.2).
Если доля рециркуляции воздуха не задана, то для принятой тем-
пературы на входе в ТВП — t'BTl и известной температуры холодного
воздуха G.b доля рециркулирующего воздуха составит:
(5-4)
Уравнение (5.4) позволяет определить значение ^п, если известна доля
рециркуляции гв:
t
“Ь (/^Г.В “Ь Дс^ВпХ
!
ВП
^В^Г.В
х.в
/^Г.В “Ь Д<^ВП “Ь ^*в
(5-5)
Температура воздуха на входе в ТВП, исключающая конденсацию
влаги на стенках труб и их коррозию, приведена в табл. 2.5.
Температурный напор в ТВП определяют как для противоточной
схемы движения газов и воздуха, но с введением поправочного коэф-
фициента на перекрестное движение сред:
(5-6)
Поправочный коэффициент ф в зависимости от числа перекрестных
ходов воздуха рекомендуется принимать следующим:
0,85 — для двух ходов воздуха (пх — 2),
0,90 — для пх — 3,
0,95 — для пх ~ 4,
1,0 — для пх 5.
5.1. Рекуперативный трубчатый воздухоподогреватель (ТВП) 107
Поверхность нагрева Fnn находят по формуле (4.15). Для определения
коэффициента теплопередачи к (табл. 4.1) принимают скорость газов
wr = 9 — 12 м/с, а скорость воздуха wB = 5 — 7 м/с. Число труб для
прохода газов составит:
273?гг/о
5.7)
где /о = 0,785 d£n внутреннее сечение трубы ТВП, м2; $г — средняя
температура газов в ТВП, °C.
Необходимая высота воздухоподогревателя, м
^'вп — FBn/(3,14dcpzTp), (5.8)
где б/ср — средний расчетный диаметр трубы; dcp ~ 0,5(d + dBH).
Размеры ТВП в плане определяются выбранными шагами труб
si = (1,3 - 2)d и ,ч*2 - (1,01 —1,25)d. Тогда при известном размере шири-
ны корпуса ТВП, принимаемому обычно равным ширине фронта котла
(топки), определяется число труб в одном ряду по ширине ТВП
ni = ar/s\ — 1. (5.9)
Число рядов труб, пересекаемых воздухом П2 = zTp/ni, и полная глу-
бина трубной поверхности
5тр—n2s2. (5.10)
При двух-четырехпоточном выполнении ТВП (см. рис. 1.7) трубная
поверхность разделяется соответственно на 2-4 пакета, между кото-
рыми создаются внутренние раздающие воздушные короба, каждый
с размером по ширине ДЬК = 1,3 — 1,4 м (двухходовой вариант) и
Д6К — 1,0 — 0,7 м (трех-четырехходовой вариант). Тогда общая глубина
ТВП составит:
бвп — ^тр “Ь ^ПОТ (5.11)
где ппот — число потоков воздуха в ТВП.
Высота хода воздуха (при поступлении его по всей ширине корпуса
ТВП):
__ I н В \ °
273 и)в(1у А/уц ^пот
(5.12)
108
Глава 5
Коэффициент живого сечения определяется по формуле (4.17). Число
ходов воздуха:
(5.13)
Допустимое отклонение значения zx от целого числа составляет ±10%.
Нужное решение получают вариацией шага труб Si или скорости воз-
духа. В целях уменьшения размера поверхности желательно иметь чис-
ло поперечных ходов воздуха zx =4 — 6. Высота одного хода воздуха
не должна превышать 3-3,5 м. Для удовлетворения этих условий пе-
реходят на двух-четырехпоточное движение воздуха (рис. 1.7), тогда
в формуле (5.12) ппот > 1.
5.2. Регенеративный воздухоподогреватель (РВП)
Тепловосприятие РВП также определяется по формулам (5.1)
и (5.2).
Скорость газов при номинальной нагрузке рекомендуется прини-
мать wv =9 — 11 м/с, а воздуха wB = (0,75 —0,9) wr. Для обеспечения са-
моочистки поверхности РВП рекомендуется при номинальной нагрузке
принимать скорости ближе к верхнему пределу. Условия омывания теп-
лообменной поверхности в газовом и воздушном потоках одинаковы,
поэтому при расчете теплообмена в РВП коэффициенты теплоотдачи
в обоих потоках оказываются близкими по величине.
Если расчет корпуса РВП произвдится без разделения на горячую
(интенсифицированная набивка) и холодную (неинтенсифицированная
набивка) части, то средний коэффициент теплопередачи определяют из
условия осреднения в формуле (табл. 4.1) цифрового коэффициента А
с учетом соотношения горячей и холодной частей (обычное соотноше-
ние этих частей соответственно 0,7 и 0,3 и значение А = 10,1).
Расчетная поверхность нагрева одного корпуса РВП, м2, определя-
ется по формуле
FK — / (к At Т1К^
(5.14)
где пК — число корпусов РВП, установленных на один паровой котел.
Рекомендуется устанавливать 2-4 корпуса РВП на котел, (большее ко-
личество — на котлах с D 265 кг/с). Обычно РВП устанавливают
5.2. Регенератпивньсй воздухоподогреватель (РВП)
109
в один ряд за конвективной шахтой котла. При этом суммарная шири-
на, занимаемая РВП (с учетом прохода между ними), не должна пре-
вышать ширину фронта котла.
Полный секундный объем газов, проходящий через РВП при сред-
ней температуре $вп = 0,5('^п +$ух), составляет
Кек = ВрКгФш + 273)/273. (5.15)
Расчетное проходное сечение корпуса РВП, м2, обеспечивающее про-
пуск объема газов Кек со скоростью wr, имеет значение:
fp = Кек/(’«r’i»)- (5.16)
В табл. 5.1 приведены выпускаемые заводами типоразмеры РВП и про-
ходные сечения их «горячей части», по которой делается выбор соот-
ветствующего типового РВП. При необходимости уточняется либо ско-
рость газов, либо число корпусов РВП.
Таблица 5.1. Проходные сечения РВП по газу и воздуху
Заводская маркировка Диаметр ротора, dp Сечения «горячей» части, м2
по воздуху по газам
РВП-3600 3,6 2,69 4,03
РВВ-41 4Д 3,80 5,56
РВВ-46 4,6 4,55 6,81
РВП-5100 5,1 5,67 8,50
ВПР-1 5,3 6,12 9,18
РВВ-54 5,4 6,70 9,70
5,6 6,85 10,26
6,2 8,50 12,73
РВВ-68 6,8 11,18 16,15
В ПР-6 7,2 12,53 18,10
ВПР-8 7,4 13,23 19,12
РВП-98 9,8 29,50 29,50
Поверхность набивки РВПгвысотой в 1 м Fi, м2, при выбранном
диаметре ротора определяется по формуле:
1<\ = (0,75 4-0,85)^. (5.17)
Здесь 0,75 — коэффициент, учитывающий долю объема корпуса РВП,
занятого рабочей поверхностью листов теплообменной набивки для диа-
метров dp 7,4 м; при dp 9,8 м — 0,85; пл — расчетное количество
по
Глава 5
листов набивки по окружности ротора:
пл = 3,14dp/(d3 4- J).
(5.18)
Здесь диаметр ротора dp подставляется в мм; d3 — эквивалентный дна
метр проходного сечения между листами набивки; в расчете принима
ют в среднем <7Э = 9,7 мм; 5 — толщина листа набивки; она составляет
0,6-0,8 мм в горячей части и 1,2-1,5 мм — в холодной или 0,9 мм
в среднем.
С учетом (5.18) средняя поверхность 1 м высоты набивки будет
составлять: 1<\ = 222dp (для dp 7,4 м) и Fi = 252dp (для dp 9,8 м).
Расчетная высота РВП (или его частый) определяется по формуле:
hBn =FK/F1. (5.19)
В завершение расчета поверхностей котла выполняется эскизный чер-
теж котла в выбранном масштабе и составляется сводная таблица кон-
структивных и тепловых характеристик поверхностей нагрева.
5.3. Снижение интенсивности низкотемпературной
коррозии
Отсутствие низкотемпературной коррозии металла воздухоподо-
гревателя определяется условием, когда ^1ГИН > h-> гДе ^тин МИ11И"
мальная температура стенки, °C, a tp — температура начала конденса-
ции паров влаги и других компонент газового потока па стенке металла
поверхности нагрева (температура точки росы), °C.
Минимальная температура стенки трубчатого воздухоподогрева-
теля зависит кроме значения температур газов па выходе из 'ГНИ
= $ух и воздуха на входе в него t'Bn еще и от соотношения ко:х|>
фициентов теплоотдачи с воздушной и газовой сторон поверхности:
где qb = 6O(wB/7)0,6 — коэффициент теплоотдачи с воздушной его
роны при поперечном обтекании шахматного пучка труб, Вт/(м2-К);
аг = 3O(wr/lO)0,8 — коэффициент теплоотдачи с газовой стороны при
продольном движении газов в трубах, Вт/(м2’К). Коэффициент 0,8*5
5.3. Снижение интенсивности низкотемпературной коррозии 111
учитывает неравномерность температурного поля газов (расчет не на
среднюю, а минимальную температуру на выходе из ТВП) и загряз-
ненность стенки трубы изнутри.
В регенеративном воздухоподогревателе минимальная температу-
ра стенки набивки «холодной» части РВП может быть определена по
формуле:
СЖ' + СМ-
(5.21)
Температура начала конденсации паров из газового потока на стенке
зависит от состава дымовых газов и прежде всего от содержания паров
Н2О и SO3. При сжигании природного газа, не содержащего сероводоро-
да H2S в своем составе, температура точки росы определяется только
наличием концентрации водяных паров и составляет tp = 50°С. При-
сутствие в газе (чаще в попутном) сероводорода Повышает температуру
точки росы газового потока в зависимости от приведенного массового
серосодержания
5П - 1,9H2S/Qp,
(5.22)
где H2S — содержание сероводорода в газе, % (объемный). В этом слу-
чае расчет tp производится по юй же формуле, как для мазута. На-
пример, при значении H2S=0,5% в зависимости от избытка воздуха
температура tp — 80 — 90°С.
При сжигании мазута, содержащего в своем составе серу Sp, тем-
пература tp зависит от образования оксида серы SO3, получающегося
в зависимости от Sn = Sp/Q^ и избыточного кислорода при его содер-
жании на выходе из топки:
0£36 = 20,8(ат - 1)/ат.
(5.23)
В результате температура точки росы для вихревых горелок будет
иметь значение:
г
= 50 + 250(Sn)°’5(O^6)°>25(^/3,5)0’5. (5.24)
Значения теплового напряжения <Л определены в §3.1. При сжигании
твердых топлив повышение температуры точки росы выше температу-
ры конденсации чистых водяных паров зависит от приведенного
серосодержания топлива 5П, %-кг/МДж, и уменьшается в зависимости
112
Глава 5
от приведенной зольности топлива Ап. Расчетная темпера гура точки
росы в атом случае' имеет значение (вихревые горелки):
10 I-201(5п)°’33/1,23ау"'4П.
(5.25)
При использовании прямоточны к горелок (прямоточно-вихревые спосо-
бы сжигания) значение получается несколько ниже, чем на вихре-
вых горелках и составляет /"р 0,911Р (при tp = 100 — 119°С), 0,9tp
(при //; 120 135“С) п 0,87/.,, (при /у, > 135°С). Выполнение условия
полного исключения низкотемпературной коррозии для сернистых топ-
лив сопряжено со значительным повышением температуры уходящих
газов (?7ух 180 220°С) и воздуха па входе', в воздухоподогреватель
(ZBII -- 100 130°С), что экономически не оправдано. Поэтому допус-
кается эксплуатация выходной «холодной» части поверхности с опре-
деленной невысокой скоростью коррозии — не выше 0,2 г/(м2«ч) или
0,22 мм/год толщины стенки, что достигается при значениях допусти-
мой температуры стенки t^n — 0,95 tp (при tp 130°С), 0,85 tp (при
1.р =- 100 - 125°С).
Если значение tp 90°С — максимальное значение скорости
коррозии — не превышает 0,2 мм/год, в этом случае температура
t*™ 70°С.
При рециркуляции газов в топку в смеси с горячим воздухом про-
исходит некоторое снижение образования SO3 в зоне горения, и тогда
С??п)рц = «сдтоп(1-0,5грц).
Таким образом, полученное по (5.20) или (5.21) расчетное значе-
ние £™тин сравнивается для сжигаемого топлива с величиной и если
окажется, что £^тин < то следует изменить значения и t'Bn для
обеспечения условия £™тин ^°п. При этом в случае изменения зна-
чения tfBn следует учитывать, что для заданной (имеющейся) поверх-
ности воздухоподогревателя произойдет изменение и /// в соотношении
Д$" = 0,7Д£'вп, где Д$'г' и Д^вп — изменение значения температур га-
зов и воздуха от первоначального (исходного) их значения.
Глава 6
Поверочный расчет парового котла
6,1. Метод выполнения поверочного расчета при
номинальной нагрузке
Задачи поверочного расчета изложены в главе 2. Расчет котла на
номинальную нагрузку преследует цель определения экономичности
его работы для принятой конструкции и заданного типа топлива, а так-
же тепловых характеристик рабочей среды и продуктов сгорания на
выходе из поверхностей нагрева.
При этом неизвестными являются ряд исходных параметров для
оценки расхода топлива (температуры уходящих газов, перегретого па-
ра и пара промежуточного перегрева, горячего воздуха), поэтому в со-
ответствии с рекомендациями гл. 2 следует предварительно принять
эти характеристики, которые затем (в процессе завершения расчета)
будут уточнены. Учитывая имеющуюся систему регулирования тем-
пературы перегретого пара, ее значение следует принимать номиналь-
ным.
В соответствии с рекомендациями гл. 2 принимаются также ко-
эффициент избытка воздуха на выходе из топки и присосы воздуха
по газоходам, включая топочную камеру. На основании характеристик
топлива и принятых значений температур производится расчет поте-
ри </2 и выбор других тепловых потерь, определяется КПД котла, а на
его основе — расход топлива на котел.
Методика поверочного расчета топки изложена в § 3.2.2. По ха-
рактеристикам сжигаемого топлива, избытку воздуха в топке и на-
личию рециркуляции газов определяется адиабатная температура го-
рения Та, а с учетом известной поверхности тепловоспринимающих
экранов и полного тепловыделения в топке устанавливается удельная
тепловая нагрузка экранов q? и в завершении по (3.54) находят тем-
пературу газов на выходе из топки и их энтальпию. Для твердых топ-
лив следует проверить, обеспечивает ли полученная температура газов
114
Глава 6
исключен не шлакования ширмовых и последующих конвективных по-
верхностей нагрева (см. указания §3.1). В противном случае необхо-
димо предусмотреть рециркуляцию газов в верхнюю часть топки или
увеличить поверхность тепловосприятия за счет установки топочных
ширм.
Расчет ширмовых и настенных поверхностей нагрева в §3.3 изло-
жен! с позиции поверочного расчета, когда поверхность этих радиаци-
онных и нолурадиационных поверхностей известна, поэтому эта часть
расчета производится по приведенной в §3.3 методике.
При расчете конвективных поверхностей нагрева рекомендуется
предварительно задаться тепловосприятием поверхности по рабочей
среде (для конвективных ступеней пароперегревателя высокого давле-
ния по остатку тепловосприятия после радиационных и ширмовых
поверхностей) в соответствии с заданными (рекомендованными) пара-
метрами среды на входе и выходе. Предварительное тепловосприятие
поверхности с газовой стороны определяется по (4.10). В барабанном
котле с естественной циркуляцией тепловосприятие экономайзера по-
лучают по (4.12). При расчете пароперегревателя вводят значения Д7гпо
для регулирования перегрева пара, которые потом уточняют, если зна-
чение £п.п не соответствует номиналу.
Полученные тепловосприятия позволяют установить темпера-
туры газов и рабочей среды на концах каждой поверхности, что не-
обходимо для расчета температурного напора (§4.3). Размеры сечения
газохода и объемы продуктов сгорания дают возможность определить
среднюю скорость газов в поверхности по (4.16) и коэффициент тепло-
передачи (табл. 4.1), что в конечном итоге позволяет установить теп-
ловосприятие поверхности QT из уравнения теплообмена (4.15). Допус-
тимое относительное расхождение между этими значениями
|£Q| — |QT — Фб|/<2б
(6.1)
не должно превышать 0,02 (2%), а для настенных поверхностей —
0,1 (10%), подвесных труб — 0,05 (5%). При этом окончательным зна-
чением для поверхности считается тепловосприятие Qr (принимается
Qr — Q&) •
При значении больше указанных определяется значение т
по (3.78) и окончательное тепловосприятие Q6 находят из (3.79), ес-
ли |тп| 0,4.
6.2. Поверочный расчет котла на пониженные нагрузки
115
При определении тепловосприятия воздухоподогревателя рекомен-
дуется вначале определить QBn с газовой стороны по разности энталь-
пий газов после экономайзера и уходящих газов с учетом присосов воз-
духа по (5.1), а затем из (5.2) установить, какую энтальпию и темпера-
туру будет иметь горячий воздух. Дальнейший расчет тепловосприятия
производится аналогично змеевиковым конвективным поверхностям.
Расчет котла в целом считается законченным, если полученная
в расчете температура #ух отличается от принятой вначале расчета
(при определении Q2 и В) не более чем на ±10°С, а расхождение в тем-
пературе горячего воздуха — не более ±30°С. В этом случае для полу-
ченного значения $ух уточняется потеря теплоты #2? КПД котла и рас-
ход топлива Вр. Если |Д$ух| > 10°С или |Д£Г.В| > 30°С расчет следует
уточнить. В этом случае для новой температуры #ух п определяется
новый расход топлива Врц, для которого повторяется весь поверочный
расчет котла.
6.2. Поверочный расчет котла на пониженные
нагрузки
На основе анализа зависимостей расчетных характеристик поверх-
ностей нагрева от изменения тепловой нагрузки котла получены доста-
точно простые для использования формулы, дающие удовлетворитель-
ный результат (отклонения не более ±5% от значения, рассчитанного
по нормативному методу) в диапазоне нагрузок Q,5 4- 1,0Рном.
Для выполнения расчета в этом случае необходимо знать данные
теплового расчета котла при номинальной нагрузке. Все показатели,
соответствующие номинальной нагрузке, обозначаются индексом «О»,
расчетные характеристики при любой сниженной нагрузке — индек-
сом «ж». Приведенный метод позволяет также определить тепловые ха-
рактеристики поверхностей и экономичность котла при номинальной
нагрузке, если изменяются избытки воздуха или степень рециркуля-
ции газов.
6.2.1. Избытки воздуха в газовом тракте, температура
уходящих газов
Принимается, что избыток воздуха в топке для котлов, работа-
ющих под разрежением, сохраняется постоянным и равным aj =
116
Глава 6
в диапазоне 100-70% нагрузки для твердых топлив и 100-50% нагрузки
для газа и мазута за счет средств автоматического регулирования. При
дальнейшем снижении паропроизводительности коэффициент избытка
воздуха в топке повышается и его определяют следующим образом:
для твердого топлива
< = а? + 0,5(0,7 - Dx/D0)-, (6.2)
для газа и мазута
а® = а? + 0,.5(0,5 - Dx/Do). (6.3)
Избыток воздуха на выходе из котла при любой пониженной на-
грузке определяют по формуле
ах = ах + (а® - а?)(Р0/^)0’5- (6.4)
Для котлов, работающих под наддувом, коэффициент избытка воз-
духа на выходе из топки и в поверхностях нагрева до воздухоподогрева-
теля при пониженных нагрузках может сохраняться на уровне а®, если
нет особых указаний и рекомендаций. Избыток воздуха в уходящих га-
зах будет возрастать за счет перетоков воздуха в воздухоподогревателе
ахух = а° + Да°п(РоЖ)°’5, (6.5)
где Дс^ — относительный присос воздуха в газовый тракт в ВП при
поминальной нагрузке.
Доля присоса воздуха в любой поверхности нагрева определяется
по зависимостям:
— для топочной камеры Да* = Да5(^о/^х);
— для остальных поверхностей нагрева Да? = Да? (£>о/Де)0’5-
В формулах (6.2)-(6.5) и далее можно использовать для определе-
ния относительной тепловой мощности как отношение паропроизводи-
тельностей котла D^/Dx, так и электрических мощностей N$/Nx.
Для случая, когда температура воздуха на входе в воздухоподогре-
ватель не изменяется при снижении нагрузки (t'Bn = const), температу-
ру уходящих газов можно определить
= , (6.6)
ух yxWOa°x + U }
6.2. Манерочный. расчет котла на пониженные нагрузки
117
Здесь tq, тх доля рециркуляции газов в топку при номинальной и по-
ниженной нагрузках. Показатель степени п имеет следующие значения:
Каменный уголь 0,15
Бурый уголь 0,20
Природный газ 0,20
Мазут (при Dx 0, 7Dq) 0,20
Для мазута при других нагрузках показатель п = 0,3(Рж = 0,6Ро)
и п ~ 0,5(Рх = 0,5Г>о)«
При наличии перед воздухоподогревателем калориферной установ-
ки температура воздуха на входе в воздухоподогреватель может изме-
няться при снижении нагрузки котла (tBn = var). При этом в случае
снижения нагрузки допускается уменьшение ^п, так как снижается
сернокислотная агрессивность дымовых газов.
Тогда температуру уходящих газов можно определить по формуле
А
л / n + Тх\ п
^ух = ^ух(^ •-F—-) -0,7Жп, (6.7)
где Д^вП = t'B°n — tBB — изменение температуры воздуха на входе в воз-
духоподогреватель при сниженной нагрузке.
Температура воздуха tBB выбирается исходя из предотвращения
низкотемпературной коррозии и должна быть задана (рассчитана) для
принятой нагрузки котла.
6.2.2. Определение тепловых потерь, КПД котла, расчетного
расхода топлива
Потери теплоты с уходящими газами находят по известному значе-
нию q£ с учетом отклонения определяющих расчетных характеристик
от номинальных значений
_ № а* (1 — Ъх) 4- (а — 1)
х 0 Ух Ух v х/ > у 7
—^2 л0 о и L X / / 77- (6.8)
<г^ух £*ух(1 5о) 4- (д 1)
Здесь а — Н®/Нв — отношение теоретических значений энтальпий
газа и воздуха в диапазоне 100-200°С для сжигаемого вида топлива.
При отсутствии указанных данных для расчетного топлива значения
коэффициента а можно принять:
118
Глава 6
Угли марок А, ПА, Т — 1,10
Каменные угли — 1,13
Бурые угли марок БЗ и В2 — 1,22
То же марки Б1 — 1,40
Горючие сланцы — 1,25
Торф — 1,50
Мазут, нефть — 1,12
Природный газ — 1,17
6а;, - коэффициенты, характеризующие отношение температур по-
ступающего холодного воздуха и уходящих газов при сниженной и но-
минальной нагрузках:
bx = b0 =
Для бурых и каменных углей потери теплоты с механическим не-
дожогом можно принять изменяющимися по следующей зависимости
(при практическом сохранении избытка воздуха ат):
qx4 = (6.9)
При сжигании антрацитов и тощих каменных углей изменение по-
терь (/J существенно зависит как от нагрузки (снижение теплового на-
пряжения в топке уменьшает потери с недожогом), так и от изменения
температурного уровня горения (потери растут с понижением темпе-
ратуры горячего воздуха £г.в), поэтому обобщенная зависимость имеет
вид:
= q^Dx/D^(tlJtxr^- (6-Ю)
Для газо-мазутного топлива потеря теплоты:
= q*(Dx/D0) (6-П)
\ 1 + Го /
Значение определяется в §6.2.3.
Потеря теплоты в окружающую среду во всех случаях
= ^(Po/PJ. (6-12)
Остальные потери при работе котла (qQ) в заданном диапазоне на-
грузок (50-100% номинальной) можно принять постоянными.
6.2. Понерочнмй расчет котла на пониженные нагрузки
119
Коэффициент полезного действия парового котла при пониженной
нагрузке определяется
Ч».к - >>п.к + Д?2 + Д«з + , (6-13)
где A</f = qP — qf — изменение тепловой потери в сравнении с номи-
нальной нагрузкой, причем эта величина может быть положительной
(снижение потери) и отрицательной (увеличение потери).
Полный расчетный расход топлива на котел, кг/с, определяется его
паровой нагрузкой, экономичностью работы котла и значением удель-
ного теплоперепада между энтальпией отданного котлом перегретого
пара и поступающей в котел питательной воды
вх = п°Dx ~
р ”Ро<к-<й-Д^'
Средний расчетный теплоперепад 1 кг рабочей среды при прохож-
дении водопарового тракта котла определяют
ДЛК = - Ь„.в) + </вт(7г"т - /гвт), (6.15)
где dBT = DBT/Dne — относительная доля расхода вторично-перегрева-
емого пара.
Для номинальной нагрузки все величины, входящие в (6.15), берут-
ся из исходного расчета котла. При сниженной нагрузке принимается,
что температура перегретого пара сохраняется п = £„ п, а давление
пара несколько упадет
Рп.п = pL(0,9 + ОДРх/Ро). (6.16)
По этим данным находят из термодинамических таблиц значение
энтальпии /Ъп.п-
Температуру питательной воды при сниженной нагрузке для кот-
ла, работающего в блоке с турбиной, можно оценить по формуле:
in.B = iS.B(^/£>o)0’25. (6.17)
Давление питательной воды на входе в экономайзер котла составит
Рп.в = Рп.п + (rf.B -Рп.п)(^/-Оо)2. (6.18)
120
Глава 6
По этим данным определяют значение энтальпии hBB. Темпера-
туру вторично-перегретого пара принимают постоянной — tB^ —
а температуру пара на входе в промежуточный пароперегреватель tBT
находят по формуле, аналогичной (6.17).
Давление вторично-перегретого пара при сниженной нагрузке со-
ставляет
= /вот(£>ж/1?о);
(6.19)
(6.20)
Рвт = Рвт - О,2(^/Ло)2.
По этим данным определяют значения энтальпий h"* и ЛЛ.
6.2.3. Расчет теплообмена в топочной камере
Для случая, когда температура воздуха на входе в воздухоподогре-
ватель остается постоянной (tBT = const), температуру горячего возду-
ха находят
t
х
г.в
(6.21)
а при изменении температуры (£вт = var) для разных нагрузок котла
х _ хО /
Г.В ‘T.B \
+ Гх X 0’2
-----) - 0,85Д<
аух + г0 7
(6.22)
где Д<вп — изменение температуры воздуха на входе в воздухоподо-
греватель по сравнению с номинальной нагрузкой.
Теплота горячего воздуха при сниженной нагрузке
х = О0 (8х /вп )(fT /t° )
г.в г.в КА'г.в/ А-'г.в/ У'г.в/ ‘Т.в/’
(6.23)
где /Зг.в — относительный избыток горячего воздуха, который состав-
ляет при номинальной нагрузке:
С = а°т- Да? - Да?л (6.24)
и при сниженной нагрузке:
/3хе = а? - (Да? + Да°пл)(Ро/Пж)0-5.
(6.25)
6.2. Паисричпын расчет котла на пониженные нагрузки
121
Темпера гура рециркулирующих газов в топку также несколько из-
менится:
^ц = ^ц(7?г/Я0)0’21, (6.26)
а теплота рециркулирующих газов составит
QpU = е"ц(гх/го)(Г>ж/Ло)0’21. (6.27)
Если при номинальной нагрузке не было рециркуляции газов в топку,
тогда при введении рециркуляции при пониженных нагрузках
<2рц = ГхЯ’рц. (6.28)
Энтальпию газов рециркуляции Н® находят при температу-
ре $рЦ. При этом за $рЦ принимается температура газов при номиналь-
ной нагрузке в месте их отбора на рециркуляцию.
В результате определяется полезное тепловыделение в топке при
сниженной нагрузке
Q* = <?? - AQb - Д<?рц, (6.29)
где любое AQj = Q? ~ Qi — изменение теплоты газового или воздуш-
ного потока при изменении нагрузки.
Адиабатная температура горения в топке при сниженной нагрузке
определяется по значению принимаемому за НГ по формуле (2.19).
Предварительно температуру газов на выходе из топки для всех
видов топлив получают из соотношения
= <°(^/Ро)0’3. (6.30)
Тогда удельное тепловосприятие излучением в поверхностях топки со-
ставит
QX _ ~ ГКЧП
_ Л -<)<;' (631)
Энтальпия газов на выходе из топки будет иметь значение
Н/ = Qx - Q* (6.32)
и соответствующая расчетная температура газов получается по фор-
муле (2.19) при значении теоретической энтальпии Но, отвечающей
122
Глава 6
условиям работы топки (значениям ах и тх). Если расхождение между
полученной и ранее предварительно принятой температурами т9тх не
превышает 3(ГС, полученные Нгх и $тх считаются окончательными.
В противном случае полученное по (2.19) значение используется
для повторного определения Qx по (6.31).
Окончательно расчетное тепловое напряжение поверхности экра-
нов
(6.33)
Л
а тепловое напряжение топочного объема составит
qxv = q°v(B^B°p).
(6.34)
6.2.4. Расчет ширмовых и конвективных поверхностей
нагрева
При поверочном расчете (когда поверхность нагрева неизменна)
тепловосприятие поверхности нагрева определяется, если будут извест-
ны коэффициенты теплопередачи и температурный напор в поверхнос-
ти нагрева.
Для всех ширмовых и конвективных поверхностей нагрева коэф-
фициент теплопередачи при сниженной нагрузке кх и известном коэф-
фициенте теплопередачи при номинальной нагрузке ко определяется по
формуле
Dx 1 4- гх\ П1
---- * — . - | I
(6.35)
Do’ 1 + U ’Ш
Показатель степени для видов топлив и различных поверхностей
нагрева приведен в табл. 6.1. Коэффициент m для всех видов топлив,
кроме мазута, равен единице. Значения коэффициента m для мазута
в зависимости от вида поверхности и нагрузки приведены в табл. 6.2.
Для определения температурного напора в поверхности нагрева при
пониженной нагрузке используются его значение при номинальной на-
грузке Д^о и значения температур газов и рабочей среды на входе в по-
верхность при пониженной нагрузке:
At» = &t^-^(Dx/D0)n\
' — г
о с0
(6.36)
6.2. Ihnit'ixi'iiiыii pfivicin. котла на пониженные нагрузки 123
Таблица (>. поверхпос TI 1. Значении показателя степени ni для различных топлив и iTi нагрева Поверхность нагрева ШПП КПП ЭК ВП Вид топлива Каменный уголь 0,1 0,45 0,45 0,65 Бурый уголь 0,1 0,65 0,65 0,65 Природный газ 0,45 0,45 0,45 0,65 Мазут 0,45 0,65 0,65 0,65
Примечание. Под конвективным пароперегревателем (КПП) понимается по-
верхность как высокого, так и низкого давления (промежуточный паропере-
греватель).
Таблица 6.2. Значения коэффициента т при сжигании мазута
Поверхность нагрева ШПП КПП ЭК ВП Нагрузка, % 100-70 1 111 60 0,95 1 1,02 1,04 50 0,90 1 1,05 1,1
Значения показателя степени п? принимаются:
для ширмовых и конвективных перегревателей — 0,1;
для экономайзерных поверхностей — 0,15;
для воздухоподогревателя — 0,2.
Тепловосприятие поверхности нагрева при известной величине по-
верхности и при рассчитанных коэффициенте теплопередачи и темпе-
ратурном напоре находят из уравнения
<?• = kxktxFi/B“. (6.37)
Для каждой г-й настенной поверхности в верхней части топки и для
плоскости ширм радиационное тепловосприятие за счет излучения из
объема топки составляет
' Q*i = QniFx/B;, (6.38)
где Qni — тепловое напряжение радиационной поверхности нагрева,
кВт/м2; Fni — лучевоспринимающая поверхность нагрева, м2.
121
Глава 6
Тнинт* 11.1и।иr>‘i>(ч11к' поверхности пропорционально среднему рас-
четному <‘го для экранов топки и коэффициенту неравномер-
ности тенлоногпрнлгил потолка и верхней части топки (табл. 3.4)
'/л2 - ; 7л 'г/вг-
(6.39)
Для радиационно конвективных поверхностей нагрева тепловос-
прплтия, определенные по (6.37) и (6.38), складываются и их сумма
определяет п ри ращен не энтальпии рабочей среды в трубах
(6.40)
где (Г' | полное тепловосприятие радиационно-конвектив-
ной поверхности, кДж/кг.
Последующее определение температуры рабочей среды на концах
поверхнос ти нагрева производится с помощью термодинамических таб-
лиц при соответствующих значениях рабочего давления в тракте.
Ввиду небольших значений тепловосприятия настенных поверх-
ностей горизонтального газохода и поворотной камеры, а также подвес-
ных труб, их оценка при пониженной нагрузке производится по упро-
щенным зависимостям, используя аналогичные данные при номиналь-
ной нагрузке (§3.3). Для настенных поверхностей нагрева
Qxr.r = д^.ДТ^/г;0)1’8;
QX„.K = Qn.K«7TT0)1,6
(6-41)
(6.42)
Тепловосприятие подвесных труб является радиационно-конвектив-
ным, поэтому в зависимости от места их размещения используют-
ся те же формулы (6.41) и (6.42) с дополнительным коэффициентом
Л = (Гг/Го)0’6.
Энтальпии и температуры газов за каждой поверхностью (или
группой поверхностей) с учетом тепловосприятия дополнительных на-
стенных экранов и подвесных труб определяются по ранее изложенной
методике (§4.3 и §2.4). При отклонении расчетной температуры газов
на выходе из котла более чем на 10°С от значения, ранее полученно-
го по (6.6) или (6.7), требуется уточнить потерю теплоты q$ по (6.8)
и расход топлива В* по (6.14). В этом случае за новую расчетную тем-
пературу 17уХ следует принять среднюю между расчетной и предвари-
тельно полученной. Если новый расход топлива будет отличаться от
6.2. Поверочный расчет котла на пониженные нагрузки
125
ранее принятого менее, чем на 2%, выполненный тепловой расчет не
требует уточнения. Окон нательной считается принятая средняя тем-
пература ?7уХ и установленный расход топлива.
Одна из особенностей поверочного расчета в том, что невозможно
предварительно произвести распределение тепловосприятия по поверх-
ностям котла, поэтому заранее (до расчета топки) не известно тепло-
восприятие водяного экономайзера, определяющее энтальпию рабочей
среды на входе в топочные экраны. Поэтому в первом приближении
(с учетом снижения температуры в) можно принять тепловосприя-
тие экономайзера постоянным, т. е. Q%K = Тогда с учетом значения
энтальпии воды на входе в экономайзер h'3K можно определить энталь-
пию рабочей среды на входе в топочные экраны /гвх, выходе из них и на
входе в ширмовую часть пароперегревателя, согласно указаниям §3.3.
Обеспечение заданной энтальпии и температуры перегретого па-
ра при изменяющемся тепловосприятии отдельных ступеней паропере-
гревателя по сравнению с номинальным режимом производится за счет
изменения тепловосприятия пароохладителей, установленных в опреде-
ленных местах парового тракта. Как правило, с понижением нагрузки
тепловосприятие конвективных поверхностей с газовой стороны сни-
жается и компенсация недостаточного приращения энтальиии пара в
поверхности достигается уменьшением доли впрыска (снижением теп-
лоперепада) в ближайшем пароохладителе. Если суммарного значения
тепловосприятия установленных пароохладителей Д^о не хватит, не-
избежно будет иметь место некоторое снижение температуры перегре-
того пара.
Температура вторично-перегретого пара tB* может быть сохранена
постоянной за счет изменения тепловосприятия ППТО (см. §4.2). При
нагрузках до О,7Ро пропорционально расчетной нагрузке увеличива-
ют тепловосприятие ППТО до максимального и определяют энтальпию
и температуру пара перед конвективными пакетами. Далее находят
коэффициент теплопередачи по J6.35), температурный напор по (6.36)
и тепловосприятие поверхности с газовой стороны по (6.37), которое за-
тем переводят в приращение энтальпии пара по (6.40). При нагрузках
ниже 0,72)о ППТО переводится на полное (максимальное) тепловоспри-
ятие, а окончательная температура вторично-перегретого пара может
быть ниже номинальной.
При отсутствии ППТО и регулировании вторично-перегреваемо-
го пара рециркуляцией газов при заданном ее значении гх опреде
126
Глава 6
ляется окончательная температура вторично-перегретого пара и при
ее отклонении от номинальной (в пределах 1,0-0,7Dq) уточняется не-
обходимая степень рециркуляции газов исходя из условия, что каж-
дый 1% рециркуляции газов изменяет температуру пара на 1,5°С. При
отклонении полученной температуры пара от номинального значения
Д^пе 0,05(£вт — iBT) не следует уточнять расчет и изменять степень
рециркуляции, так как такое отклонение лежит в пределах точности
производимого расчета.
При байпасировании части пара помимо регулирующей ступе-
ни Дг/б, %, предлагается в зависимости от снижения нагрузки при-
нять увеличенный расход пара через регулирующую ступень (умень-
шить Дс26), сделать тепловой расчет ступени и оценить температуру
пара в смесительном коллекторе после регулирующей ступени. По ре-
зультату (после определения £'в'т и сравнения с £в°м) оценить возможное
значение Дс/6-
Приложение 1
Алгоритмы расчета поверхностей парового котла на
ЭВМ
В целях ускорения выполнения расчетов, создания рациональной
последовательности вычислительных операций в приложении 1 приве-
дены алгоритмы расчета экономичности работы котла и отдельных по-
верхностей нагрева. Ввиду относительной простоты предложенных ме-
тодов расчета их выполнение можно осуществить с помощью настоль-
ных малых ЭВМ с ограниченной памятью (типа МК-46, МК-54). Ответ-
ственной задачей исполнителя расчета является тщательная подготов-
ка исходных данных, используя материалы данного учебного пособия.
Правильное выполнение расчетов и выбор расчетных параметров тре-
буют знания конструкции и процессов, происходящих в котле и его
элементах.
Каждый из нижеприведенных разделов (этапов) расчета построен
одинаково и содержит: а) методические указания к выполнению расче-
та с выделением особенностей выполнения расчетных операций, а так-
же перечень необходимых исходных данных, используемых в расчете;
б) алгоритм расчета, изложенный в формульном виде. Буквенные обо-
значения исходных данных и всех рассчитываемых значений соответ-
ствуют обозначениям в данном учебном пособии и потому объяснения
этих значений нс приводятся.
П-1. Расчет КПД и расхода топлива
П-1.1. Методические указания
Расчет экономичности работы парового котла ведется на основе
материала, изложенного в гл. 2. Исполнитель на основе задания должен
подготовить следующие исходные данные:
— вид сжигаемого топлива и для твердого топлива — метод шлако-
удаления, значения ашл, £шл;
— размещение поверхностей нагрева вдоль газового тракта, значе-
ние ат и доли присосов холодного воздуха в каждом элементе кот-
ла;
128
Приложение 1
— необходимые сведения о топливе: Wp, Ар, а также энтальпии
газа и воздуха при 2200°С: Н®, которые переводятся в раз-
мерность кДж/кг (кДж/м3);
— применяемая система пылеприготовления, работа системы под
наддувом или под разрежением, относительные присосы холод-
ного воздуха;
— значения $ух, t'Bn, Д£Под5 а на мазуте дополнительно
— расход пара Рпе, DBT, параметры пара, питательной воды, значе-
ние продувки (в барабанном котле) и на их основе энтальпии Лп.п,
^ВТ7 ДвТ?
— нормативные потери и #4.
При достаточности приближенной оценки расхода топлива по из-
вестной электрической мощности блока N6n (ГРЭС) или его паропроиз-
водительности (ТЭЦ) в конце алгоритма расчета приведен этот вариант
расчета (поз. 11-13).
П-1.2 Алгоритм расчета КПД котла и расхода топлива
1 • СХу х — СХт 1 ,
2. kq = 1 + (0,055 tM + 0,35Д*поД) • 10~3:
3. QP = lW0kqQ^
4. Но = Н? + (аух - 1)ЯВ°;
5. Яух = Я0$ух/(2695 - 0,3 tfyx);
6- Нх.в = ^ух-^в^'в/(2610 — 0,25 tx.B);
7. q2 = (Яух - Ях.в)(100 - q4)/Qpp,
8'. Если РПе 250, <?5 = 0,2;
8". Если Япе < 250, <75 = (60/Япе)о’718Рпе;
9* <7б —
10. Т)п.к = 100 — (^2 + <73 + <?4 + <75 + ?б);
11. Я = (Япе(/2п>п ^п.в)Н"Явт(/1вт ^вт)Н“ЯПр(/1кил
12. Вр =Я(1 - 0,01 д4).
-Ли.в)) / (<2£г/п.к);
Вариант приближенного расчета расхода топлива
11 . С^п.К — Д^бл/^Э.Сэ
11". Сп и = 2,55(1 + А:п)Япе(1О/Рпп)0'175;
12. В = Q„.K 103/(Q^/„.K);
13. Вр = Я(1 - 0,01 q4).
Aji.-d/Hiiii иы рас'it'iuti и aacр.гn ocme it парового котла
129
112. Конструктивный расчет топочной камеры
11-2.1. Методп'нч-кпе указании
II ы । к >л и нем i.i й расчет гос гонт из двух частей: вначале определяют-
ся 11|)<‘дн<1р1Г1 ciii.ilиг (расчетные) размеры гоночной камеры по значе-
ниям огнонных ।к-хо/и।их данных, а затом выполняется тепловой кон-
струкTHiiiii.iii р.'|сч<“1 . н пиит шиорого устанавливается необходимая
теиловоеирниимакицан поверх ниг п. г । ей. В заключение уточняются ра-
нее принятые Конг | руг. I И иные* размеры I oil I.I I II приводятся в соответ-
ствие с пол ученным розу hi.га ты рлсчс|.ч тенлооНмеиа в топке.
Установление предвари юпьны х коне грук гивных размеров топки
исходи I из заданно! о । она юнинна н нрипнгых ранее (гл. 2) характе-
ристик юпг.и. 3aici\i ш.ншрагнн paciioiio.T.eiiне горелок И ПО данным
табл. 3.1 lIpIHIIIMae l гп В резу иы a i е определяю геи значения ат и
производи । сн iii.iuop |емнера1\ры О". На основании принятого типа
'Топлива устлнанпинас । ги, г.аг. выпониена hilt.iihh часть ТОПКИ (есть хо-
лодная ворон г. а или । iy /к ’ । । ори зон । а и пн i.i х иол.), ну дет ли в верхней час-
ти сужение точении юнг.и за гч<'| in.в । уплющих ширм (наличие аэро-
динам ячеек о| о lii.irivna) II на < 1.0 ill. г. о, оцени пае ТСН (но ТИПОВОМУ КОТЛу
и указаниям i и 3) примерили ituroia ширм //„, и высота верхней час-
ти ГОНГИ! (г \’.Г.(ЧН1ос I 1'ЧСНПе) 11.1 or | |о I1111111 ПоЛуЧ(ЧН1ЫХ рЗЗМерОВ
сечения loiiiai о, и />, опрсдепнсi ги размер //'. Ври наличии холодной
воронки уючнпени размер // , 11 pl 11111 М. 1< • I с л угол наклона скатов хо-
лодной HOpolir.il f» , » I НМ онрсделлс 1 ( II Но II НЛП BI.ICO ГЛ ХОЛОДНОЙ ВОрОНКИ
(поз. 1).
11 pH Веден II I.I II В .1111 при I мс р.п ЧС I OIIHH 1ГГШ1 К ОТКРЫТОЙ ТОПОЧНОЙ
камер!1 Г НО11ОЛ.НО11 воронкой (Вез lirpi'.T.HM.'l), Ш.1С ГУ ПЛЮЩИМИ В ТОПКу
ширмами, Но Нез ДНУ< ИС I IIOI О >Г. pal 1.1 И пну I ренпих гоночных ширм.
Значении расхода ioihhih.i lifll paciiojiai лемой теплоты его сгора-
ния 1|ОЛУЧ< 111.1 При рлечею IKOIIOM ИЧИОГ ГИ рабо'ТЫ ПЗрОВОГО К0ТЛЗ
(раз,/у II I). ли ла лап ши о i они н на и \ г ио1шй его ежигапия принимает-
ся Значение щ .
Дли выполнении । сн iioBoi о г.онг । ру к । ивного расчета топки необхо-
димо предвари мчи.но iio./i.i о i они i i, (ni.iupa ii. или определить) ряд пока-
зателей: значении icMiiep.’i । ур /, /, А/11оц, |7'', ?7рц, относительные
избытки и присосы иоздуха <»,. /J, Ah(, долю рециркуляции
газов г н а|Щ1 a taiaT.e онредени гв зил’1(Ч111я Л/, у. В алгоритме
130
Приложение 1
теплев i<• । л выделены две подпрограммы для определения коэф-
<|)иц||еп ।ин и |.цу'h'iiiiii при сжигании твердых топлив (подпрограмма I)
и с л1, in .чини । .|л.1 и мазута (подпрограмма 2).
II 2.2. Алгоритм расчета топочной камеры
А. Конструктивные характеристики топки
I. ./i уточнение размеров аг и Ьт;
Л BQp/qV-,
S'. V-," (3,0 - tf"/625)VTMHH (т^)0’5;
3". к," (3,1-•(9"/700)Цмин;
I. //.х.„ (0,60 + 0,02(а - 50)) (5Т - У);
- К7ат; Гх.в = (0,375Ьт +0,12Ь')ЛХ.В; Гв.ч = b"hB.4-,
6. /'кр - - -/'бок Тх.в -/'в.чi /^лр — /'пр/От5
7. /г?г 0,5 /tx.B + hBp + /1в.ч!
S'. /'J-r — 27'бок "I- 2(/гв.ч + hBp + 0,65/ix.B)aT + <zT5T + 0,5uT(5T + 5');
8". Оценочно FPT = fc<t>(Vr’)0’67;
9. S = 3,6VT₽/FfT.
Б. Тепловой расчет топки
10. Яг°в = H°tr.B/(2610-0,25tr.B); Ях°в = Яв°/х.в/(2610 - 0,25/х.„);
П. QB = |0г.вЯг°в + (Дат + Дапл)Ях° в;
ВНШ — 0,35Д/Под
13. Ярц = Яг° + (о!рЦ - 1)ЯВ°; Яг.рц = Яорц0рц/(2695 - 0,3 г9рц);
14. Qr = (Qpp - <?внш)(Ю0 - q3 - g6)/100 + QB + гЯг.рц;
15. Щ = [Яг° + (ат - 1)Я°](1 + г); = 2050(дт/Яот + 0,075);
16'. Если 1?" > 1150, Я; = Яд (??"/2050 - 0,075);
16". Если I?" 1150, Я" = Я^"/ (2695 - 0,3 tf");
17. Qn = QT - Я;'; = (т?" + 273)/(i?a+ 273);
18. qF = + 273)2(M/(l - 0"))1,671О8ОО;
19. Ят — ^pQt/Qf•
В. Уточнение размеров топки
20. ДГпр = F? - FT; Д/^пр = 0,5AFnp/(aT + 6Т);
21. — ^-пр Д^пр, Д^пр^
22. V/ — Vr — ДАпр^т^т;
23. q« = BpQZ/Vf; q„ = BpQ„/FTx-
Лл.трнш.и t,( расчета поверхностей парового котла
III
Подпрограмма I
1. /.:r - /.<{ I/.S')0'511'17(t/(i9" + 273):
2. k:tJ1 --- ej/17X5)'':!^47()/(i9" + 273))0,67;
«J. /vj -- />>) I' />•;(;! _H Л'К 1
4. £ф - 1 - cxp(-/cip5); & = £ф/(£ф 4- (1 - £ф)УЛф);
Подпрограмма 2
1. fcr.r = fc;(4/S)°’54 1 470/(i?" + 273);
2. fcc = 0,55((l9" + 2 73)/1470)1,33fcy/aT;
3 • /ь 2 — А» г. г I C 7
4. £ф = m(l - exp(-fc2pS)) + (1 - m)(l - exp(-fcr.rpS));
5. £T ~ £ф/(£ф + (1 — <$ф)'^т)-
П-3. Поверочный расчет топочной камеры
П-3.1. Методические указания к расчету
Выполнение поверочного расчета требует предварительного опре-
деления расхода топлива на котел. Для этого с учетом типа топлива
и конструкции котла производится расчет КПД котла и расхода топли-
ва по указаниям раздела П-1.1.
Если состав топлива задан (соответствует табличным характерис-
тикам), то для расчета экономичности котла выбираются значения Qh5
МДж/кг, Wp и Ар %, энтальпии Я^гоо и #в220(г кДж/кг.
Для измененного состава топлива необходимо определить значе-
ния Фв° по (2.2) и Уг° по (2.3) и энтальпии Яв2200 по (2.22) и Яв2200
по (2.23).
Выполнение поверочного расчета топочной камеры производится
в два этапа. Сначала определяется полное тепловыделение в топочной
камере и адиабатная температура газов. На втором этапе вначале нахо-
дят удельную тепловую нагрузку поверхности стен топки q? по (3.26),
а затем определяют излучательную способность факела (находят
и $г) по выбранной для заданного топлива подпрограмме 1 или 2. При
заданном расположении горелок по (3.30-3.35) находят значение пара-
метра горения М.
Расчетная температура газов на выходе из топки определяется по
формуле (3.51). В заключение производится сравнение предварительно
принятой температуры на выходе из топки — с полученной i)".
132
Приложение 1
При расхождении п — более чем на 30°С принимается новое
значение = $т — 0,2 п и повторяется расчет £т.
Для выполнения поверочного расчета необходимо подготовить сле-
дующие исходные данные: конструктивные характеристики топки —
поверхность Fr и ее составляющие (F3, Еф. Fm, FCT.H, Fn(^) и объем топ-
ки VT; данные по избытку воздуха в топке и присосам — ат, Дат, Дапл,
характеристики горячего воздуха — ir.B, /?г.в; рециркуляции газов —
$рц, Ярц, грц; определить значение Хт и М.
П-3.2. Алгоритм расчета топочной камеры
А. Полное тепловыделение в топочной камере
1. Яг°в = Я°22ОО*г.в/(2610 - 0,25 tr.B);
Я® в = 1,313 VBix.B;
2. QB = + (Д«т + Дапл)Я°в;
внш — 0,35Д<ПОд
4. ЯР“ — /?г2200 + (арц 1)^в 2200’
Ярц = Яорц#рц/(2695 - О,30рц);
5. QT = (<2£ - <2внш)(100 - q3 - g6)/100 + QB + грцЯрц;
6. Яот = [Яг°2200 + (ат - 1)Яв02200](1+ГрЦ); = 2050 (£Т/ЯОТ+0,75);
7. S = 3,6VT/FT.
Б. Расчетная температура газов на выходе
8. Qf — ^pQr / Ft]
9. Определение £ф и £т по подпрограмме 1 или 2;
10. 'фт ------------------ ^фэЕ3 + ффЕф + 'фподр'под
+ V\H^H)/(F3 + F+ + Fnofl
11. Комплекс тт = £TV>T($a 4- 273)2/(10800 qf) ;
+ Fm);
12. - (0а + 273) [1 - М(тт)0’6] - 273;
13. n = |п| > 30 принять fly = —0,2 п, вернуться к поз. 9.
П-4. Расчет теплообмена в поверхности ширмового
пароперегревателя
П-4.1. Методические указания
Размер (по высоте) и расположение ширм определяются типом кот-
ла и выполненным ранее расчетом топки, поэтому расчет ширм в основ-
ном носит поверочный характер. Вначале выбираются геометрические
Алгоритмы расчета поверхностей парового котла
133
характеристики ширм (Дш, зш, s2> глубина выдвижения в топку), а так-
же устанавливается расход пара в ширмах Иш, принимается значение
массовой скорости wp в трубах и число ходов пара в ширмах пх.
На основании принятых конструктивных и расходных характерис-
тик определяется число ширм по ширине топки гш, число труб в ленте
ширмы пш и глубина ступени ширмы сш. При двух ступенях ширм по
ходу газов полная глубина ширм вдоль газового потока обычно удва-
ивается и добавляется расстояние между ступенями ширм. Расчетное
число ширм округляется до целого значения (желательно четного) за
счет некоторого изменения шага ширм зш. Если число труб в шир-
ме пш задано, то определению подлежит значение массовой скорости
пара в трубах. При отклонении значения wp от рекомендуемых следу-
ет изменить диаметр труб ширмы.
Далее производится определение лучистого тепловосприятия ширм
излучением из топки и предварительного балансового тепловосприятия
от газового потока (поз. 34-7). На основании этих данных определяют-
ся температурный напор, скорость газов, коэффициент теплопередачи
и расчетное тепловосприятие ширм (поз. 84-12). Выполнение этой части
расчета требует предварительного определения поверхности в за-
висимости от конструкции ширм, следует также принять значение Т}в
(табл. 3.4) для зоны расположения ширм, установить место впрыска
воды в тракте пара (до входа в ширмы или в рассечку двух ходов пара
в ширмах). В первом случае с учетом тепловосприятия радиационных
поверхностей в верхней части топки и газоходах и места включения
ширм в тепловой схеме котла определяется температура и энтальпия
пара на входе в ширмы, а во втором — определяют значение ДДВ0,
влияющее на значение энтальпии пара на выходе из ширм. Из преды-
дущего расчета топки принимаются значения лт, Н” и исходное
значение энтальпии Hq при 2200°С. Для оценки балансового тепловос-
приятия принимается значение Д$ш. Для определения скорости газов
в зоне ширм требуется знание теоретических объемов газов Vr° и воз-
духа Ув° для заданного топлива (табл. 2.2 или 2.3).
В завершение расчета производится уточнение тепловосприятия
и температур газов и пара на выходе из ширм (поз. 124-14). Значе-
ние относительного расхождения между тепловосприятиями т может
иметь знак «плюс» или «минус», что учитывается при уточнении Qm.6-
Значение переизлучения из ширм фл.вых должно быть учтено далее при
расчете конвективной поверхности пароперегревателя.
134
Приложение 1
П-4.2. Алгоритм расчета ширмовой поверхности
пароперегревателя
Ш - 1; /ш = Рш/(«р); /о = 0,785 <
и/ (-^ш/о)? — 2(?2ш 1)^2 + 4(7;
. /. Я (3'=At/d
2. 72 ш
ш
о. -
4« фл.ш
6. Я^ = ЯотС/(2695 - 0,3С); Сш.б = (H'f ~
7. АЛШ — Вр(С^ц1.л 4~ СшД
8. = /4 + АЛШ - АЛ-;
находится 7" = f (hr^
кж — 1 d/£>ш:
+ л>ц); wr
+ 273)/(273 атЛшА;ж);
11. = А($" + 273) (1 + 0,4(wr/7)o>5)/1400;
12. Fm — 1,92 или Fm —
7 Г72 — (С?Ш.Т
хм. ш.т --- п
14. ЕСЛИ 17221 ^7^ ^ш.о '£&ш.т\-д- и
15. tf" = 2695(Я"/Яот)/(1 + О,3(Ящ/Яо));
16. Н'ы = h'm + Вр(Ош.л + <9ш.б)/вш - А^по*, находится 7";
17. Qn.BbIX ~ фщ.л(1 9^111)/9?Ш 7
18. Если |тп| > 0,4, принять Qm.& — Ош.т, идти к поз. 7.
П-5. Расчет змеевиковой конвективной поверхности
нагрева
П-5.1. Методические указания к конструктивному расчету
Для расчета гладкотрубной конвективной поверхности по приве-
денному алгоритму необходимо подготовить следующие исходные ха-
рактеристики:
— с учетом указаний § 4.2 определяется тепловосприятие поверхнос-
ти по рабочей среде — Д/2К, кДж/кг;
— должны быть известны расход рабочей среды DK и температуры
ее на входе и выходе поверхности t' и t", °C, а также энтальпия
и температура газов перед входом в поверхность — Я' и $'к и из-
быток воздуха в газовом потоке ак;
Алгоритмы расчета поверхностей парового котла
135
— устанавливается тип выполнения конвективной поверхности
(с шахматным или коридорным расположением труб), определя-
ются (принимаются) шаги труб .$i и 52, взаимное движение газов
и рабочей среды, число потоков рабочей среды по ширине газохо-
да пх, размеры газохода, в котором установлена поверхность Zri
и /г2;
— на основании принятой конструкции поверхности определяется
значение поправочного коэффициента к температурному напору гр
(табл. 4.3), размер полного сечения газохода Fra3, коэффициент
живого сечения трубного пучка
— в зависимости от места установки поверхности в газоходе котла
и температуры д'к определяется коэффициент £ (табл. 4.1);
— после установления температуры газов в зависимости от типа
взаимного движения газов и рабочей среды находятся темпера-
турные перепады на концах поверхности — Д£б и AiM.
Поз. 1-6 алгоритма расчета содержат тепловой расчет конвектив-
ной поверхности. Если поверхность установлена не вслед за ширмовой
поверхностью пароперегревателя на выходе из топки, то переизлучение
теплоты из топки <?л.вых не будет иметь места.
Поз. 7 -г 12 алгоритма расчета характеризуют конструктивное вы-
полнение поверхности. При этом ряд ранее принятых параметров кон-
струкции может подвергнуться изменению (например, шаги труб 51
и 52, скорость wp). В зависимости от числа рядов труб в одном сече-
нии П2 уточняется число потоков рабочей среды ппот и выбирается шаг
труб 52 и расстояние в зоне гиба труб тГ (см. §4.4.1).
П-5.2. Алгоритм конструктивного расчета змеевиковой
конвективной поверхности нагрева
1- Qk = - Сл.вых; Я"к = Я'к - QK;
2. Щ = [Н? + (ак - 1)Н°](1 + грц);
tf"K = 2695(Я"/Яок)/(1 + 0,3(Я"к/Я£));
3. Ai = ^(Aie - AtM)/ln(Ait6/A^M); = 0,5(^ + t?"K);
4. К = [Vr° + (aK-1)К°](1+грц); wr = ВРК(Л + 273)/(273fc«Fra3);
5. k = 0,86^A(wr/9)n(32/</)0’35(<T1/2,5)0>15m;
6. — /сА£ • 10 j FK = BPQK/qk^
7. n0 = DK/(0,785(wp)d3H); ni = lK/sK + 1;
136
Приложение 1
8. n2 = nonx/ni; n3 = n2/nnoT;
9. Принять значения по, 4- пз целыми числами, уточнить $i
и (wp);
10. Fi = 3,142dlpni; zp — FK/Fi\ принять zp — целым числом;
11. zneT = zp/2(n2 или п3); принять ^пет кратным 0,5;
12. Zjj — (^р 1)^2 d ^г(^пет ~1~ 1)»
П-5.3. Методика поверочного расчета конвективной
поверхности
По известным конструктивным характеристикам поверхности
определяются необходимые данные (шаги и s2, d, значения ni и п2,
поверхность Рк, расход среды Рк, размеры ат, 6КШ, и др.).
Для используемого вида топлива и избытка воздуха принима-
ются значения Но = [Яг°2200 + (ак - 1)Я°2200](1 + грц).
По рабочей среде принимают температуры на входе — t'K и вы-
ходе и затем определяется тепловосприятие рабочей среды — Q^-
Удельное тепловосприятие по газовой стороне учитывает отдачу
тепла к расчетной поверхности нагрева и к дополнительным поверх-
ностям в расчетной зоне (настенные экраны и подвесные трупы), доля
тепловосприятия которых принимается из оценки соотношения основ-
ной и дополнительных поверхностей — Дддоп.
По конструкции рассчитываемого пакета находится полное сечение
газохода Fra3 и проходное (живое) сечение для газов — Fra3 • кж.
В первой части расчета (поз. 1-7) определяется ожидаемое тепло-
восприятие поверхности, температурный напор и скорость газов. Вто-
рая часть расчета (поз. 8-10) связана с установлением тепловосприя-
тия из расчета теплообмена и сравнением значений Q* и и уточ-
нением выполненного расчета.
П-5.4. Алгоритм поверочного расчета конвективной
поверхности нагрева
1. Н' =Я0^7(2695 “°’3'О
2. Определяется: h'K по значению t'K и Р*;
Определяется: Л'к' по значению t* и Р";
3. Q6K = М - h’K)DK; Q6r = (1 + A<zaon)Q®M;
4. Я" = H’t -
5. 1?" = 2695(Я"/Я0)/[1 + 0,3(Я"/Яо)];
Алгоритмы. расчета поверхностей парового котла
137
6. Д/.к -- или AtK = (А/6 - AtM)/ln(At6/AtM);
MV," I (о>« - + 273)(1 + Грц).
" 273Р’1а;,А:ж “ ~ ’
8. kK = 0,8(>^/l(W|/9)°’5(32/</)"’:,5(.s-|/2,5</)°’15”‘;
!). (Д - /,:кА/.15/-'к • К) //?„;
10. Сравнение т ((Д
Если |ш|. < 0,1 Q* ^2,‘Х* 0,1m); (р. - по поз. 3;
/7" по поз. 4 ; ч')" по ноз. 5;
11. Коли |ш| '' 0/1, принять Q\\ (Jt{, идти к поз. 3.
П-6. Алгоритм расчете! поворотной камеры
5. Уточнение расчета: ^'Г)(^1К f Ск) । 273;
Д7цИ -- 7\|К 7’„к; при |Д7'11К| 20°К расчет завершен.
При |Д7’пк[ > 20°К нрипячь 7'||К 7'^к h 0,5Д7’11К, идти к поз. 2.
П-7. Расчет воздухоподогревателя
П-7.1. Методические указания
Приведен алгоритм расчета одноступенчатого ТВП. Для выполне-
ния расчета необходимо располагать следующими исходными данны-
ми:
— в газовом потоке должны быть известны параметры газа на входе
в ТВП — и 77'п, а также на выходе — $ух и сеух;
— в воздушном потоке выбираются и устанавливаются значения ^п,
^Г.В, /^Г.В, Д^ВП,
— для заданного типа сжигаемого в топке топлива выбираются из
таблиц топлива значения Vr0, Ув°, Н®, Н®;
— принимаются для расчета значения скоростей wr и wB.
Тепловосприятие ТВП определяется по газовой стороне по извест-
ным параметрам продуктов сгорания до и после ТВП. Исходя из необ-
ходимости обеспечения баланса теплоотдачи газов и тепловосприятия
138
Приложение 1
воздушного потока (поскольку принято несколько различных парамет-
ров — ДаВп! гв, /Зг.в) уточняется значение принятой ранее tr,B.
Расхождение между принятой и полученной в может составлять до
10% от принятой tr.B, при этом за окончательное значение принимается
балансовое.
После уточнения значения ir.B определяется температурный напор,
для чего предварительно находятся А^б и А£м и выбирается поправоч-
ный коэффициент ф с учетом принятого числа ходов воздуха.
Программа позволяет определить число ходов воздуха, изменяя ша-
ги труб, скорость воздуха, число параллельных потоков воздуха в ТВП.
Габаритные размеры ТВП (прежде всего, размер глубины 6ВП) опреде-
ляются исполнителем расчета на основании данных о zTp и 7ьх.
Поверочный расчет ТВП начинается выбором значений $ух, £вп,
£г.в, а также избытков воздуха — аух и /Зг,в. Расчет энтальпий газов
и воздуха и балансового тепловосприятия совпадает с конструктивным
расчетом. Далее из конструкции ТВП определяется число труб по ши-
рине газохода zi и в глубину ^2, высота хода воздуха hx, число потоков
воздуха ппот и ширина каждого потока аПОТ5 что позволяет определить
проходные сечения по газам и воздуху. В заключительной части на-
ходят скорости wr и wB, коэффициент теплопередачи k и расчетную
поверхность ТВП. В итоге находят тепловосприятие ТВП по формуле
теплообмена и производят уточнение расчета полученных ранее значе-
ний.
Расчет РВП отличается только тем, что заданы проходные сече-
ния по газам и воздуху и полная поверхность РВП. Порядок расчета
соответствует приведенному для ТВП.
П-7.2. Алгоритм конструктивного расчета поверхности
трубчатого ВП
О — -^г2200 + (Лух 1)-^в2200>
ух = ЯоуМух /(2695 -0,3 i?yx);
р = 0,5(«'п + tr.B); Яп°рс = Яв22оо£ср/(2610 - 0,25 tcp);
ВП -‘-‘ух ' i-kctBn^-tnpC 5
вп =-^вггоо^вп (2610 — 0,25 tBn); /Звп
уточним £г.в
6.
0,8.
э
Алгоритмы расчета поверхностей парового котла
139
7. Qen - k&t * 10 ; J^Bn — BpQbn/ (?вп j
8. К - Vr° + (аух - 0,5авп - 1)К°; = 0,5(tf'n + ^ух);
9 • ^тр -
Ю. Лвп
11. hx = Бр/3ВпУв0(4Ср + 273)/(273wBaTkmnx);
12. zx — Лвп/hx; принять zx целым числом;
13. hx = hBn/zx, уточнить значения А?ж, wB в поз. 11.
П-7.3. Алгоритм поверочного расчета трубчатого ВП
1. Принимаются значения температур : £г.в и $ух,
а также аух и /?г,в.
2. Расчет Яух,Нух,(?бвп,Нг°в
и уточнение — по П-7.2 (поз.1 4- 5).
3. Проверка: если ($'вп — t?.B) 20°С — продолжение расчета;
при (?9ВП — i?.B) < 20°С — принять $ух = i9yx + 10°С
и идти к поз. 2.
4. Проходное сечение труб: /г = Zj_Z2 • 0,785 cZBH;
то же для воздуха: fB - ЬжаПОТпПОТ(1 - d/sjJ;
5. К = К0 + (аух - 0,5Аавп - 1)К°;
6. wr = BpVr (tfr + 273)/273fГ; wB = BpftBnVB° (tB + 273)/273/в;
7. к = 3£(wr + 0,5 wB)0,8; At — по П-7.2 (поз. 6);
двп — по П-7.2 (поз. 7);
^вп ~ -^1^2^вп * (3,142 t/Cp); Qвп ~ (7вп^вп/
9. Уточнение расчета:
если т = |(?*п - QBn|/QBn 0,02,идти к поз. 10;
если т > 0,02, принять новое значение:
= 0,9Qln + 0,1 QBn, идти к поз. 2;
С = я'п - Qln + Ас
= 2695Яух/(270ух +
Яг°в
вп
— по П-7.2 (поз. 5).
г.в
Приложение 2
Примеры расчета отдельных элементов
парового котла
Пример 1.
Определить экономичность работы парового котла типа ТПЕ-209
(Dne = 180,5 кг/с, рп.п = 13,2 МПа, £п.п = 540/535°С) при сжигании куз-
нецкого каменного угля (табл. 2.2, топливо № 8) и выполнить тепловой
и конструктивный расчет топочной камеры, имеющей конфигурацию
по типу, приведенному на рис. П1. Размол топлива производится в мо-
лотковых мельницах под наддувом, горелки — прямоточные угловые,
направленные тангенциально к условной окружности в центре топки.
Рис. П1. Расчетный эскиз топочной камеры
Решение
1.1. Исходные данные
На основании исходных характеристик топки (с холодной ворон-
кой, применение тангенциально направленных прямоточных горелок)
она работает с твердым шлакоудалением.
Топливо имеет низкую сернистость, поэтому из табл. 2.5 можно
принять температуру $ух = 130°С и tx,B = 20°С. Из §2.3.2 и табл. 2.6
следует, что при влажности топлива Wn — 0,317% рекомендуется иметь
tr.B = 270°С.
Примеры расчета отдельных элементов парового котла
141
Избытки воздуха — агор = ат — 1,20 (топка газоплотная),
авп = 1,25 (присосы — Даг.г = 0,03 и Даэк — 0,02), присосы в РВП
Дарвп = 0,2, окончательно аух = 1,45. Относительный избыток возду-
ха на входе в РВП — /3ВП = 1,40.
1.2. Расчет КПД котла
Для принятых характеристик уходящих газов по (2.14)
Но = 26,54 + (1,45 - 1)22,33 = 36,59 МДж/кг = 36590 кДж/кг.
Энтальпия уходящих газов по (2.16)
= ’“яЛЫ = 1790
Энтальпия холодного воздуха по (2.20)
Нх в = 1,45 • 22330 • 20/(2610 - 0,25 • 20) = 250кДж/кг.
Потеря теплоты с уходящими газами по (2.25)
1790- 250 ,1ПП п Рпл0/
92 = ~~~25250~ ’ (1°° " 1} = 6’04%-
Остальные тепловые потери: с/з = 0, — 1%, = 0 (так как
Ар < 2,5QS); - (60/180,5)°’5/lg 180,5 = 0,25%. Расчетный КПД котла
7/п к = ЮО - (6,04 + 1 + 0,25) = 92,71% или 0,927.
1.3. Расход топлива на котел
Из характеристик энергетического блока имеем значения парамет-
ров пара на входе в котел: р'ВТ = 2,6 МПа, tBT = 333°С и питательной
воды —рп.в = 16 МПа и £п.в = 243°С. Для заданных условий энтальпии
пара и воды составляют: hn.n = 3437,0 кДж/кг; Лп.в = 1052,9 кДж/кг;
Л"т — 3542,4 кДж/кг; hBT = 3078,7 кДж/кг. Продувка из котла уста-
новлена р = 0,7%, поэтому ее теплота не учитывается. Расход вторич-
но-перегретого пара 7?вт = 158,9 кг/с.
Расход топлива на котел по (2.30) составляет:
180,5(3437,0 - 1052,9) + 158,9(3542,4 - 3078,7) _
В ~ 25250 - 0,927 “
= 21,53 кг/с (77,51т/ч).
Расчетный расход топлива по (2.31) Вр = 21,53 - 0,99 — 21,3 кг/с.
142
Приложение 2
1.4. Предварительные конструктивные размеры топочной
камеры (см. рис. П1)
Теплонапряжение сечения топки по (3.1)
Qf ~ 13,62 • 13,62 - 2,9 МВт/м •
Исходя из тангенциальной установки горелок принимаем топоч-
ную камеру квадратного сечения: ат ~ Ьг = 13,62 м. Значение qf за-
метно меньше допустимого q™ = 0,5(6,4+3,5) = 4,95 МВт/м2 (табл. 3.1).
Принимаем температуру газов на выходе из топочной камеры
< = 1100°С.
Принимаем высоту ширм = hB,4 = 12,0 м; высота холодной
воронки — Лх.в = 0,6(13,62 — 1,2) = 7,45 м.
Исходя из заданных размеров топочной камеры, определим поверх-
ность призматической части боковой стены топки:
Fnp = 19,1 • 13,62 = 260,14м2.
Поверхность боковой стены в области холодной воронки — FX.B =
= 0,25(1,5 • 13,62 + 0,5 • 1,2) » 7,45 = 39,2 м2; то же в верхней части
топки — FB,4 = 12,0(13,62 — 6,4) — 86,6 м2.
Высота призматической части боковой стены топки по (3.12):
Лпр = 260,1/13,62 = 19,1 м.
Расчетная высота топочной камеры по (3.13)
= 0,5 • 7,45 + 19,1 + 12,0 = 34,82 м.
Поверхность боковой стены топки:
F? = 260,14 + 39,2 + 86,6 = 385,9 м2.
Объем топочной камеры по (3.8)
V/ = 385,9 • 13,62 = 5256 м3.
Полная расчетная поверхность стен топки по (3.14)
FCPT = 2 385,9 + 2 • (12 + 19,1 + 0,65 7,45) • 13,62 +
+ 0,5(13,62 + 1,2) • 13,62 + 185,46 = 2057,8 м2.
Примеры расчета отдельных элементов парового котла
143
1.5. Тепловой расчет топочной камеры
1.5.1. Тепловыделение в топочной камере
Теплота горячего воздуха, поступающего в горелки по (2.20) при
отсутствии присосов (Дат — 0 и ДаПл — 0):
QB = 1,2 • 22,33 • 270/(2610 - 0,25 • 270) = 2,845 МДж/кг - 2845 кДж/кг.
Полезное тепловыделение в топочной камере по (3.23)
QT = 1000 • 25,25 + 2845 = 28095 кДж/кг.
Энтальпия газов при $г = 2200°С и избытке воздуха ат — 1,2 по (2.14)
= 26,45 + (1,2 - 1)22,33 = 30,916 МДж/кг = 30916 кДж/кг.
1.5.2. Теоретическая (адиабатная) температура газов в зо-
не горения по (2.19)
- 2050(28095/30916+0,075) - 2016,7 = 2017°С(2290 К).
Энтальпия газов на выходе из топки по (2.16) при температуре
газов = 1100°С
Н" = 30916-1100 = 14379 кдж/кг.
т (2695 -0,3-1100) '
1.5.3. Тепловосприятие топочных экранов
Qn = 28095 - 14379 = 13716 кДж/кг.
1.5.4. Расчет тепловой эффективности топки
— условный коэффициент загрязнения экранов (табл. 3.3) — £ = 0,45;
— угловой коэффициент экрана при значении относительного шага
а = s/,d = 64/60 = 1,07,
х = 1 -0,2(1,07- 1) = 0,986;
— коэффициент тепловой эффективности экрана по (3.36)
= 0,45 0,986 = 0,444;
— условный коэффициент загрязнения входной плоскости ширм по
(3.39) и по (3.40): - 0,45(1100/1100) = 0,45;
144
Приложение 2
— тепловая эффективность ширм '0ш = = 0,45, так как для плос-
кости ширм х = 1;
— лучевоспринимающая поверхность входа в ширмы из топки (см.
рис. П1)
Гш.л = (12 + 3,4) • 13,62 = 209,8 м2;
— средняя тепловая эффективность топки по (3.38)
, (2057,8 - 209,8) • 0,444 + 209,8 - 0,45
~ 2057(8 - °’445’
1.5.5. Относительное местоположение ядра факела в топ-
ке М
— принимаем относительное расположение горелок по (3.34) с уче-
том конструкции топки (рис. П1):
Хг = 7,0/29,6 + 0,05 = 0,236 + 0,05 = 0,286;
— коэффициент М по (3.30) М = 0,59 — 0,5 • 0,286 = 0,447.
1.5.6. Расчет коэффициента излучения топочной среды
— эффективная толщина излучающего слоя в топке по (3.49)
s = 3,6 • 5248,3/2057,8 = 9,18 м;
— коэффициенты ослабления излучения при сжигании твердого топ-
лива К\ 1/(м*МПа):
кг = 0,92(4/9,18)0’54 • ИГ2 = 0,629,
1О I о
кзл = 2,96(14,3/35)1’33 (Ц§)0’67 = 0,929,
ki = 0,629 + 0,929 + 0,2 = 1,758:
— коэффициент излучения факела и топочной среды
Сф = 1 - ехр(-1,758 • 0,1 • 9,18) = 0,80;
0,80 _
?т 0,80 + 0,2 • 0,445 ’
Примеры расчета отдельных элементов парового котла
145
1.5.7. Удельная тепловая нагрузка поверхности экранов
по (3.29)
— относительная температура на выходе из топки
= 1373/(2017 + 273) = 0,6;
— значение
<7г —
0,90 • 0,445 ’ 22902 / 0,447 \ ^7
9200 Л1 - 0,6/
= 274,8 кВт/м2.
1.5.8. Необходимая поверхность стен топки из расчета теп-
лообмена по (3.26)
21,3-28095
274,8
= 2177 м2.
1.5.9. Уточнение размеров топочной камеры
— уменьшение призматической части топки по сравнению с эскизом
AJ’np = 2177 - 2057,8 = 119,2 м2;
ДЛпр = 119,2/(4 • 13,62) = 2,18 м;
h* = 19,1 - 2,18 = 21,28 м;
— окончательная высота топки h£ = 3,72 + 21,28 + 12,0 = 37,0 м;
— действительный объем топки V/ = 5256 — 2,18 • 185,5 = 5660,0 м3.
1.6. Средние тепловые напряжения топочного объема и
экранов топки:
qv =
21,3-25250 . з
---56^----= 95,0 кВт/м3;
21,3-13716 1ОРП D . 2
9л 2177 0,98 136,9 кВт/м ‘
Действительная толщина излучающего слоя S ~ 3,6 • 5660/2177 =
— 9,36 м. Расхождение AS = — - = 0,019.
У,1о
Низкое значение теплового напряжения qv определяется принятой
невысокой температурой по d словиям исключения шлакования (низ-
ким значением qy).
146
Приложение 2
Пример 2.
Определить для примера 1, как изменяются размеры топочной
камеры при сохранении расчетной = 1100°С, если в ее объеме
(в верхней части) установить горизонтальные топочные ширмы по ти-
пу рис. 3.3 б с размерами А — 3,0 м, = 13,60 м и шагом = 1,36 м.
Исходные данные принять по примеру I.
Решение
2.1. Расчетная поверхность топки при размещении ширм
— число ширм в топочном объеме гш.т = 13,62/1,36 — 1 = 9;
— площадь стен топки в зоне ширм по (3.18) ^т.ш — 2(3 • 13,62 +
+ 3-13,6) = 163,4 м2;
— конструктивная поверхность ширм в топке по (3.16)
Гш.т = 2 • 3 • 13,6 • 9 = 734,4 м2;
— коэффициенты освещенности поверхности ширм и прилегающих
стен топки по (3.21):
= 0,59(1 + 1,3„6 ~ (1 - = 0,638;
znp = 0,65(1 + ^—^) (1 - ^) = 0,687;
— приведенная лучевоспринимающая поверхность ширм и прилега-
ющих стен топки
Fm.TZm + FCT.mZnp = 734,4-0,638 + 163,4-0,687 = 468,5 + 112,3 = 580,8 м2;
— примем предварительно расчетную поверхность стен призмати-
ческой части топки меньше по сравнению с примером 1 на значе-
ние
ДРпр = 580,8 - 163,4 = 417,4 м2;
— уменьшение высоты призматической части и объема топки
Дйпр = 417,4/4 • 13,62 = 7,66 м;
ДУпр = 7,66 • 185,5 = 1421 м3;
Примеры расчета отдельных элементов парового котла
147
— расчетный объем и поверхность теплообмена в топке с ширмами
V/ = 5660 - 1421 = 4239 м3;
F? = 2177 м2;
F* = 2177 - 468,5 = 1708,5 м2.
2.2. Расчет теплообмена в топке с ширмами
— часть топочного объема, свободная от ширм
VCB = 4239 - 3 • 13,6 • 13,62 = 3683 м3;
— расчетная толщина излучающего слоя по (3.50)
3,6-4239 / 734,4 3682\
1708,5 + 734,4 V 1708,5 ’ 4239?
— в соответствии с порядком расчета в примере 1 уточним значения
коэффициентов ослабления и излучения факела и топочной среды
при новом значении S:
кГ = 0,652; кзл = 0,929; кг = 1,781;
- 0,783; <т = 0,886;
— средняя тепловая эффективность топки: = 0,445;
— удельная тепловая нагрузка поверхности экранов q? = 275,0
кВт/м2.
2.3. Расчетная поверхность теплообмена в топке
с ширмами
Поверхность стен призматической части топки соответствует предва-
рительно принятой.
В итоге при установке топочных ширм высота топки по сравнению
с примером 1 уменьшается на Д/гПр = 7,66 м и составит hr = 37,0 —
- 7,66 = 29,34 м.
Пример 3
Определить тепловосприятие ширмовой поверхности пароперегре-
вателя котла ТГМП-204 (см. рис. П2) при сжигании природного газа
(табл. 2.3 топливо №7)с рециркуляцией газов в топку в количестве 5%.
148
Приложение 2
Рис. П2. Расчетные размеры ширмовой поверхности
Принять температуру газов на входе в ширмы — 1336°С, сред-
нее воспринятое теплонапряжение экранов топки qn = 249,7 кВт/м3.
Параметры пара: температура = 400°С, р'ш = 26,6 МПа, =
=-- 26,0 МПа, расход пара 1)ш = 684,5 кг/с. Конструктивный шаг ширм
в газоходе = 0,644 м, трубы 032x6 мм. Расход топлива Вр = 60 м3/с,
избыток воздуха ctT = 1,02.
Решение
3.1. Конструктивные характеристики ширм
— число ширм при шаге = 0,644 м: = 20,66/0,644 — 1 = 31;
принимаем окончательно = 30;
— необходимое сечение труб для прохода пара с массовой скоростью
wp = 1500 кг/(м2-с) и сечение одной трубы
/ш = 684,5/1500 = 0,456 м2;
/о = 0,785 • 202 = 314 мм2 = 0,314 • 10-3 м2;
Примеры расчета отдельных элементов парового котла
149
число груб в ширме при одном ходе пара через все ширмы
1 ♦ 0,456
30 • 0,314 • 10“3
= 48 шт;
— - проверяем глубину ширмы при шаге труб вдоль потока газов s? =
= 1,1-32 = 35 мм: сш = 2-48-35-10~3+4-32-10~3 = 3,488 м ~ 3,5 м.
3.2. Тепловосприятие ширм прямым излучением из топки
и балансовое тепловосприятие поверхности ширм от газового
потока
- - угловой коэффициент ширм по (3.71)
vui =1 + 44т - [1 + (44|)Т’’’ = 6’435 - 5’526 = °’909;
X/ « ОТЧ L J
— тепловосприятие прямым излучением из топки: л =
— 11,7 ♦ 20,66 — 241,7 м2 (нижняя часть ширм не облучается из
топки); коэффициент /1Ш — (700/I336)1,2 = 0,46;
<?ш.л = 0,46 • 0,8 • 249,7 • 0,909 • 249,7/60 = 336,5 кДж/кг;
— балансовое тепловосприятие ширм от газового потока. Предвари-
тельно принимаем Д$ш = 200°С, тогда = 1336 — 200 = 1136°С;
11= 44999 2695 — 0,3 • 1136 = 21232 кДж/кг;
При = 1336°С Я" = 44000(1336/2050-0,075) = 25375 кДж/кг;
Qiu.6 = 25375 - 21232 = 4143 кДж/кг;
— энтальпия и температура пара на выходе из ширмовой поверхнос-
ти
ДЛШ = (336,5 + 4143) = 392,6кДж/кг;
0о4.0 г
При 1'ш — 400°С и Рщ = 26,6 МПа значение П'ш — 2511,8 кДж/кг;
тогда Д" = 2511,8 4- 392,6 — 2904,4 кДж/кг; при р" = 26,0 МПа этому
значению соответствует tf^ — 444°С.
3.3. Расчет теплообмена в ширмовой поверхности
— температурный напор в ширмах
Д*ш = (1336 - 0,5 • 200) - 0,5(400 + 444) = 814°С;
150
Приложение 2
полнил расчетная поверхность нагрева ширм по (3.76)
: 1,92 • 11,7 • 3,5 • 30 = 2358,7 м2;
расчетный коэффициент теплопередачи.
Расчетный объем и скорость газов в горизонтальном газоходе:
К = 11,14 + (1,02 - 1) • 9,91 = 11,34 м3/м3;
коэффициент
0,032
,к — 0,644 - и’ °’
60-11,34-(1236+ 273) .
Wr ~ 20,66 • 11,7 • 0,95 • 273 “ 16,4
Но табл. 4.1 к = 71^6 + 273 h + 0,4(16,4/7)°-5
1400 L v ' 7
= 132 Вт/(м2-К);
тепловосприятие ширм
Зш.т = 132 IO’3 • 814 • 2358,7/60 = 4221,4 кДж/кг.
3.4. Уточнение тепловосприятия ширм
Значение т = (4221,4 - 4143)/4221,4 = 0,019.
Окончательно <2ш.б = 4221,4(1 — 0,1 • 0,019) = 4213,4 кДж/кг.
При значении \т\ < 0,02 можно не уточнять выполненный тепло-
вой расчет, однако проверим, на сколько изменится ранее полученная
температура газов: = 25375 — 4213,4 = 21161,6 кДж/кг. При этом
Л„ /21161,6/44000\
= 260^ I______—_______I
ш 1 + 0,3 -0,481 )
= 1132,9 = 1133°С.
Разница принятой и полученной температур составляет всего 3°С.
Пример 4.
Сравнить конструктивные размеры гладкотрубной и мембранной
поверхности экономайзера, установленного в опускном газоходе котла
ТГМЕ-206 при одинаковом тепловосприятии Q3K — 28344 кДж/кг и
сжигании мазута.
Примеры расчета отдельных элементов парового котла 151
Исходные характеристики пакета экономайзера: расположен в по-
ловине газохода с размерами ап = 9100 мм, Ьп — 3320 мм, средняя рас-
четная скорость газов wr = 6,2 м/с, температуры газов $'к = 450°С,
~ 338°С, температуры воды t'B = 230°С, t” = 264°С. Гладкотруб-
ный экономайзер имеет шахматное расположение труб 028 х 4, шаги
труб 51 = 85 мм, .$2 — 44,5 мм. В мембранном пакете сохраняется шаг
51 = 85 мм, но устанавливаются проставки между трубами размером
Ьм — 80 мм (см. рис. 1.5).
Решение
А. Гладкотрубный экономайзер
4.1. Число труб в одном ряду
— рабочая длина коллектора при его установке вдоль меньшей сто-
роны газохода /к = 9100 — 2 • 85 = 8930 мм;
— число труб в ряду по (4.25) — 8930/85 — 1 = 105.
4.2. Расчетная поверхность нагрева
— температурные перепады на концах поверхности Д£б = 450 —
- 264 = 186°С; Д£м = 338 - 230 = 108°С; отношение
Д£б/Д£м = 1,72, при этом расчет температурного напора произ-
водим по (4.21):
д, 186- 108 _ 14Ч
- In 1,72 - 143’5 с'
— относительный шаг труб сг^ — 85/28 = 3,03;
— коэффициент теплопередачи по табл. 4.1:
k = 75(6,2/9)0,6(32/28)0,35(3,03/2,5)0,15 = 64,85 Вт/(м2 - К);
— поверхность нагрева по (4.15)
28344
64,85 г 143,5
• 103 = 3044 м2.
4.3. Число рядов труб по ходу газов
— поверхность нагрева первого ряда труб по (4.27)
Fi = 105 • 3,14 ♦ 0,028 • 3,32 = 30,65 м2;
152
Приложение 2
— число рядов труб zp — 3044/30,65 = 99;
— число петель одного змеевика гпет = 99/(2 • 4) = 12,4, принимаем
2:пет = 12. Ошибка расчета: 0,4/12 = 0,033 менее допустимой —
0,05.
4.4. Общие размеры поверхности
— полная длина труб 52/гл = n^lrzp = 105 • 3,32 - 99 = 34500 м;
— полная глубина поверхности по ходу газов по (4.30)
/п = 98 • 0,0445 4- 0,028 4- 0,0445 • 11 = 4,88 м.
Поверхность выполнена из четырех пакетов с технологическими
разъемами 0,7 м.
Б. Мембранный экономайзер
/
4.5. Коэффициент оребрения труб /
— длина мембраны по (4.34) /м — 3,32 — 2(0,2 4- 2 • 0,028 4- 0,04) =
= 2,72 м;
— поверхность обогреваемой части трубы в ряду по (4.32)
FTp = 3,14 • 0,028(3,32 4- 0,5 • 0,08) - 2 • 0,004 * 2,72 = 0,27 м2;
— поверхность теплообмена мембраны по (4.33)
FM = 2-2,72-0,08 = 0,43 м2;
— коэффициент оребрения ^ор = (0,27 4- 0,43)/0,27 = 2,60.
4.6. Расчетная поверхность нагрева труб
— значение коэффициента &2 = (2,60/1,5)0,5 = 1,32;
— приведенный к поверхности трубы коэффициент теплопередачи
(при сохранении диаметра труб и шага si как в гладкотрубной
поверхности)
к = 80 • 1,32 • 1,05 • 1,03 = 114,2 Вт/(м2 • К);
— поверхность нагрева труб
28344
114,2 • 143,5
103 = 1679 м2.
Примеры расчета, отдельных элементов парового котла 153
4.7. Общие размеры поверхности мембранного пакета
— полная расчетная поверхность нагрева по (4.37)
Fn = 1679-2,60 = 4365,4 м2;
— число рядов труб zp = 1679/(105-0,27) = 59,2, принимаем zp = 59;
— число петель одного змеевика гпет = 59/(2 • 4) = 7,4, принимаем
7,5;
—• полная длина труб ^2 = 105(3,32 + 0,5 - 0,08) • 59 = 20815 м;
-- - полная глубина пакета 1п = 59(0,08 + 0,028) • 0,5 = 3,19 м.
В результате можно иметь два пакета вместо четырех в гладкотруб
ном варианте. Глубина экономайзера уменьшилась с I™ = 4,88 м до
значения I™ = 3,19 м. Расход труб уменьшился в “ 1,53 раза.
Пример 5.
Определить габаритные размеры трубчатого воздухоподогревателя
(ТВП), установленного на котле П-67 (Рпе = 736 кг/с, £п.п = 545/545°С,
для энергоблока мощностью 800 МВт) при сжигании березовского буро
го угля (табл. 2.2, топливо № 17). Однокорпусный паровой котел имеет
Т-образную компоновку поверхностей и оборудуется двумя секциями
ТВП за каждой из опускных шахт. Ширина фронта котла 23,08 м.
ТВП обеспечивает подогрев воздуха от 50 до 310°С при охлаждении
газов от 360 до 160°С. Коэффициент избытка воздуха на входе в ТВП
а'вп = 1,20, относительный избыток горячего воздуха /Зг.в = 1,05. По
догрев воздуха на входе в ТВП до 50°С обеспечивается рециркуляцией
горячего воздуха в количестве гв = 0,13.
Решение
5.1. Определим расход топлива по приближенной методике
(§2.5)
— тепловая мощность котла по (2.33) <?п.к — тгтт = 1951 МВт;
И JL
— расход топлива при ?)п>к = 0,92 (табл. 2.10) В = 1951/(15,66-0,92)
= 135,4 кг/с;
— расчетный расход Вр = В, так как б/4 = 0,5%.
154 Приложение 2
5.2. Тепловосприятие ТВП с газовой стороны по (5.1)
— теоретическая энтальпия газов при 2200°С, при а'вп = 1,20 и зна-
чениях Нв = 14,55 МДж/кг и Н® = 18,95 МДж/кг:
Я' = 18,95 + 0,2 • 14,55 = 21,86 МДж/кг;
— энтальпия газов на входе в ТВП по (2.16)
Нвп = 21,862б95 _ о з.збо = 3>°42 МДж/кг;
— теоретическая энтальпия газов при а"п = 1,23 (по табл. 2.8 зна-
чение Давп = 0,03) Щ = 18,95 + 0,23 • 14,55 = 22,3 МДж/кг;
— энтальпия газов на выходе из ТВП
Я" = Нух = 22,32695 _1^3- 160 = 1,348 МДж/кг;
— средняя энтальпия присосанного воздуха по (2.20) при средней
iB = 0,5(50 + 310) = 180°С; Я°рс = 14,55 • 180/(2610 - 0,25 * 180) =
— 1,02 МДж/кг;
— тепловосприятие ТВП
(?вп = 3,042 - 1,348 + 0,03 • 1,02 = 1,725 МДж/кг.
5.3. Температурный напор в ТВП
— принимаем предварительно 3 хода воздуха, тогда ф = 0,90
Д^прт
(160 - 50) - (360 - 310)
110/50
= 76,1°С;
Д£вп = 0,9 • 76,1 = 68,5°С.
5.4. Расчетная поверхность нагрева ТВП (на одну секцию)
— принимаем wr = 10 м/с и w3 = 6,0 м/с;
— коэффициент использования поверхности ТВП (по табл. 4.1)
е - 0,9 - 0,15 = 0,75;
Примеры расчета отдельных элементов парового котла
155
— коэффициент теплопередачи
k = 3 • 0,75(10 + 0,5 • 6,0)0’8 = 17,51 Вт/(м2 • К);
— поверхность нагрева ТВП по (4.15) при Вск = 0,5 • Вр = 67,7 кг/с
67,7 • 1725 • 103
17,51 • 68,5
=97346 м2.
5.5. Расчетная высота ТВП
— средний объем газов при авп = 1,215: Vr — 5,01 4- 0,215 • 4,26 =
= 5,93 м3/кг;
— общее число труб для прохода газов по (5.7) со скоростью wr —
— 10 м/с и внутреннем сечении трубы /о = 0,785 • 372 ♦ 10~6 —
= 1,075-Ю'3 м2
zTp
67,7 • 5,93(260 + 273)
273 • 10 • 1,075 • 1(Г3
= 72,9 • 103 шт.;
— высота ТВП hB„ = 97364/(3,14 • 0,0385 • 72,9 • 103) = 11,05 м.
5.6. Размеры в плане секции ТВП
— принимаем шаги труб «1 — 54 мм и §2 — 42 мм;
— число труб в ряду по ширине секции
m = 23080/54 - 1 = 426 шт.;
— число рядов труб по ходу воздуха П2 = 72900/426 = 171;
— глубина трубного пакета &тр = 171 • 42 = 7187 мм;
— принимаем 4-х поточную схему движения воздуха (см. рис. 1.7,6)
при трех внутренних воздушных коробах размером Ьк — 0,7 м.
Тогда полная глубина^секции ТВП составит:
6ВП = 7,187 + 3 • 0,7 = 9,287 м.
5.7. Высота одного хода воздуха по (5.12) и число ходов
— коэффициент живого сечения кж — 1 — 40/54 = 0,26;
— средний относительный избыток воздуха /?вп = 0,5(1,08 4- 1,05) I
4-0,13 = 1,195;
156
Приложение 2
— высота одного хода воздуха
_ 1,195 • 67,7 • 4,26(180 + 273) _
х 273 • 6,0 • 23,08 • 0,26 -4 ' М’
— расчетное число ходов zx — 11,05/3,97 = 2,78;
— расхождение с ранее принятым Д = 3/2,78 — 1 = 0,079 = 8%, что
менее 10%. Принимаем zx — 3, тогда при заданной конструкции
з 97
ТВП hx = 3,67 м и скорость wB = 6,0-^= = 6,49 м/с.
3,67 '
Пример 6
На котле ТГМП-314 при сжигании малосернистого мазута сниже-
на рабочая нагрузка до 0,6РНом и увеличена рециркуляция газов до
г — 0,3. Определить значение КПД котла и расход топлива при этих
условиях.
При номинальной нагрузке котел имел Dne = 272,2 кг/с, DBr —
= 217,8 кг/с, рп.п = 25,5 МПа, р"т = 3,62 МПа, <п.п/<вт = 545/545°С,
Рп.в = 30 МПа, £п.в = 265°С. В газо-воздушном тракте: = 1,03, аух =
= 1,34 при Давп = 0,2, температуры: т9ух = 120°С, tr,B = 280°С, рецир-
куляция газов г = 0,1. Тепловые потери q2 ~ 4,8%, q$ = 0,2%, = 0,2%,
tyi.K = 94,8%. Расход топлива Вр = 18,77 кг/с.
Решение
6.1. Избытки воздуха и температура уходящих газов при
пониженной нагрузке (исходные формулы — см. гл. 6)
— избыток = а®, так как в этом диапазоне нагрузок обеспечива-
ется автоматически;
— значение = 1,03 4- (1,34 — 1,03)(1/0,6)0,5 = 1,55, при этом
Давп = 0,2 • 1,670,5 = 0,26;
— температура — 120(0,6у= 111°С (калориферная
установка отсутствует).
6.2. Значение КПД котла при пониженной нагрузке
— коэффициенты для расчета потери теплоты q%: bo = 30/120 =
= 0,25; bx — 30/111 = 0,27, коэффициент а = 1,12;
Примеры расчета отдельных элементов парового котла
157
— значение
Q2 = 4,8 •
111
120
1,55(1 - 0,27) 4-0,12
1,34(1 - 0,25) 4-0,12
= 4,94%;
— значение qf — 0,2 • 0,6(1,3/1,1) = 0,14%;
— значение qf — 0,2/0,6 — 0,33%;
— значение КПД к = 94,8 4- (4,8 - 4,94) 4- (0,2 - 0,14) 4- (0,2 - 0,33) =
= 94,6%.
6.3. Изменение давлений и температур в пароводяном
тракте
— давление и энтальпия перегретого пара pfn = 25,5(0,9 4-
4- 0,06) ~ 23,1 МПа, при tn,n — 545°С энтальпия пара h^ n =
= 3349,2 кДж/кг;
— то же — питательной воды на входе в котел
рхв = 23,1 + (30 - 25,5)0,б2 = 24,7 МПа;
txB = 265 • 0,б0’25 = 233°С, при этом
в = 1008,5 кДж/кг;
— то же — в тракте промежуточного перегрева пара
р* = 3,64 • 0,6 = 2,18 МПа;
рв* = 2,18 - 0,2 • 0,36 = 2,11 МПа;
iBT = 545°С, при этом 7гвт = 3566,7 кДж/кг;
t£ = 290 • 0,6°’25 = 255°С, при этом hBx = 2905,3 кДж/кг.
6.4. Расчетный расход топлива
— удельный теплоперепад 1 кг рабочей среды при пониженной на-
грузке
= (3349,2 - 1008,5) 4,0,8(3566,7 - 2905,3) = 2869,8 кДж/кг;
— то же — при номинальной нагрузке
= (3315,0 - 1158,3) + 0,8(3551,6 - 2947,2) = 2640,2 кДж/кг;
— расход топлива
94 8 2869 8
в-18,77.0,6-^.^ = 12,27 кг/с.
158
Приложение 2
Соотношение расходов топлива В = 12,27/18,77 = 0,654. Как видно, рас-
ход топлива несколько больше, чем соответствующее снижение паровой
нагрузки.
Пример 7.
Для условий примера 6 определить температуру газов на выходе
из топки. Дополнительные данные при номинальной нагрузке: ?9Т0 —
= 1250°С, /3{?в — 0,98. Полезное тепловыделение Q® = 44825,3 кДж/кг,
радиационное тепловосприятие экранов топки Q® = 19064,7 кДж/кг.
Малосернистый мазут имеет Sp — 0,3%, Q? — 40,28 МДж/кг, зна-
чение энтальпий при 2200°С Нв = 36124 кДж/кг и Н® — 42781 кДж/кг.
Решение
7.1. Температура и теплота горячего воздуха
— значение
t*.B = 280 (о,6 • оУ’2 = 266°С;
— избыток воздуха /3*в — 1,03 — 0,05/(1,67)0,5 = 0,99;
— значение Q*B = 3902,5 (^|| • Щ) = 3745,2 кДж/кг.
7.2. Полезное тепловыделение при пониженной нагрузке
— температура $рЦ = 312 • 0,60,21 = 280°;
— теплота рециркулирующих\ газов <ЗрЦ = 606,6у^ ♦ О,60,21 =
= 1634,7 кДж/кг;
— значение Q? - 44825,3 - (3902,8 - 3745,2) - (606,9 - 1634,7) =
= 45696,1 кДж/кг.
7.3. Изменение адиабатной температуры газов
— при номинальном режиме по (2.19) при Q® = 44828,3 кДж/кг
и значении Н$ = (42781 + 0,03 • 36124)1,1 = 48251,2 кДж/кг
<9° = 2050 (^51 2 + °’075) = 2058°С;
Примеры расчета, отдельных элементов парового котла
159
— при пониженной нагрузке и значении Н§ = 48251,2ру —
= 57024,1 кДж/кг
л ziЛ/? 1
2050(4п9Г1 = 1796,5°С.
\57024,1 /
7.4. Определение температуры газов на выходе из топки
— предварительно $ТХ — 1250 • 0,60,3 — 1072°С;
ПХ 1ПЛЙЛ 71796’5 ~ 1072
— удельное тепловосприятие Qx = 19064,7- •
2Uoo — iZoU
= 20191,5 кДж/кг;
— энтальпия Н^х = 45696,1 — 20191,5 — 25504,6 кДж/кг
— значение дТх по (2.18) при найденном- НТ х:
1
'д'т* = 2695( ~ п 25504,6----- \ = 1062оС
т 457024(1 + 0,3-0,447)/
Расхождение температур (10°С) менее, чем 30°С, поэтому окончатель-
ными значениями являются = 1062°С и Нтх — 25504,6 кДж/кг.
Приложение 3
Расчет температуры и толщины стенки труб
Расчет прочности металла труб производится по средней по
толщине металла температуре в наиболее теплонапряженном мес-
те. Это может быть либо
место с более высокой локальной теп-
ловой нагрузкой (например, радиационные поверхности, обращенные
в топочную камеру), либо место с наиболее высокой температу-
рой охлаждающей среды — пара (выходной змеевик перегревателя).
Рис. ПЗ. Расчетные точ-
ки ширмовой и змеевико-
вой поверхности паропе-
регревателя (обозначены
цифрами)
При этом, кроме выходных участков змее-
виков с максимальной расчетной темпера-
турой пара, опасными могут оказаться и
выходные змеевики промежуточных паке-
тов, выполненные из другой менее прочной
и более дешевой стали (например, выходной
участок «холодного» пакета перегревателя из
стали 20 и другие).
Таким образом, в целях надежнос-
ти работы поверхностей нагрева провер-
ке на прочность подлежат несколько мест
(рис. ПЗ). Если в одном пакете (секции)
проверяется два-три вызывающих опасность
места, окончательный выбор металла и тол-
щины стенки для всего пакета (секции) дела-
ется по наиболее опасному месту. Для уста-
новления^максимальной температуры ме-
талла необходимо располагать данными теп-
лового расчета поверхности нагрева и ее кон-
структивным оформлением.
1. Расчет максимальной температуры стенки труб
Средняя расчетная температура труб, находящихся в области от-
носительно невысоких тепловых потоков, а также коллекторов (камер)
вне зоны обогрева принимается по нормативным данным и приведена
в табл. П 1.1.
Расчет телшгратуры и толщины стенки труб
161
Таблица П1. Расчетные «рормулы для определения температуры стенки
трубы icT, °C
Наименование Расчетная формула
Экранные трубы с кипящей жидкостью в бара- tcx = tHec + 60
банных котлах при р < 16 МПа
Пароперегревательные трубы в зоне температур tCT = icp + 50
газов менее 650°С
Экономайзерные трубы
— в барабанных котлах tCT = iHac + 30
— в прямоточных котлах в конвективной шахте tCT = tcp Н- 30
Обозначения: £Нас, tc? — температура насыщения при рабочем давлении и
средняя расчетная температура воды по всем параллельным трубам, °C.
Для пароперегревательных поверхностей нагрева в зоне высоких
температур газов (выше 650°С) и поверхностей промежуточных паро-
перегревателей, экранных поверхностей прямоточных котлов СКД мак-
симальная температура стенки трубы определяется по следующей фор-
муле:
В формулу (П3.1) входят следующие величины, требующие спе-
циального определения: £™акс — максимальная расчетная температура
пара с учетом неравномерности тепловосприятия по ширине газохода,
°C; ^макс — максимальное тепловосприятие рабочей среды в расчет-
ном месте трубы, кВт/м2; /3 — d/d3H — конструктивный коэффициент,
характеризующий отношение наружного диаметра трубы к внутренне-
му; по условиям технологии производства змеевиковых поверхностей
нагрева (сварка, гибка труб) значение /3 желательно иметь не более,
чем 1,64-1,7. Если это условие не выдерживается, надо переходить на
использование другого металла или диаметра труб; р, — коэффициент
расточки тепла по периметру трубы в силу неравномерности ее обогре-
ва; 6 — толщина стенки трубы, мм; Ам — коэффициент теплопровод-
ности металла, Вт/(м-К); а?2 — локальный коэффициент теплоотдачи
от стенки к рабочей среде (пару, воде), кВт/(м2-К).
1.1. Максимальная темпергда пара
Для выбранного расчетного места определяют прежде всего сред-
нюю расчетную температуру и энтальпию пара (по данным теплового
162
Приложение 3
расчета) и затем находят максимально возможную температуру с уче-
том неравномерности тепловосприятия от газового потока по ширине
пакета и гидравлической разверни расходов рабочей среды по парал-
лельным трубам.
Для расчетного места (на выходе из пакета или в промежуточной
точке) определяют максимальное приращение энтальпии среды в ра-
зверенной трубе по формуле:
Д/zTp
— Д hep
Пт
Рг
(П3.2)
где туш — коэффициент неравномерности тепловосприятия по ширине
пакета (секции); Т]к — коэффициент конструктивной нетождественнос-
ти (отношение обогреваемой поверхности разверенной трубы к сред-
ней); за редким исключением т?к оказывается близким или равным еди-
нице: рг — коэффициент разверни расхода среды по трубам; ДЛср —
среднее расчетное приращение энтальпии рабочей среды на расчетном
участке, кДж/кг.
Тогда максимальное значение энтальпии среды в расчетном месте
разверенной трубы составит:
hyp
— h^x Т Д^'Тр,
(ПЗ.З)
где Авх — энтальпия среды на входе в пакет, кДж/кг. По значению
энтальпии hTp и расчетному давлению среды в пакете с помощью тер-
модинамических таблиц находят значение максимальной температуры
пара £„акс.
Неравномерность тепловосприятия труб по ширине пакета (сек-
ции) зависит прежде всего от доли общей ширины газохода или сте-
ны топки, которую занимает пакет в газоходе или экранная секция на
стене топки. Значения коэффициентов приведены в табл. П2, где коэф-
фициенты неравномерности в'жонвективных газоходах обозначены ту*,
а на стене топки — ту*. При горизонтально-подъемном движении среды
вдоль всех стен топки (навивка Л. К.Рамзина, навивка типа «меандр»)
принимают тущ = 1,0.
Разверка расходов среды по трубам определяется прежде всего раз-
личием гидравлических сопротивлений средней трубы пакета (секции)
и расчетной разверенной грубы, а также различием средней плотнос-
ти рабочей среды в этих трубах из-за разницы в температуре рабочей
среды в них.
Расчет температуры и толщины стенки труб 163
Таблица П2. Максимальное значение неравномерности тепловосприятия по
ширине газохода или степы топки (подъемные панели)
Расположение поверхности в газоходе Значение
Ширмы или вертикальные пароперегреватели в гори- 1,3
зонтальном газоходе, занимающие всю ширину или
половину ширины газохода
То же, с расположением пакета по краям газохода до 1,2
1/3 ширины с каждой стороны
То же в средней части газохода до 1/3 ширины 1,1
Горизонтальные пакеты, расположенные в конвектив- 1,2
ной шахте
Количество панелей на стене топки Значение
1 или 2 панели 1,3
3 панели 1,2
4-6 панелей 1,1
Прежде всего следует определить значения полных коэффициентов
гидравлического сопротивления для средней трубы z и расчетной ра
зверенной zTp от входа в трубы из раздающего коллектора до выхода
в собирающий коллектор по формуле:
z — Ар/ + £м- (ИЗ. I)
Здесь: £м — коэффициент местных сопротивлений, включая сопротнн
ление входа и выхода из трубы в коллектор; Ао — приведенный к I м
длины трубы коэффициент трения, 1/м, зависящий от диаметра трубы;
I — длина трубы, м.
В зависимости от того, для какой трубы производится расчет
(среднее сопротивление трубы z в пакете (секции) или сопротивление
разверенной трубы zTp), в формулу (П3.4) подставляются соотвстству
ющие значения коэффициентов и длины трубы.
Приведенный коэффициент трения Ао в зависимости от внутрение
го диаметра трубы и качества стали определяется по табл. ПЗ а. Иначе
ния коэффициентов местных сопротивлений приведены в табл. Н3ь,н.
Необходимые пояснения к определению коэффициентов £вх и £пых в
висимости от геометрии коллектора и организации входа и выхода грг
ды показаны на рис. П4. Значение птр — пъ/п} характеризует коли
чество обогреваемых труб пакета, приходящееся на одну подводя щуп»
(отводящую) трубу коллектора. При нескольких гибах по длине трупы
сопротивления £г складываются.
164
Приложение 3
Таблица ПЗ. Значение коэффициентов трения и местных сопротивлений при
движении рабочей среды внутри трубы
а) Приведенный коэффициент трения, Ло, 1/м
Качество металла трубы Внутренний диаметр трубы, dBH, мм 100
20 30 40 50 60 70 80 90
Сталь углеродистая 1,5 0,82 0,57 0,43 0,35 0,29 0,24 0,21 0,18
или легированная Сталь аустенитная 0,84 0,5 0,36 0,28 0,22 0,18 0,15 0,13 0,12
б) Коэффициенты сопротивления входа в трубу из коллектора £вх
и выхода из нее, fBwx
Вид входа или выхода Значение £вх rf/^кол 0,1 <//(/КОЛ > Значение 0,1 £вых
Вход в трубу из раздающего кол- 0,5 0,7 —
лектора с торцевым подводом среды (рис. П4,а) Выход в собирающий коллектор при — — 2,2
торцевом отводе среды (рис. П4,б) Вход в трубу при рассредоточенном 0,5 0,7 —
подводе среды к коллектору и птр С 30 (рис. П4,в) То же, при птр > 30 0,6 0,8 —
Выход в собирающий коллектор при — — 1,1
рассредоточенном отводе из него сре- ды и птр 30 (рис. П4,г) То же, при птр > 30 — 1,3
в) Коэффициенты сопротивления в местах гибов труб, £г
Угол поворота трубы, град 20 20-60 60-140 > 140
Значение £г 0 0,1 0,2 0,3
Примечание: </Кол — внутренний диаметр коллектора, мм; d — внутренний
диаметр трубы, мм.; значение птр = пг/ni
Отношение длин разверенной и садней труб от входного коллек-
тора до расчетного места при равенстве диаметров труб представляет
собой численное значение коэффициента конструктивной нетождест-
венности т/к — /ТрД- Отношение полных коэффициентов гидравлическо-
го сопротивления характеризует коэффициент гидравлической нетож-
дественности разверенной трубы: т]г — zTp/z.
На основании полученных данных вначале приближенно оценивают
тепловосприятие разверенной трубы:
A/lTp — Д^ср^ш^к^г
(П3.5)
Расчет тел/пера туры. и толщины стенки труб
165
в)
г)
Рис. П4. Схемы раздающих и собирающих коллекторов к определению коэф-
фициентов сопротивления входа и выхода из труб, а — с торцевым вводом
среды в коллектор; б — с торцевым отводом среды из коллектора; в — с рас-
средоточенным радиальным вводом; г — с рассредоточенным радиальным
отводом
и среднее значение энтальпии в разверенной трубе
= Авх + 0,5Д/4р. (П3.6)
Среднее значение энтальпии рабочей среды для труб пакета (секции)
составляет:
h = hB* + 0,5ДАср. (П3.7)
По значениям энтальпий h'Tp и h и расчетному давлению в поверхности
с помощью термодинамических таблиц определяют средний удельный
объем рабочей среды в разверенной трубе г?тр и в усредненной трубе v.
Полученные данные позволяют установить значение коэффициента
разверки расхода среды
/ — \ 0,5
Рг = . (113.8)
Теперь следует уточнить значение Д/гтр по формуле (П3.2), найти эн
тальпию ZiTp в расчетном месте по (ПЗ.З) и установить значение мак
симальной температуры £„акс.
166
Приложение 3
В случае, когда расчетное место принято в конце первого хода рабо-
чей среды, где трубы контактируют с наиболее высокой температурой
газов и воспринимают наибольший тепловой поток (схема прямотока),
необходимо определить среднее для этого участка поверхности тепло-
приращение Ahcp. В этих целях вначале находят местный (для первого
хода) температурный напор:
А К / ч
Дtp = Дt6 - 0,5 -=г- (Д«б - ДtM), (П3.9)
-Г П
где Fri, AFP — полная поверхность пакета и часть ее, соответствующая
первому ходу рабочей среды до расчетного места, м2; AZ6 и Д£м —
соответственно больший и меньший температурные напоры на концах
пакета в целом, °C.
Тогда тепловосприятие рабочей среды до расчетного места соста-
вит:
AiD ЛК
д<?р = СпдЙтС (пз.ю)
Здесь Qn и Atn — тепловосприятие и температурный напор для всей
поверхности (по данным теплового расчет';
Среднее теплоприращение пара на участке от коллектора до рас-
четного места
ДЛСр = &QPBP/D. (П3.11)
1.2. Максимальное тепловое напряжение разверенной трубы
Максимальное местное тепловое напряжение дмакс радиационных
поверхностей топочной камеры определяется по формуле:
(/макс — ^ш^ст<7л, (П3.12)
где — максимальное значение коэффициента неравномерности теп-
ловосприятия по высоте топки; принимается по табл. П4; т/Ст — коэф-
фициент распределения тепловосприятия между стенами топки; qn —
среднее удельное тепловосприятие поверхности нагрева топочной ка-
меры, кВт/м2.
Относительное тепловосприятие стен топки зависит от расположе-
ния горелок. При однофронтальном их размещении: для противополож-
ной стены т/ст = 1Д, боковых экранов — 1,0, а для фронтового — 0,9.
Расчет тглппчиипуры. и толщины стенки труб
167
Таблица П4. Коэффициенты неравномерности тепловосприятия экранов по
высоте топочной камеры
Вид топки Участки топки ’/в
Пылеугольная с жидким Ошипованная часть 1,0
шлакоудалением Неошипованная часть
(средняя треть высоты топки) 1,3
Верхняя треть топки 0,7
Потолок топки 0,6
Пылеугольная с твердым Нижняя треть высоты топки 1,0
шлакоудалением без Средняя треть высоты топки 1,24-1,3-)
зажигательного пояса Верхняя треть топки 0,8-?0,9
Потомок топки 0,6-0,7")
То же с зажигательным Зажигательный пояс 1,0
поясом Выше пояса, средняя треть
топки 1,2
Верхняя треть топки 0,8
Потолок топки 0.6
Мазутная (газомазутная Нижние 2/3 топки 1,3
при сжигании мазута) Верхняя треть топки 0,6
Потолок топки 0,5
Газовая (газомазутная Нижние 2/3 топки 1,1
при сжигании газа) Верхняя треть топки 0,8
Потолок топки 0,6
*) Меньшая величина — для бурых углей, фрезторфа;
**) Меньшая величина — для каменных углей и антрацита.
При встречном расположении горелок: для боковых стен — 1,05, для
стен с горелками — 0,95. В остальных случаях принимают т)СТ = 1.
Максимальное местное тепловое напряжение радиационно-конвек-
тивных поверхностей нагрева, включая ширмы на выходе из топки,
находят по формуле
9макс — 'ЦщЦр) (П3.13)
где — коэффициент неравномерности тепловосприятия по ширине
газохода; принимается по табле П2; qp — тепловосприятие поверхнос-
ти в расчетном месте, кВт/м2; значение расчетного тепловоспрйятия
определяют по формуле
qp — kpi\tp. (ПЗ.М)
Значение температурного напора Д£р при прямотоке для расчетного
места (первый ход рабочей среды) определяется по (П3.9), то же, но
168
Приложение 3
для выхода «горячего» змеевика — Д£р = Д£м. При противотоке для
«горячего» змеевика — Aip = ДАб. Коэффициент теплопередачи в рас-
четном месте кр принимается по данным теплового расчета для поверх-
ности нагрева А;, но дополнительно при этом учитывается повышение
теплообмена за счет излучения газового объема: при наличии газового
объема глубиной более 1 м перед расчетным местом и температуре га-
зов выше 800° С кр — 1,08&; то же при температуре газов 600-800°С —
кр I для газового объема за поверхностью нагрева (расчетным
мостом), но при > 800°С кр — 1,03&. В остальных случаях принима-
ется кр к.
1.3. Определение тепловых коэффициентов
Локальный коэффициент теплоотдачи от стенки к рабочей среде а2
для перегретого пара докритического давления, кВт/(м2-К), определя-
ется по формуле:
. г 3500 (_Р_\0,25 /wPtP\°>75 / 20 \0’2
"2 А,,.р к 15,0/ \10007
(П3.15,а)
Дли среды сверхкритического давления коэффициент теплоотдачи «2,
кВт/(м?-К), в зависимости от массовой скорости и внутреннего диа-
метра груб составляет
_ с аЛ^рУ^/ЗЮОА1’5^ 20 А0,2
2 8,011400 7 \ /гтр J Ывн7
(П3.15,б)
Коэффициент теплопроводности металла Ам, Вт/(м»К), находится
по табл. П5 для принятого сорта металла и температуры стенки, кото-
рую принимают следующей: для лобовой трубы ширм и труб панелей
топочного экрана в зоне НРЧ и СРЧ tcr = А„акс + (50 4- 70)°С, для труб
конвективных поверхностей в зоне температур газов более 850°С —
Аст = ^акс _|_ (4Q в остальных случаях в зоне температур газов
580-850°С — £ст = ^акс + (20 - 40)°С.
Коэффициент растечки тепла по периметру трубы р вводится
в случае неравномерного обогрева трубы по периметру (экранные по-
верхности топки с односторонним обогревом, лобовые змеевики кон-
вективных перегревателей по ходу газов). Для экранных труб при зна-
чении fl — 1,6 принимается р = 0,9, при другом соотношении наружного
Расчет температуры и толщины стенки труб
169
Таблица П5. Теплопроводность сталей — Лм? Вт/(м-К), в зависимости от тем
пературы iCT, °C
Марка стали Температура стенки, °C 700
300 350 400 450 500 550 600 650
20 45,0 43,5 42,0 40 38,0 37,0 — — —
12 MX 40,5 39,5 39,0 37,5 37,0 36,0 35,0 — —
15МХ
12 ХМФ 40,5 39,5 39,0 37,5 37,0 36,0 35,0 — —
12 Х1МФ
ЭИ-531 37,0 36,5 36,0 36,0 35,0 34,0 32,5 31,5 —
12Х2МФСР 36,0 36,0 34,0 33,5 33,5 33,0 32,5 — —
12Х18Н10Т 20,0 20,5 21,0 22,0 22,5 23,0 24,0 24,5 25,5
12Х18Н12Т
ЭИ257 18,5 19,0 20,0 20,5 21,0 22,0. 22,5 23,0 24,0
и внутреннего диаметров (/3 < 1,6) коэффициент растечки составит:
д = 0,9(1,6//3)°’15. (П3.1б,а)
Для лобовых труб конвективного пакета перегревателя
g = 0,95(1,б//3)°’15. (П3.16,б)
В остальных случаях принимают р — 1.
Полученные значения коэффициентов а2, А2, Ам позволяют по (П3.1)
определить максимальную температуру стенки разверенной трубы.
2. Расчет толщины стенки трубы
После определения температуры металла выполняется вторая
часть расчета — проверка прочности стенки трубы при заданном давле-
нии и максимальной температуре. Для этого прежде всего выбирается
металл для труб пакета, наружный диаметр d и толщина стенки 5.
Для принятого металла по максимальной температуре tCT уста-
навливается номинальное допускаемое напряжение — ст*оп (табл. П6).
Цифры, помещенные в скобки, свидетельствуют о нежелательности ис-
пользования металла при данной температуре в силу снижения проч-
.. ти и начала окалинообразования.
Расчетное допустимое напряжение для бесшовных труб принима-
• чол равным номинальному:
_ *
<Тдоп — ^доп-
Таблица П6. Номинальные допускаемые напряжения <т*оп, МПа для углеродистых, теплостойких легирован-
ных и аустенитных сталей (при расчетном сроке работы — 100 тыс. час.)
°C ^ст 20 16ГНМ 12МХ 15ХМ 20 К 12Х1МФ 15Х1М1Ф 12Х2МФБ 12Х2МФ 1Х12В2МФ Х18Н10Т ЭИ695Р
(ЭИ531) СР (ЭИ756) Х18Н12Т ЭИ257 ЭП17 ЭП184
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
300 119 182 — — “ — — — — —
320 114 181 — — — — — — —
340 109 180 А — — — — — — —
360 103 172 — Ц — — — — — —
380 97 — — — — —
400 92 — 132 137 145 162 120 140 111 —
420 86 — 129 135 141 158 119 137 — 110 —
440 73 — 126 128 139 154 117 134 108 ———
460 56 — 123 125 136 150 116 131 — 106
480 43 — 121 122 133 145 95 128 — 105 — “
500 34 — 96 103 113 120 80 122 — 104
520 ~ — 66 70 90 96 67 104 103 —
540 — (40) 45 73 78 57 83 — 102 —
560 — — (27) 59 64 47 67 97 101 114
580 — — (47) (52) (39) (53) 78 90 109
600 — — — — (37) (43) (33) (40) 62 74 103
620 - ' — — — (27) (30) 45 62 95
640 — — — ~ — (21) (21) 31 52 85
660 — — — — — “ — — — — 45 72
680 — — — — — “ — ~ •• — — 38 57
700 — — — — “ ~ — — — — 30 46
Примечания: 1. Для промежуточных значений температуры стенки величина допускаемого напряжения
определяется путем интерполяции двух ближайших значений с округлением результата до 0,5 МПа в сторону
меньшей величины. 2. При значениях <ТдОП, заключенных в скобках, выбор толщины стенки производился с
учетом потери на окалинообразование.
Расчет температуры а толщины стенки труб
171
Расчетная толщина стенки для бесшовных труб определяется по фор-
муле:
(П3.17)
гдер — внутреннее давление в расчетном сечении, МПа; d — наружный
диаметр трубы, мм; С — прибавка к толщине стенки, учитывающая
минусовый допуск и утонение металла в гибах, мм.
AS
1 +А*
(П3.18)
Минусовое отклонение толщины стенок для котельных труб из углеро-
дистых и легированных металлов составляет 9%. В этом случае попра-
вочный коэффициент А — 0,15. Тогда величина прибавки к толщине
стенки составит:
0,155
1,15
= 0,135
и должна быть не менее чем 0,5 мм. Поэтому при толщине стенки
5^4 мм прибавка принимается С = 0,5 мм.
В случае использования легированных перлитных сталей при гем
пературе стенки 580°С и выше необходимо считаться также с процес
сом окалинообразования, поэтому прибавка к толщине стенки С при
нимается более высокой.
Прибавка С, мм, при температуре £ст, °C
Марка стали 580 590 600 610
12 XI МФ; 15 XI М1Ф 1,2 1,6 2,1 —
12 X 2 МФСР, 12 X 2 МФБ 1,0 1,2 1,6 2,1
Х18Н10Т; Х18Н12Т; ЭИ257 — — 1,0 1,0
После определения значения 5Р следует обратить внимание на рла
пость между 5Р и первоначально принятой толщиной стенки 5. I'Zihi
окажется, что 5Р > 5 + 0,5 мм (при 5 5 мм) или 5Р > .5 | I мм
(при 5 > 5 мм) необходимо произвести уточнение расчета: ири и я 11.
новое 5 = 5Р + 0,5 мм, определить новое значение коэффициента /1 и
уточнить расчетную температуру стенки по (П3.1). Затем установи и»
новое значение сгДОп и вновь определить 5р.
При расчетном значении 5Р 5 + 0,5 мм уточнения можно иг про
изводить, принятое значение 5 идет в запас надежности. Полученное
172
Приложение 3
при расчете Ьр округляется до ближайшей большей номинальной тол-
щины стенки (для котельных труб стандартные толщины стенок крат-
ны 0,5 мм). При увеличении толщины стенки и новом определении /3
следует учитывать, что предельной по технологии производства труб
считается /3 = 1,7 (желательно иметь /3 1,6).
При несоблюдении этих требований нужно либо заменить наруж-
ный диаметр труб, но лучше заменить марку стали на более прочную.
Приложение 4. Характеристики энергетических паровых котлов
Таблица П-4.1. Параметры котлов и тепловые характеристики топочных камер
Завод. Рпе ^пе ^УХ кпд Тепл. Электр. Вид топли- Топочна/ I камера
£ ВТ ^Г.В Сечен. Высота Тепл. напр. Тепл. напр.
маркир. котла мощн. мощн. ва
кг/с МПа °C °C % Qi, МВт1 N3, МВт Gt X М hx, м Qv,
кВт/м3 МВт/м2
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
Производственное объединение «Красный котельщик»
ТП-81 116 13,7 560 132 92,5 290 125 Каменный 14,1x7,55 25,3 141 2.98
13,7 — 354 уголь
ТП-87 116 560 120 410 91,2 290 125 антрацит, тощ. уголь 14,1x7,55 25,3 148 3,03
13,7
тгм- 84Б2 lift 560 163 277 91,8 290 125 мазут, газ 14,2x6,1 22 210 3,69
тгм- 133 13,7 560 127 94,1 334 150 14,6x6,2 20,8 224 3,92
96Б — — 245
ТП- 178 150 13,7 2,8 570 570 132 400 90,2 520 200 антрацит, 18,5x8,1 30,2 143 3,84
100А тощ. уголь
ТП-108 178 150 13,7 2,2 570 570 135 400 89,7 520 200 торф 13,6x8,6 26,9 179 4,93
ТГМЕ- 206 186 164 13,7 2,4 545 545 125 244 94,4 520 200 мазут, газ 18,0x7,68 15,1 264 3,98
ТПЕ- 180 13,7 540 150 92,2 505 200 каменный 13,5x12,48 42,5 90,4 3,25
159 2,3 535 ЗЬ7
209 уголь
тгмп- 1142 264 222 25,0 3,62 565 570 160 330 91,7 710 300 мазут, газ 2(10,6x6,1) 26,3 190 5,23
ТПП- '278 234 25,0 3,62 545 545 130 390 90,0 720 300 антрацит, 2(14,9x7,76) 34,0 170 3,58
210А тощ. уголь
Продолжение таблицы П-4.1. Параметры котлов и тепловые характеристики топочных камер
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
ТПП- 278 25,0 545 136 92,4 720 300 газовые 17,3x8,65 41,5 155 5,40
234 3,62 545 380
312А кам. угли
тгмп- 314А2 278 234 25,0 3,62 545 545 140 349 \ 93,5 720 300 мазут, газ 17,3x8,65 25,0 195 5,33
тгмп- 278 25,0 545 120 1 93,8 720 300 15,2x7,0 24,3 290 7,47
324 234 3,62 545 270
ТПП-200 694 533 25,0 3,62 565 545 123 391 91,6 1876 800 антрацит 2(27,3x8,8) 37,1 158 4,26
ТПП-804 736 605 25,0 3,62 545 545 135 320 92,6 1968 800 кузнецкие 30,86x15,5 70,6 63,1 4,45
кам. угли
ТГМП- 204 736 605 25,0 3,62 545 545 120 316 94,4 1968 800 мазут, газ 20,8x10,4 41,0 262 9,64
ТГМП- 1097 25,0 545 142 93,9 2930 1200 31,2x10,4 55,0 232 9,62
12042 ООО 3,62 545 338
1 О ^7 ПО «Машиностроительный завод им.Орджоникидзе»
ПК-47-32 178 147 13, 7 2,4 570 570 160 266 92,1 508 200 мазут, газ 2(8,62x8,48)26,0 145 3,77
ПК-33-1 176 13,7 570 139 91,3
150 2,4 570 409 508 200 бурые уг- ли 20,0x7,3 28,6 134 3,81
ПК-39-2 264 211 25,0 3,8 545 545 138 312 91,6 710 300 экибастуз. 2(10,8x7,5) 31,2 167 4,78
кам. уголь
ПК-41-12 264 211 25,0 3,9 25,0 545 545 144* 322 92,2 710 300 мазут, газ 2(10,2x5,9) 21,0 210 6,40
П-49 444 565 151 92,7 1220 2(20x8,0)
361 4,2 565 317 500 Назаров. 33,6 116 4,11
бурый
уголь
Продолжение таблицы П-4.1. Параметры котлов и тепловые характеристики топочных камер
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
П-57 458 375 25,0 3,9 545 545 131 350 91,7 1210 500 экибастуз. 21,9x9,88 48,0 131 6,10
кам. уголь
П-59 275 222 25, 0 3, 62 545 545 150 440 91,3 740 300 подмоск. бурый уголь 21,8x9,6 48,0 74,0 3,87
П-67 736 607 25,0 3,62 545 545 160 295 91,8 1970 800 берез, бу- 23,08x23,08 68,0 58,5 3,86
рый уголь
ПО «Барнаульский котельный завод»
БКЗ-120- 33,3 9,8 5 540 149 93,3 84 30 мазут, газ 6,30x4,2 15,0 286 3,37
100ГМ2
БКЗ-160- 44,4 9,8 540 130 386 90,5 112 37,5 уголь, 7,2x6,6 19,4 160 2,64
100Ф торф
БКЗ-220- 61 9,8 540 138 Ч7П 91,6 156 50 каменные 9,54x6,6 21,1 153 2,70
100Ф и < U и бурые угли >
89 13.7 560 140 91,2 12,1x6,6 22,4 159 2,99
БКЗ-320- 367 218 90 экибастуз.
140 13,7 кам. уголь
БКЗ-320- 140ГМ2 89 560 170 286 92,2 218 90 мазут, газ 12,1x5,44 16,8 254 3,59
БКЗ-420- 140-5 116 13,7 560 140 342 92,7 290 100 каменные угли 15,3x9,02 13,4 169 2,27
БКЗ-640- 140ПТ 178 13,7 545 140 92,6
155 . 2,5 545 373 512 200 бурые уг- ли 18,1x7,5 32,5 155 4,07
Примечание: 1. Значение Qi = BpQpr}K — полезная тепловая мощность котла;
2. Данные по ?9уХ и tr.B приведены при сжигании мазута. В остальных случаях для газомазутных
котлов данные приведены при сжигании природного газа.