/
Автор: Васильев Ю.С. Поршнев Г.П. Рундыгин Ю.А. Гильде Е.Э.
Теги: общее машиностроение технология машиностроения машиноведение машиностроение теплоэнергетика энциклопедия котельные установки паровые котлы
ISBN: 978-5-217-03417-8
Год: 2009
Текст
МАШИНОСТРОЕНИЕ
ЭНЦИКЛОПЕДИЯ В СОРОКА ТОМАХ
РЕДАКЦИОННЫЙ СОВЕТ
ФРОЛОВ К.В.
Председатель редакционного совета
Члены совета:
Белянин П.Н. (зам. Председателя редсовета и главного редактора), Колесников К.С. (зак I. Председателя редсовета и главного редактора), Адамов Е.О., Анфимов Н.А., Асташов В.К., Бессонов А.П., Бюшгенс Г.С., Васильев В.В., Васильев Ю.С., Воронин Г.П., Долбенко Е.Т., Жесткова И.Н., Кирпичников М.П., Клюев В.В., Коптев Ю.Н., Ксеневич И.П., Мартынов И.А., Митенков Ф.М., Новожилов Г.В., Образцов И.Ф., Панин В.Е., Паничев Н.А., Патон Б.Е., Пашин В.М., Платонов В.Ф., Пугин Н.А., Румянцева О.Н., Силаев И.С., Федосов Е.А., Фортов В.Е., Черный Г.Г., Шемякин Е.И.
МОСКВА “МАШИНОСТРОЕНИЕ” 2009
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань»
Раздел IV
РАСЧЕТ
И КОНСТРУИРОВАНИЕ МАШИН
TomIV-18 КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
Редакторы-составители:
академик РАН Ю.С. Васильев, д-р техн, наук Г.П. Поришев
Ответственный редактор академик РАН
К.С. Колесников
Редакторы тома: Ю.А. Рундыгин (Топливо и процессы горения), Ю.А. Рундыгин, Е.Э. Гильде, А.В. Судаков (Паровые котлы), В.М. Боровков, Е.Э. Гильде, Ю.А. Рупдыгип (Вспомогательное оборудование котельных установок)
МОСКВА “МАШИНОСТРОЕНИЕ” 2009
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань»
УДК 621.01/03
ББК 34.44
М38
Авторы: Ю.А. Рундыгин, Е.Э. Гильде, А.В. Судаков, Н.Т. Амосов, Д.Б. Ахмедов, Н.П. Беляков, П.В. Белов, В.М. Боровков, В.И. Бреус, Г.В. Василенко, К.А. Григорьев, И.А. Данишевский, Н.Г. Жмерик, М.А. Ицков-ский, Н.С. Клепиков, В.В. Кушнаренко, Б.М. Ларин, Л.С. Маркман, А.П. Парамонов, А.А. Тринченко, Е.К. Чавчанидзе, С.М. Шестаков
Рецензент д-р техн, наук П.В. Росляков
Рабочая группа Редакционного совета: К.С. Колесников, П.Н. Белянин, В.В. Васильев, В.К. Асташов, А.П. Бессонов, Е.Т. Долбенко, И.Н. Жесткова, Н.Ф. Иванникова, Г.М. Москвитин
М38 Машиностроение. Энциклопедия / Ред. совет: К.В. Фролов (пред.) и др. - М. :
Машиностроение.
Котельные установки. Т. 1V-18 / Ю.А. Рундыгин. Е.Э. Гильде. А.В. Судаков и др.;
Под ред. Ю.С. Васильева. Г.П. Поршнева. - 2009. - 400 с., ил.
ISBN 978-5-217-03417-8 (т. IV-18) (ОАО «Издательство «Машиностроение»)
ISBN 978-5-94275-497-6 (т. IV-18) (ООО «Издательство Машиностроение»)
ISBN 5-217-01949-2
Приведены виды и харак | к | к Ценности процессов их
горения и методы снижения вредных выбросов котел >
Рассмотрены основы теплового расчета котлов, топочных камер, горелочных устройств, гидродинамики пароводяного тракта и аэродинамики котла, конструктивные особенности его элементов, а также вспомогательного оборудования котельных установок.
Проанализирована эффективность циклов иаротурбг....... и парогазовых установок с
энергетическими котлами и котлами-утилизаторами.
УДК 621.01/03
ББК 34.44
ISBN 978-5-217-03417-8 (т. IV-18) © ОАО «Издательство «Машиностроение», 2009
ISBN 978-5-94275-497-6 (т. IV-18) © ООО «Издательство Машиностроение», 2009
ISBN 5-217-01949-2
Перепечатка, все виды копирования и воспроизведения материалов, опубликованных в данной книге, допускаются только с разрешения издательства и со ссылкой на источник информации
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань»
ОГЛАВЛЕНИЕ
ОГЛАВЛЕНИЕ
2.2.1. Расчетное задание и
Выбор 14-
НЫХ решений при проектиро-
вании ................... 164
2.2.2. Тепловая схема котла .... 167
2.2.3. Этапы теплового расчета котла.................... 170
2.2.4. Специальные расчеты при проектировании котельной установки................ 172
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ.............. 173
ива 2.3. КОНСТРУИРОВАНИЕ И РАСЧЕТ ТОПОК ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛОВ (С.М Шестаков} ...............
ловые характеристики топок ...
2.3.2. Расчет теплообмена в однокамерных топках........ 182
2.3.3. Коне ру харак-
теристики топки при установке
двухсветных экранов и ВТШ 188
2.3.4. Расчет теплообмена при
сжигании газа и мазута..... 189
теплообмена в низкотемпературных вихревых топках.......
2.3.6. Р обмена в
дву ка е| х топках........
2.3.7. Ра е су к к j юго теплообмена в слоевых топках ...
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ..... 199
Глава 2.4. КОНСТРУКЦИИ ТОПОК И ГОРЕЛОЧНЫХ УСТРОЙСТВ (Н.Г. Жл/ерик, С.М Шестаков) ....................... 200
2.4.1. Виды топок....... 200
2.4.2. Пылеугольные топки .... 202
2.4.3. Горелки камерных пылеугольных топок.......... 209
2.4.4. Газовые, мазутные и газомазутные горелки.... 216
2.4.5. Конструкции газомазутных горелок............ 221
2.4.6. Мазутные форсунки. 231
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ............. 233
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
ОГЛАВЛЕНИЕ
Глава 2.5. ЭЛЕМЕНТЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛОВ (СМ. Шестаков, М.А. Ицков-ский)...........................
2.5.2. Пароперегреватели .
233
233
ширмовых и конвективных по е| х е I жа..........
2.5.4. Экономайзеры и воздухоподогреватели ........
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ.............
241
Ресурса ................
2.8.6. Влияние колебаний температур на ресурс элементов
2.8.7. Методы расчета на прочность и техническое диагностирование металлоконструкций .....................
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ...............
293
300
304
Глава 2.6. ГИДРОДИНАМИКА ПАРОВОДЯНОГО ТРАКТА КОТЛА (А.В. Судаков, ИИ Беляков, В.И. Бреус).......
2.6.1. Основы гидродинамического расчета элементов.
2.6.2. Показатели надежности пове] х е рва..........
2.6.3. Гидравлический расчет циркуляционных контуров
2.6.4. Скачки и пульсации тег е| >| | к| с е
лообмена ..............
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ.............
Раздел 3. ВСПОМОГАТЕЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК 305
246
252
256
Глава 2.7. АЭРОДИНАМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК (Е.Э. Гильде)..
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ......
Глава 2.8. ПРОЧНОСТЬ И РЕСУРС ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛА (А.В. Судаков, П.В. Белов, ИА. Данюшевский, ЛС. Маркман).................... 273
венной нормативной докумен-
2.8.2. основные положения по
расчету на прочность элементов, работающих под давлени-
2.8.3. Методы определения толщины стенки элементов. ] б ( удавлением...
2.8.4. Методика поверочного
285
Глава 3.1. СИСТЕМЫ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА (НС. Клепиков, В.В. Кушнаренко)................ 305
3.1.1. Основные виды систем 305
3.1.2. Мельницы.......... 311
3.1.3. Систа | | ее
ния и газопотребления... 327
3.1.4. Мазутное хозяйство. 331
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ............... 335
Глава 3.2. СИСТЕМЫ ЗОЛОУЛАВЛИВАНИЯ И ЗОЛОУДАЛЕНИЯ (А.А. Гринченко) 335 3.2.1. Ха] ] остатков.................... 335
3.2.2. Оборудование систем золоулавливания....... 339
3.2.4. И га-
ковых отходов ТЭС.... 350
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ......... 350
Глава 3.3. ОБРАБОТКА ВОДЫ НА
ТЭС И АЭС (В.М. Боровков, БМ. Ларин)............ 351
3.3.1. Использование природной воды на тепловой станции
3.3.2. Примеси природных вод. Показатели качества исходной
3.3.3. Основные методы обработки природных вод......
351
357
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань»
ОГЛАВЛЕНИЕ
3.3.4. Опыт
фильтрации па установках С] С ; ...........
3.3.5. Опыт использования термического метода подго-
банных котлов .
3.3.6. Удаление из воды растворенных газов....... 368
3.3.7. Технологии обессоливания природной воды.... 369
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ............ 372
Глава 3.4. ПОВЕДЕНИЕ ПРИМЕСЕЙ И ХИМИЧЕСКИЙ
КОНТРОЛЬ ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ ПО ПАРОВОДЯНО-
Б.М Ларин, ГВ. Василенко) ...
3.4.1. Распределение примесей между водой и насыщенным
3.4.2. Поведение органических примесеи по тракту водоподготовки ...................
3.4.3. Поступление примесей в пароводяной тракт.........
3.4.4. Организация химического контроля водяного режима
управления (СКУ) воднохимического режима второго контура АЭС с ВВЭР..... 379
3.4.6. Химическая очистка
б | у; ГЭС........... 382
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ........... 383
Раздел 4. КОТЛЫ В СОСТАВЕ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ С ПАРОТУРБИННЫМИ И ПАРОГАЗОВЫМИ УСТАНОВКАМИ (Н.Т. Амосов, Е.К. Чавчанидзе) 385
Глава 4.1. ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ (ПТУ) И ПОКАЗАТЕЛИ ИХ РАБОТЫ ... 385
Глава 4.2. ПЕРСПЕКТИВЫ ПРИМЕНЕНИЯ ПАРОГАЗОВЫХ
УСТАНОВОК (ИГУ).... 389
ПРЕДМЕТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ.... 397
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань»
ВВЕДЕНИЕ
Применение паровых котлов для промышленных целей началось на рубеже XVII и XVIII веков, и на протяжении более чем двухвековой истории развития конструкции котлов и их эксплуатационные показатели непрерывно совершенствовались.
Первый паровой котел представлял собой медный сосуд шарообразной формы, заполненный на 2/3 водой, и обогреваемый снизу за счет сжигания топлива. Примерно такую конструкцию имел паровой котел, построенный в 1765 г. И.И. Ползуновым, который вырабатывал пар для паровой машины Ползунова.
К концу XVIII века развитие металлургии позволило перейти к созданию стальных цилиндрических котлов (рис. 1), которые явились родоначальниками паровых котлов с естественной циркуляцией воды. Первые цилиндрические котлы, заполненные на 2/3 водой, отличались небольшой площадью поверхности нагрева, размещенной в топке. Такой котел отличался большой металлоемкостью, низкой удельной паропроизводительностью (количеством вырабатываемого пара с 1 м2 площади поверхности нагрева), низким КПД, был взрывоопасным вследствие большого водяного объема агрегата. Однако он имел высокую тепловую аккумулирующую способность, невысокие требования к качеству питательной воды, простое устройство и обслуживание. Эти достоинства котла стремились сохранить при дальнейшем его совершенствовании.
Появление цилиндрических котлов с жаровыми трубами, размещенными во внутреннем водяном объеме, позволило увеличить площадь поверхности нагрева и сократить водяной объем котла. Жаровые трубы имели диаметр около 0,8 м и соединялись с топкой котла.
Дальнейшее увеличение площади теплообменной поверхности нагрева осуществлялось по двум направлениям. Первое направление связано с размещением в водяном объеме барабана котла большого количества труб
Рис. 1. Конструктивные схемы цилиндрических котлов:
а - простого; б - с жаровыми трубами; в — с дымогарными трубами
меньшего диаметра, чем жаровые трубы, по которым проходили дымовые газы. Это направление развития внутренней теплообменной поверхности привело к созданию газотрубных котлов. Второе направление увеличения поверхности нагрева заключалось в размещении в топке и газоходах котла большого количества труб, заполненных водой. При этом шло развитие внешней поверхности нагрева. Так появились водотрубные котлы.
На рис. 2 представлены основные конструктивные схемы водотрубных котлов с естественной циркуляцией рабочего тела (воды). В водяном объеме котла невозможно размес-
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань»
10
ВВЕДЕНИЕ
Рис. 2. Конструктивные схемы водотрубных котлов с естественной циркуляцией:
а — горизонтально-водотрубного конструкции В.Г. Шухова; б — вертикально-водотрубного многобарабанного; в - современного вертикально-водотрубного;
1 - барабан; 2 - пучки труб; 3 - топка; 4 - пароперегреватель; 5 - водяной экономайзер;
б - воздухоподогреватель
тить большую теплообменную поверхность в виде жаровых и дымогарных труб. Поэтому максимальная паропроизводительность таких котлов ограничена, в то время как котлы с водотрубными поверхностями имели практически неограниченные возможности развития теплообменных поверхностей, что и определило дальнейшее развитие конструкций котлов по водотрубному направлению.
В первых горизонтально-водотрубных котлах применялись слабонаклонные пучки труб. Пример горизонтально-водотрубного котла представлен на рис. 2, а котлом В.Г. Шухова. Талантливый конструктор В.Г. Шухов внес весомый вклад в создание конструкций котлов для отечественной энергетики. Им впервые были предложены решения по газовому регулированию перегрева пара, продувочным устройством, изготовлению и сборке котлов из стандартных (заводского изготовления) элементов и многое другое.
Наряду с горизонтально-водотрубными котлами развивались вертикально-водотрубные котлы, которые обладали существенными преимуществами по надежности гидродинамики испарительных поверхностей. Первые вертикально-водотрубные котлы выполнялись в виде крутонаклонных или вертикальных трубных пучков, которые через барабаны объединялись в единую циркуляционную систему (рис. 2, б). Такие котлы имели несколько барабанов большого диаметра, что существенно увеличивало затраты металла и стоимость котла. Кроме того, в этих котлах слабо экранировались трубами стены топки.
Дальнейшее развитие конструкций вертикально-водотрубных котлов характеризовалось переходом от многобарабанной пучковой конструкции к однобарабанным котлам с экранной беспучковой системой испарительных поверхностей нагрева (рис. 2, в). Применение высокоэффективных газоплотных настенных экранов из блоков заводского изготовления существенно снизило материалоемкость, повысило их эффективность и надежность, сократило сроки монтажа котлов. В современных вертикально-водотрубных котлах применяется многоступенчатый перегрев пара наряду с развитой системой хвостовых поверхностей нагрева (экономайзеров и воздухоподогревателей), что повысило их экономичность.
С ростом рабочего давления котла, температуры перегрева пара и единичной мощности увеличивается экономичность установок, снижаются затраты топлива на выработку энергии, поэтому прогресс в котлостроении сопровождается ростом параметров пара и единичной мощности котлов. Появились котлы сверхвысокого (до 18 МПа) и сверхкритического (более 22,5 МПа) давления с принудительной циркуляцией воды.
В нашей стране широкое распространение получили прямоточные котлы на сверхкритическое давление, в которых отсутствует дорогостоящий барабан, а теплообменные поверхности выполнены в виде экранных газоплотных панелей, ширмовых или змеевиковых элементов пароперегревателей и экономайзеров.
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАНь
ВВЕДЕНИЕ
Отечественное энергомашиностроение сегодня выпускает широкую гамму типоразмеров котельных установок различного назначения. спроектированных для работы на всем многообразии видов энергетического топлива.
По назначению котлы можно разделить на несколько видов:
энергетические котлы, предназначенные для выработки тепловой и электрической энергии. Они отличаются высокой паропроиз-во,) ю и повышенными параметрами
пара. К энергетическим котлам предъявляются высокие требования по надежности, экономичности и экологическим показателям;
промышленные паровые котлы для объектов промышленной энергетики, которые вырабатывают пар для технологических нужд предприятий и сельского хозяйства;
котлы-утилизаторы и энерготехноло-гичеекие котлы для использования вторичных эпергоресурсов. Это особый вид котлов;
отопительные котлы, предназначенные для выработки пара и горячей воды для теплоснабжения и коммунального хозяйства. Одним из видов отопительных котлов являются водогрейные котлы, предназначенные для
атмосферного.
Производство энергетических и промышленных паровых котлов большой и средней мощности в Российской Федерации сосредоточено на крупных заводах энергетического маш с | е Т | ск к, (ОАО ТКЗ "Красный котельщик'). Подольском машиностроительном заводе (ОАО "ЗИО-Подольск"), Барнаульском котельном заводе (ОАО "БЗЭМ"), Белгородском заводе (ОАО "Бел-энергомаш"). Котлы малой производительности и водогрейные изготовляют многие заводы, среди них основными являются Бийский и Дорогобужский котельные заводы (соответственно ОАО "БиКЗ" и ОАО "ДКМ").
Отечественные эпергомашипостроитель-ные объединения выпускают паровые котлы производительностью 0,5 ... 4000 т/ч. Значительная у к к к |
руется за рубеж.
По многообразию протекающих физико-химических явлений и процессов современный котел является одним из наиболее сложных устройств. Для обеспечения его работы необходима совокупность дополнительных систем и механизмов, которые вместе с котлоагрегатом образуют котельную установку.
Котельными установками называют совокупность устройств, систем и механизмов, предназначенных для преобразования энергии топлива в тепловую энергию пара или горячей воды. Основнс к у новки
является котел (паровой или водогрейный), в котором вода нагревается и превращается в насыщенный пар (рис. 3). Выработка теплоты для повышения энтальпии воды и пара осуществляется в топке, где происходит сжигание органического топлива и частичное охлаждение продуктов горения до температуры, обеспечивающей надежную работу последующих элементов котла.
С целью повышения экономичности котельной установки современные котлы дополняются рядом связанных в единый агрегат элементов: пароперегревателями, водяными эконо! е| и I и воздухоподогревателями.
Пароперегреватель используется для повышения температуры и энтальпии пара, полученного в испарительных поверхностях нагрева котла. Это позволяет поднять экономичность паросиловой установки. Экономайзер позволяет за счет более глубокого использования теплоты дымовых газов подогреть воду, подаваемую в котел, а воздухоподогреватель обеспечивает подогрев воздуха, поступающего в топку для сжигания топлива, что не только способствует снижению потерь теплоты с уходящими газами, но и улучшает воспламенение и горение топлива.
Таким образом, топка и собственно котел. пароперегреватель, водяной экономайзер, воздухоподогреватель, связанные в органическое единое целое и примыкающие к этим элементам паро- и водопроводами, соединительными газо- и воздухопроводами, запорной и регулирующей арматурой, образуют котельный агрегат.
Современный котельный агрегат для Оеспереооипои и надежной работы обслуживает ряд 1 у
роиств. К ним относятся: дымососы и дутьевые вентиляторы, питательные и водоподгото-1 у новки, системы подачи топлива
и пылеприготовления, системы золоулавливания и золоудаления (при использовании твердого топлива); мазутные подогреватели, насосы и мазутопроводы (при сжигании жидкого топлива), а также газорегуляторные устройства (при сжигании газообразного топлива).
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань»
12
ВВЕДЕНИЕ
л ЖЖ
Конденсат от потребителя
Дымовые газы от другого котельного агрегата
Воздух из верхней зоны^ помещения котельной
-----—---------
Перегретый пар к потребителю (турбины, производство)
Сырая вода из источника водоснабжения
Дымовые газы в атмосферу
£ Насыщенный пар для собственны1# нужд котвльноЛ
4 5
ц у
Ж1
жг
Д 2
Зола и шлак в залов ой отвал
Зола и шлак от других котельных агрегатов
Дренажи паропроводов
. Питательная } вода на другие ' котельные агрегаты
гг
Ттборный пар от турбин .......
Рис. 3. Принципиальная схема котельной установки:
А - котельный агрегат; А1 - топка; А2 - испарительные поверхности котла; АЗ - барабан котла; А4 - пароперегреватель; А 5 - паропровод; А6 - экономайзер; А7 - воздухоподогреватель; Б - тягодутьевая установка; Б1 - вентилятор; Б2 - дымосос; БЗ - боров и дымовая труба;
В - система золошлакоудаления; В1 — золоуловитель; В2 — система шлакоудаления;
ВЗ - гидрозатвор золоуловителя; В4 - линия сброса в систему золошлакоудаления;
Д- система питания котла; Д1 - питательные баки; Д2 \\ДЗ - питательные насосы;
Д4 - подогреватель питательной воды;
Г- система водоподготовки; 11,12, ГЗ и Г4- элементы водоподготовки и питания котла
А И I
83
Шлак
git Летучая зола
Тепловые, гидродинамические, аэродинамические процессы, а также топочные процессы, протекающие в котельном агрегате, требуют системы контроля и регулирования. Современный котельный агрегат оснащен системой контроля (контрольно-измерительными приборами), защит и регулирования, образующих систему комплексной автоматизации регулирования всех основных процессов. Таким образом, котельный агрегат и все перечисленные системы и устройства образуют котельную установку.
Котельные установки являются одним из основных видов оборудования современных энергетических объектов: котельных, промышленных ТЭЦ и крупных электростанций. Их надежность, экономичность и экологические показатели во многом определяют энергобезопасность страны.
В период 1991 - 2000 гг., ввод тепло- и электрогенерирующих мощностей в России снизился в несколько раз. Возрос объем устаревающего оборудования, требующего замены на новое, отвечающего современным требованиям по экономичности и экологическим показателям. В настоящее время разработана программа обновления основного оборудования на период до 2010 г. и намечены варианты стратегии обновления оборудования на более длительный период. При этом предусматриваются:
замещение энергоблоков мощностью 200 ... 300 МВт на природном газе парогазовыми установками ПГУ-170 и ПГУ-540 с газовыми турбинами ГТЭ-110, ГТЭ-160, ГТЭ-180;
модернизация энергоблоков 800 и 1200 МВт на газомазутном топливе путем повышения температуры перегретого пара до 565 °C с одно-
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» JIAHd
ВВЕДЕНИЕ
временной надстройкой энергоблоков газотур-биппыми установками (ПУ) и последующее эщных энергоблоков установками на супе) к| е к е | не | | 1 (28 ...
30 МПа и 600 °C) с надстройкой ГТУ. Применение парогазовых установок (ПГУ) позволит поднять КПД крупных блоков до 52,4 % (нетто), а в перспективе - до 55 ... 56 % и снизить уд | д условного топлива от 350 до 240 ... 220 г/(кВт-ч);
модернизация тепловых электростанций (ТЭС) на твердом топливе и постепенное увеличение доли твердого топлива в топливно-энергетическом балансе страны. При этом предполагается постепенное замещение котлов новыми, созданными с использованием более совершенных технологии, с повышенными параметрами пара, более экологичными и с КПД не ниже 90 ... 92 % (брутто).
Главными направлениями модернизации котельных установок являются следующие: создание прямоточных котлов для мощных энергоблоков с повышенными параметрами пара (предельными по условиям работы современных жаропрочных сталей) на газомазутном топливе: с давлением р < 28 ... 30 МПа и температурой перегрева пара 7Ш, = = 600/600 °C;
создание барабанных котлов с повышенными параметрами пара: р = 17 ... 18 МПа и
техническое перевооружение блоков на твердом топливе котлами с использованием новых технологий сжигания топлива (с низкотемпературным вихревым сжиганием, с кольцевой топочной камерой и др.);
организация сжигания топлива при ступенчатом вводе воздуха в топочную камеру и освоение сжигания твердых топлив с использованием технологии циркулирующего кипящего слоя (ЦКС) для глубокого снижения вредных выбросов в атмосферу. 11есмотря на существенный прогресс в создании котлов с ЦКС (в мировой практике созданы котлы мощностью до 500 МВт) их массовое внедрение пока сдерживается вследствие более высоких капитальных затрат и пониженной экономичности котлов (по сравнению с традиционными котлами с камерной топкой). Кроме того, котлы с ЦКС отличаются более низкой маневренностью и пониженным ресурсом работы ряда элементов (особенно на высокоабразивных углях);
совершенствование тепловых схем и конструкций котлов, работающих в составе комбинированных парогазовых установок (котлов-утп in। заторов ПГУ, котлов со сбросом газов из ГТУ и др.);
разработка котлов для создания на твердом топливе ПГУ с газофикацией угля в кипящем слое под давлением;
сове| | | С к а новых
тельных установок (мельниц, дробилок, сепараторов пыли, тягодутьевого оборудования и др.), оборудования для снижения вредных выбросов в атмосферу;
создание высокоэффективных образцов котлов малой мощности (в том числе для работы на местных топливах) на основе новых технологий сжигания (НТКС, ВТКС, с предварительной газофикацией твердого топлива и др.).
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань»
Раздел 1
ТОПЛИВО И ПРОЦЕССЫ ГОРЕНИЯ
Глава 1.1 (деление ядер тяжелых элементов, синтез ядер
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ТОПЛИВА легких элементов и др.). Несмотря па бурное развитие ядерпои
1.1.1. КЛАССИФИКАЦИЯ ОРГАНИЧЕСКОГО ТОПЛИВА энергетики во второй половине XX века, доля выработки энергии па основе использования органического топлива остается преобладаю-
На протяжении многих лет количество веществ. отнесенных к категории топливо, непрерывно изменяется. Различают два вида топлива, отличающиеся по принципу освобождения энергии: По сфере потребления топлива подразделяют на две группы: энергетические, потребляемые энергопредприятиями при выработке электроэнергии
органическое, которое выделяет тепловую энергию в результате химических экзотермических реакции окисления (горения) входящих в его состав горючих компонентов; ядерное, которое выделяет тепловую энергию в результате физических процессов п| С| е ;е е| ь у ] >вне и теплоты; технологические, используемые в качестве сырья для производства промышленных продуктов (например, кокса). Первичная классификация органических топлив (по агрегатному состоянию и происхождению) приведена в табл. 1.1.1.
1.1.1. Первичная классификация органического топлива
Агрегатное состояние П| । >дное | Искусственное
Твердое Иск< Торф Бурый уголь Каменный уголь Антрацит Горючий сланец Возобв Древесина шаемое Торфяной брикет Буроугольный брикет Полукокс ювляемое Древесный уголь Дпевеспые отходы Гидролизный лигнин С к ;оды
Нефть Мазут Дизельное топливо Бензин Kepoci [и Сланцевое масло
Газообразное Природный Попутный Газ Сжиженный Коксовый Доменный Пиролизный
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань»
СОСТАВ II СОСТОЯНИЕ ТОПЛИВА
По происхождению органические топлива подразделяют на естественные (природные) и искусственные, полученные в результате пе| е| б к | чродпого топлива.
В свою очередь природные топлива подразделяют на ископаемые, которые добываются из недр, и возобновляемые, к которым относят различные биомассы (древесину, растительные отходы сельского хозяйства и др.).
К к ка-
менные и бурые угли, антрацит, нефть, природный и попутный газ естественных месторождений, торф, горючие сланцы и другие топлива растительного и органического происхождения.
К искусственным топливам относят продукты технологической переработки природных топлив: бензин, керосин, мазут, топливные брикеты, изготовленные из низкосортных естественных топлив, горючие отходы пищевой и целлюлозно-бумажной промышленности, обогащенное па обогати тельных фабриках топливо, газовое топливо, получаемое из твердого топлива в результате технологических процессов (газ термической переработки сланцев, генераторный газ, доменный газ, газ коксовых печей) и др. Искусственные топлива имеют характеристики, отличные от характеристик исходного топлива.
По агрегатному состоянию органическое топливо может быть твердым, жидким и газо-061
1.1.2. СОСТАВ И СОСТОЯНИЕ ТОПЛИВА
Все виды органического топлива состоят из компонентов, которые можно разделить на горючие и негорючие. Количество и качество горючих компонентов в топливе определяет его тепловую ценность. Негорючие компонен-I > к ю и
технологические показатели топлива, снижая его тепловую ценность, а следовательно, экономические и экологические показатели котельных установок.
Состав топлива определяют путем лабораторного анализа и обычно выражают в процентных долях по массе (для твердого и жидкого топлива) или по объему (для газообразного топлива) входящих в его состав компонентов. При этом обязательно указывают, какая часть топлива принята за 100 %, т.е. на какое состояние дан состав.
Состав топлива является важнейшей характеристикой, которая в совокупности с другими показателями определяет его качество.
Твердое и жидкое топливо состоит из сложных органических химических соединений. Однако путем лабораторного анализа можно определить суммарную массу основных химических элементов, содержащихся в топливе. Основу элементарного состава твердого и жидкого топлива составляют пять химических элементов: углерод С, водород Н, азот N, кислород О и сера S.
Кроме того, топливо содержит минеральные примеси (минеральная масса ММ), из которых в процессе сжигания топлива образуется зольный остаток (Л), и влагу (W). Зола и влага составляют балласт топлива. Углерод, водород и сера являются горючими элементами топлива.
Газообразное топливо представляет собой смесь различных горючих и негорючих газов. Сведения о содержании в газообразном топливе того или иного компонента должны 1 | ж > яния
газа, к которому относятся сообщаемые показатели состава. Обычно задается состав сухого газа при нормальных условиях. В газообразном топливе могут содержаться примеси в виде водяных паров, смол, пыли. Содержание примесей дается в граммах на 1 м3 сухого газа.
В к | >
ют пять состояний топлива.
Основные теплотехнические расчеты П| ) | | к
вующим рабочему состоянию топлива. Однако для анализа, сопоставлении и некоторых спе-ц | тов необходимо знать характе-
ристики. соответствующие другим различным состояниям топлива.
Показатели качества топлива обозначают буквами с двумя индексами: верхним, отражающим состояние топлива, и нижним, уточняющим. Например содержание влаги топлива обозначают Wt' , где W - вода (от английского слова ии/ст), верхний индекс г - рабочее состояние топлива (от ав к - сырьевой, исходный), а нижний t (от английского total) уточняет, что в данном случае приводится общее количество влаги, которое включает внешнюю влагу и влагу воздушно-сухого топлива Wit.
Различают следующие состояния твердого топлива:
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань»
Глава 1.1. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ТОПЛИВА
рабочее (индекс г) - состояние топлива с такими содержанием общей влаги и зольностью, с которыми оно добывается, отгружается или используется:
С + Hr + N' + О' + Sr + Ar + Wtr = 100 %;
аналитическое (индекс а) - состояние аналитической (измельченной до кусков размером менее 0,2 мм) пробы топлива, влажность которого доведена до равновесного состояния с влажностью воздуха в лабораторном помещении:
С" + Н" + N" + О" + S" + А“ + = 100 %;
сухое (индекс d - от английского слова dry) состояние топлива, не содержащего общей влаги (кроме гидратной):
Cd + Н'' + N'' + Orf + S'' + Ad = 100 %;
сухое беззольное (индекс daf - от английских слов dry, ash, free) - условное состояние топлива, не содержащего общей влаги и
cduf + + + Qduf + sduf = wo %.
органическая масса (индекс о) - условное состояние топлива, не содержащего влаги и мине| л
С° +Н° + № +О° +S° -100 %.
В классификации твердых топлив используют условное состояние, называемое влажным беззольным (индекс af).
В зависимости от состояния топлива процентное содержание компонентов, входящих в состав топлива, изменяется. Так, наибольшее процентное содержание углерода и других органических компонентов будет в органической массе топлива.
Состав топлива можно пересчитать из одного состояния в другое с помощью пере-счетных коэффициентов (табл. 1.1.2).
Считается, что сухое беззольное состояние (горючая масса) топлива достаточно стабильно, так как элементарный состав зависит от месторождения (степени метаморфизма) топлива. Внешний балласт топлива (содержание влаги и золы), наоборот, может изменяться в достаточно широких пределах.
При изменении значения одной из со-С ( ж I зольно-
сти) изменяется содержание остальных составляющих топлива, и иерее' | С
массы топлива производят по формуле
юр -17/
1 100 -W^ ’
100-Ж
100 -А[ '
1.1.2. Формулы для расчета коэффициентов, используемых при пересчете состава топлива из одного состояния в другое
Исходное состояние Пересчет в состояние топлива
рабочее г аналитическое а сухое d сухое беззольное daf
Рабочее г 1 100-17° 100-17/ 100 100-17/ 100
100 - (17/+ Л')
Аналитическое а 100-17/ 100 -wa 1 100 100-17“ 100
100-(17° + Аа)
Сухое d 100-11/ 100 100-17° 100 1 100 100- A d
Сухое беззольное daf wo-(17;+^) 100-(17° + Аа) 100- Аг! 100 1
100 100
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань»
УДЕЛЬНАЯ ТЕПЛОТА СГОРАНИЯ
В формулах (1.1.1) и (1.1.2) индекс 1 со-
Qs, кДж/кг, теплоты парообразования воды, содержащейся в топливе и образующейся при сгорании водорода топлива:
Состояния жидкого топлива в основном
Qi = Qs - 24,42( W + 8,94Н),
личают два состояния: сухой газ и влажный газ. Даже если в числе компонентов газообраз-
где 24,42 - теплота парообра зования при температуре 25 °C из расчета на 1 % выделившейся воды, кДж/кг; 8,94 - коэффициент пересчета
держание влаги и водорода в топливе, %.
хой газ). Однако в некоторых случаях состав выражают в процентах влажного газа, т.е. с учетом наличия водяных паров.
1.1.3. УДЕЛЬНАЯ ТЕПЛОТА СГОРАНИЯ
делять для любого состояния топлива (например, подсушенного).
Для твердого и жидкого топлива формулы, связывающие низшую удельную теплоту сгорания Qj с высшей Qs, для рабочего, сухого
ляющейся при полном сгорании единицы массы твердого или жидкого топлива или единицы объема газообразного топлива.
Значение удельной теплоты сгорания
Q- = Q' - 24,42(17/' + 8,94Н' );
Qf = Qd - 220 ;
0^=0^ -220H^. (1.1.6)
новного и вспомогательного оборудования тепловых электрических станций и других огневых устройств различного назначения, работающих на органическом топливе.
При изменении составляющих балласта
исходного (индекс 1) в новое (индекс 2) состояние пересчитывают по формуле
₽ 'ioo-»j-л;
ги, образующейся в результате сгорания водорода топлива.
В процессе горения топлива влага и вода, образующаяся при сгорании водорода топлива, переходят в парообразное состояние и обычно
- 24.4217/2.
В формуле (1.1.7) составляющие топлива
и оборудования от низкотемпературной коррозии температура продуктов сгорания по всему газовому тракту должна оставаться выше температуры конденсации водяных паров (точки росы), содержащихся в продуктах сгорания.
Удельную теплоту сгорания любого вида
тановок производят по низшей удельной теп-
В общем виде низшую удельную теплоту ания Qj, кДж/кг, находят вычитанием высшей удельной теплоты сгорания
твердого и жидкого топлива и их низшей удельной теплотой сгорания дает эмпирическая формула Д.И. Менделеева:
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
h
Глава 1.1. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ТОПЛИВА
1.1.3. Формулы для расчета коэффициентов, используемых при пересчете низшей удельной теплоты сгорания из одного состояния в другое для твердого и жидкого топлива
Состояние Пересчет в состояние топлива
рабочее г аналитическое а сухоеd сухое беззольное daf
Рабочее г 1 100-17° -сег + 100-17/ + 24,4217/)- - 24,4217° 100(2/ +24,4217/) 100-17/ 100(2/ +24,4217/) 100-(17/+^')
Аналити- ческое а 1О°-^(6Г + 100-17“ + 24,4217°) — -24,4217/ 1 100(2° + 24,4217°) 100(2°+24,4217°) 100-(17° + Аа)
100-17°
для теплоты сгорания рабочей массы
Qf - 340Cr + 1030Нг -109(О' - Sr) -
-24,4217/;
для теплоты сгорания сухой беззольной массы
Q?l,f = 340Cd'/ +1030Н‘^ --109(0^ -S^).
(1.1.9)
Однако такие методы определения удельной теплоты сгорания для твердого и жидкого топлива рекомендуется использовать только для оценочных расчетов.
Для газообразного топлива, если его состав определен с достаточной точностью, расчетные методы дают приемлемый результат.
Низшая удельная теплота сгорания газообразного топлива на сухое состояние Qf , кДж/м3, при нормальных условиях может быть рассчитана по формуле смешения
е/=£(х,./1оо)(е‘%,
(1.1.10)
I } ; ./_| () го-
рючего газа, входящего в состав топлива, кДж/кг; и - число горючих газов в топливе.
Значения низшей удельной теплоты сгорания отдельных газов, входящих в состав газообразного топлива, приведены в табл. 1.1.4.
При содержании в топливе до 3 % непредельных углеводородов неизвестного состава, их принимают состоящими из этилена; для газа коксовых печей теплоту сгорания Qf
непредельных углеводородов неизвестного состава принимают равной 71,18 МДж/м3.
В топочных камерах котлов тепловых электростанций нередко сжигают одновременно топливо нескольких марок или даже 1 ов, например: смесь различных
марок твердого топлива; твердое и жидкое; жидкое и газообразное; газообразное и твердое и др.
Поскольку тепловой эффект полного сгорания какого-либо топлива не зависит от параллельного протекания других химических реакций, в том числе реакций горения другого топлива, удельная теплота сгорания топливной смеси (Q- )см , кДж/кг, может быть найдена по
закону адди тивности:
где X - объемное содержание /-го горючего газа в топливе, %; (Q- ) - - низшая удельная
(li-п)
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань»
ь
ТВЕРДОЕ ТОПЛИВО
1.1.4. Низшая удельная теплота сгорания газов (при Т-0 °C up - 101,3 кПа)
Наименование газа Удельнаятеплота
Метан СН4 35,88
Этан С2Н6 64,36
Пропан С3Н8 93,18
Бутан С4НЮ 123,15
Пентан С5Н12 156,63
Гексан С6Н14 173,17
Гептан С7Н16 200,55
Этилен С2Н4 59,06
Пропилен С3Н6 86,00
Бутилен С4Н8 113,51
Бензол С6Н6 140.38
Водород Н2 10,79
Оксид углерода СО 12,64
Сероводород H2S 23,37
где g,-- массовая доля /-го топлива в смеси; (Qi ) j - удельная | /-го топ-
лива, кДж/кг; и - количество топлив в смеси.
Например, при сжигании смеси двух твердых или жидких топлив, заданной массовыми ДОЛЯМИ (g| - доля одного из топлив), формула (1.1.11) для расчета теплоты сгорания 1 кг смеси (Q- )см , кДж/кг, приобретает вид:
(сг)см=(e;')ig!+(0')2(i-gi). (1112)
Соотношение между топливами в смеси может быть задано не массовыми долями g •, а долями по тепловыделению q • . Поскольку последние пропорциональны количеству теплоты, выделяемой /-м компонентом при сжигании 1 кг смеси, можно составить равенство (например, для смеси из двух топлив)
(e,')2(i-gi)’
из которого можно выразить массовую долю gj одного из топлив (при заданном значении
тепловыделения </, для этого же топлива в смеси):
91(2/ )2
91(2/)2 + (i-9i)(2/)i
При сжигании смеси твердого или жидкого топлива с газообразным расчет условно ведется не на 1 кг сжигаемой смеси, а на 1 кг твердого (жидкого) топлива с учетом количества газообразного топлива х, м3, приходящегося на 1 кг твердого (жидкого) топлива. Условная удельная теплота сгорания смеси (2/ )см' кДж/кг, рассчитывается по формуле
(2,'')сМ=(2,')1+Х2,£/)2, (1115)
где ((?’ )[ - удельная теплота сгорания твердого (жидкого) топлива; (2/?)2 - теплота сгорай! । < < б| ного топлива.
Если смесь задана по долям тепловыделения каждого топлива (доля твердого или жидкого топлива в суммарном тепловыделении q} и доля газа 1 - q} ), то количество газообразного топлива, приходящегося на 1 кг твердого (жидкого) топлива х, м’/кт.
Л. J~9i (2Г)1
9i (2,rf)2
(1.1.16)
1.1.4. ТВЕРДОЕ ТОПЛИВО
Характеристики и показатели твердого топлива. Наряду с удельной теплотой сгорания Q\ , важнейшими показателями качества топлива являются: влажность, зольность, выход е у х ег\ е| >| е х | к е| ки золы, состав золы и др.
Влажность (в общем виде обозначается как Wt) является важнейшей технической характеристикой твердого топлива. Влага затрудняет воспламенение топлива, снижает температурный уровень в топке, увеличивает потери теплоты с уходящими газами.
Содержание влаги в топливе необходимо учитывать при выборе методов подготовки топлива к сжиганию, оборудования систем т| || >вки топлива и т.д.
ь
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань»
Глава 1.1. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ТОПЛИВА
Содержание влаги в твердом топливе зависит от его химической природы и геологического в, | > в и
способа добычи, а также от условий транспортировки и хранения. Геологически более древние топлива (антрацит, тощий уголь) содержат гораздо меньше влаги, чем топлива со сравнительно пеоолыпим геологическим возрастом (бурый уголь, лигнит, торф).
Виды влаги по характеру ее связи с топливом. По форме связи влаги с топливом различают следующие основные ее виды: сорбционную, капиллярную, поверхностную, гидрат-
Сорбционная влага связана со способностью твердых топлив, относящихся к капиллярно-пористым коллоидным телам, впитывать и удерживать (адсорбировать) влагу за счет сил межмолекулярпого взаимодействия, которое может иметь место как на поверхности этих тел, так и в их объеме. Первое приводит к адсорбции молекул воды на поверхности раздела твердой и газовой фаз и обусловливает присутствие в топливе адсорбционной влаги. Сорбция влаги в объеме приводит к образованию коллоидно-химической (гелевой) структуры органической части топлива; входящую в эту структуру воду называют коллоидной влагой.
К капиллярной влаге относится та часть влаги, которая заполняет достаточно узкие пс| р онденса-
Поверхностная влага располагается на наружной поверхности кусков (частиц) топлива и в промежутках между кусками, если эти промежутки имеют достаточно малые | |
Гидратная влага (общее обозначение входит в состав кристаллогидратов, которые присутствуют среди минеральных примесей топлива и представлены главным образом силикатами (A12O3-2SiO2-2H2O или Fe2O3-2SiO2-2H2O) и сульфатами (Са8О4-2Н2О, MgSO4-2H2O). Вода в кристаллогидратах содержится в строго определенных стехиометрических количествах независимо от общей ж ива и внешних условий.
Сорбционную, капиллярную и поверхностную влагу можно полностью удалить из топлива путем его просушивания при температуре 105 ... ПО °C, в то время как полное удаление гидратной влаги может произойти только в результате химических реакций разложения
кристаллогидратов при температуре 700 ... 800 °C. На гидратную влагу обычно приходится лишь несколько процентов общего содержания воды в топливе.
топлива. При проектировании оборудования тепловых электростанций обычно используют различные показатели влажности топлива, определяемые опытным путем. Наиболее важ-HI ва в его
рабочем состоянии И/ , %.
Существует ряд стандартных методик определения общего содержания влаги в топливе. Наиболее | | | е очный из
них - весовой метод (ГОСТ 27314). Сущность его заключается в определении количества влаги по потере массы пробы при полном ее высушивании на воздухе при температуре 105 ... ПО °C. В полученную таким способом общую влагу 1F/ не входит гидратная влага.
Для общего анализа (определения зольности, выхода летучих веществ, удельной теп-
I ) 5 кая
проба топлива. Поэтому различают также влагу аналитической пробы Wu - содержание влаги в пробе с крупностью зерен менее 0.2 мм.
Кроме того, существует понятие гигроскопической влаги И"' - содержание влаги в аналитической пробе в состоянии равновесия с окружающей атмосферой при относи телыюй влажности (60 ± 2) % и температуре (20 ± 5) °C (ГОСТ 8719).
Обычно колебания температуры и относи телыюй влажности в лабораторных помещениях невелики, а значения их близки к упомянутым выше значениям, вследствие чего величины W]t, W" и IK™ различаются незначительно, поэтому в некоторых случаях приближенно принимают Wh = Wu = W'".
Твердое топливо при транспортировке (в открытых железнодорожных вагонах) и хранении на топливных складах (как правило, I за) может подвергаться сильному
увлажнению атмосферными осадками. Однако способность топлива удерживать в себе влагу имеет предел, называемый максимальной влагоемкостью ^пах>%- Величину находят опытным путем (ГОСТ 8858) или оценивают по приближенной формуле:
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань»
ТВЕРДОЕ ТОПЛИВО
^тах =1 + 1,07Ж/, (1.1.17) При сжигании топлива и прокаливании золы в атмосфере воздуха минеральные при-
где W’ - влажность рабочего топлива, %. Влага топлива может быть причиной перебоев в работе топливоподачи на ТЭС. С увеличением влажности твердого топлива ухудшается подвижность его частиц, и при достижении определенного, критического содержания влаги, называемой влагой сыпучести Пени (раньше этот показатель называли "предельной влажностью" Wnpea), частицы топлива настолько слипаются между собой, что лишаются способности свободного перемещения друг относительно друга. Это может произойти при небольшом дополнительном увлажнении топлива, так как обычно показатель ^сып W, . Потеря сыпучести топлива приводит к зависанию топлива в бункерах сырого угля, "замазыванию" питателей и, в итоге, к прекращению подачи топлива па сжигание (обрыву подачи топлива). В зимнее время (при отрицательной температуре) влажное кусковое топливо нередко ci е| е ст л энолит. Минимальная доля общей влаги, при которой становится возможным смерзание топлива, называется влагой смерзания Исы (раньше этот показатель называли "безопасной влажностью" Минеральные примеси. Минеральные вещества, содержащиеся во всех видах твердого топлива и называемые примесями, в большей своей части не связаны с органической массой топлива. По происхождению примеси могут быть разделены на внутренние и внешние. Внутренние примеси сформировались в процессе образования топлива, а внешние - попали при добыче (из прослоев пустой породы) илит| | | ке погрузке топлива. Минеральные примеси топлива представляют собой сложную смесь различных минералов, в состав которых входят самые разнообразные соединения: силикаты; сульфиды; карбонатные соединения кальция, магния, железа; сульфаты кальция и железа; фосфаты; хлориды и Т.Д. ва. При сжигании топлива его минеральная часть подвергав' к 1 И юму пре- образованию. В результате полного выгорания органической части и преобразования минеральной части топлива остается твердый негорючий остаток - зола (общее обозначение А). меси подвергаются ряду превращении. Так, силикатные соединения теряют гидратную влагу; соли закиси железа превращаются в оксидные соединения; карбонаты разлагаются, образуя оксиды и выделяя СО2. Входящие в состав минеральной части колчедан и другие сернистые соединения окисляются, образуя SO2. Соли щелочных металлов при температуре топки улетучиваются, а впоследствии конденсируются на более холодных поверхностях труб или частицах золы. Эти процессы обусловливают значительное изменение химического состава i е| х | i\ е е в ходе си ( гдовательно, состав, масса и свойства золы существенно отличаются от тех же характеристик исходных минеральных примесей. Превращение каждого из исходных минералов происходит при определенных температурных условиях, в связи с чем состав и свойства золы зависят от условий озоления. Об| } | | одных минералов могут взаимодействовать между собой и с газовой средой топки, поэтому на состав и свойства конечных продуктов золы оказывает влияние и газовая среда. Таким об-I к б | утопи остава исходных ми- неральных примесей, а также от условий, в которых происходи т сжигание топлива. различных топлив по количеству золы его зольность А определяют при строго оговоренных ГОСТ 11022 условиях проведения испытания проб топлива. Обычно зольность получают в лаборатории при испытании аналитической пробы топлива методом достаточно длительного прокаливания в условиях свободного доступа воздуха при температуре 800 ... 830 °C. В реальных промышленных условиях сжигания топлива газовая среда топок (низкое содержание свободного кислорода) вносит некоторые изменения в состав минеральной части и оказывает влияние на ее превращения, которые обычно не достигают полного окисления, как в лабораторных условиях, а завершаются на закисных соединениях. Кроме того, в условиях высоких температур топочной среды зола может частично возгоняться, а также I гься и перейти в жидкое состояние - шлак. Расплав различных соединений создает
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань»
Глава 1.1. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ТОПЛИВА
благоприятные условия для их контакта и взаимодействия, что также приводит к отличию состава и свойств шлака и исходных мине) х | \tecei-i.
лы. В практике проектирования и эксплуатации котельных установок и оборудования тепловых электростанций, работающих на твердом топливе, необходимы данные не только о количественном содержании золы, по и о ее
Иь | |
стики определяют наиболее важные решения по организации топочного процесса, тепловую и конструктивную схемы котла, выбор оборудования систем шлакозолоудаления и золоулавливания.
Наличие золы в топливе, кроме загрязнения окружающей среды, приводит к таким негативным явлениям, как шлакование и загрязнение поверх пос геи нагрева, их коррозионно-эрозионному износу. Интенсивность этих воздействий золы на элементы котла в значительной степени зависит от организации топочного процесса.
Химический состав золы обычно задают на "бессульфатную" массу золы и выражают в процентах по массе содержания следующих оксидов: кремния SiO2, алюминия А12О3, титана TiO2, железа Fe2O3, кальция СаО, магния MgO, калия Ка2О, натрия Na2O. Состав золы твердых топлив приведен в табл. 1.1.5.
Особое значение при организации процесса сжигания топлива имеют температурные характеристики плавкости золы. Температуры, при которых зола переходит в размягченное и р состояние, зависят от ее хими-
ческого состава и кристаллического строения. Температуры плавления определяют стандартным методом конусов (ГОСТ 2057), когда из золы прессуется пирамидка с заданными размерами и помещается в печь. В процессе нагрева (в окислительной воздушной среде) фиксируют следующие характерные значения Tei | Я
ТА - начало деформации, когда появляется первое изменение формы пирамидки (округление кромок, наклон вершины);
Т„- плавление, когда образец принимает форму полусферы или его вершина касается по,
Тс - жидкоплавкое состояние, когда образец растекается по подставке.
Характерце гики плавкости золы твердых топлив приведены в табл. 1.1.5.
Выход летучих веществ (общее обозначение Г) - важная техническая характеристика топлива, дающая представление о частичном его разложении при нагреве. Под действием высоких температур нестойкие углеводородные комплексы, входящие в состав топлива, расщепляются па более простые соединения: при юбразные и парооб-
разные легковоспламеняющиеся горючие продукты разложения - летучие топлива.
Разложение при 700 ... 1100 °C называют коксованием, твердый остаток после завершения выхода летучих - коксом К. Твердый остаток состоит практически из углерода и негорючих минеральных примесей.
Выход летучих характеризует реакционную способность топлив- способность к в, ю и активному горению.
Выход летучих зависит от вида твердого топлива, а также от условий нагрева и темпе) >| | к к ( | д
(ГОСТ 6382) определения выхода летучих веществ заключается в прокаливании навески аналитической пробы топлива при температуре (850 ± 25) °C без доступа воздуха в течение
Выход летучих обычно относят к сухому беззольному состоянию Vdnt. Значения Vda> для твердых топлив приведены в табл. 1.1.6.
Показатель выхода летучих веществ I"'"1 необходимо учитывать при обосновании рациональной организации топочного процесса, при конструировании топки [6, 7], выборе оборудования и параметров системы ныленриго-товления [8].
Спекаемость коксового остатка. В опыте по определению выхода летучих веществ можно получить еще одну характеристику угля - спекаемость. Она характеризует способность угля образовывать при нагревании нелетучий остаток в виде кусочков кокса, обладающих определенной прочностью.
Нелетучий остаток, полученный в тигле после определения выхода летучих веществ, в зависимости от внешнего вида и прочности классифицируют следующим образом (ГОСТ 6382):
порошкообразный - мелкий сыпучий порошок;
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань»
1.1.5. Состав, характеристики плавкости и шлакуемости золы твердых топлив
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКАМ^
Издательство «Лань» ЛАНо
Бассейн, месторождение Марка Класс или продукт обогащения Температура плавкости золы, °C Состав золы на бессульфатную массу, % Температура начала шлакования тшл, °C Склонность к образованию прочных первичных отложений
тА тв Тс SiO2 А12О3 TiO2 Fe2O3 СаО MgO К2О Na2O
Донецкий бассейн д Р 1000 1200 1280 52,7 25,7 1,0 14,1 2,0 0,9 2,6 1,0 1020 +
г Р 1050 1200 1280 50,5 24,2 0,6 16,7 2,5 1,4 3,1 1,0 1010 +
г Концентрат 1000 1220 1280 43,0 24,0 0,5 23,5 3,5 1,7 2,8 1,0 1010 +
т Р 1120 1200 1250 49,9 22,3 0,7 17,5 4,0 1,6 2,8 1,2 1000 -
А Штыб, СШ 1110 1210 1240 51,4 22,4 0,7 15,3 3,8 1,6 з,з 1,5 1000 -
Кузнецкий бассейн: подземные шахты Д Р, СШ 1160 1310 1440 60,0 20,6 0,9 6,8 4,0 2,7 3,0 2,0 1000 -
г Р, МСШ, СШ 1170 1300 1390 55,9 21,8 0,9 7,9 6,1 2,9 2,4 2,1 990 -
разрезы Д РОК 1 1140 1290 1380 58,7 20,3 0,9 6,9 7,8 2,2 1,7 1,5 990 -
г РОК 1 1180 1370 1440 58,9 22,2 1,0 7,5 5,1 2,2 2,1 1,0 1000 -
1СС POKI 1190 1340 1410 49,7 24,4 1,0 16,1 5,2 1,4 1,8 0,4 1000 -
Экибастузский бассейн группы зольности: первой второй сс р 1270 >1500 >1500 62,7 28,3 1,1 5,1 1,1 0,8 0,6 о,з 1180 +
сс р 1180 >1500 >1500 59,4 29,8 1,3 6,1 1,7 0,7 0,7 о,з 1180 +
Подмосковный бассейн (в целом) 2Б Р, омсш 1350 1500 1500 48,2 35,6 0,8 9,6 4,1 0,7 0,7 0,3 1090 +
Печерский бассейн: Интинское Воркутинское Д Р, отсев 1050 1220 1300 54,6 18,6 0,8 14,1 6,9 2,3 1,3 1,4 980 +
ж Р, отсев 1050 1240 1360 62,6 19,4 1,0 8,6 3,0 2,3 2,1 1,0 1020 +
Кизеловский бассейн г Р, МСШ, Промпродукт 1280 1400 1460 49,0 28,8 1,6 16,7 0,6 1,0 2,1 0,2 1100 +
Челябинский бассейн ЗБ Р, отсев 1180 1370 1450 56,0 25,0 0,9 8,6 3,0 2,8 2,5 1,2 990 +
ТВЕРДОЕ ТОПЛИВО
Продолжение табл. 1.1.5
Бассейн, месторождение Марка Класс или продукт обогащения Температура плавкости золы, °C Состав золы на бессульфатную массу, % Температура начала шлакования Лил, °C Склонность к образованию прочных первичных отложений
ТА Тв Тс SiO2 А12О3 TiO2 Fe2O3 CaO MgO K2O Na2O
Южно-Уральский бассейн: Бабаевское Тюльганское 1Б Р 1160 1270 1340 54,1 24,0 2,1 2,6 13,9 2,0 0,7 0,6 990 +
1Б Р 1180 ИЗО 1410 55,9 23,9 1,2 5,3 6,9 5,1 1,2 0,5 990 —
Канско-Ачин-ский бассейн: Ирша-Боро-динское Назаровское Березовское Гусиноозерское и Хол-боль джинское Артемовское 2Б Р 1180 1210 1230 46,8 12,9 0,6 7,9 25,8 5,0 0,5 0,5 950 +
2Б Р 1200 1220 1240 30,5 10,0 0,6 19,0 35,0 4,0 0,5 0,4 950 +
2Б Р 1270 1290 1310 30,0 11,0 — 9,0 42,0 6,0 1,2 0,8 950 +
ЗБ Р 1150 1260 1330 51,3 23,5 1,3 12,2 5,7 2,8 2,0 1,2 980 -
ЗБ Р, СШ 1290 >1500 >1500 60,6 25,8 1,0 4,5 1,7 1,7 3,4 1,3 1040 -
Партизанский бассейн Г Р, СШ 1220 >1500 >1500 63,5 23,0 0,8 4,0 4,7 1,5 2,0 0,5 1050 -
Ургальское Г р 1200 1500 >1500 64,4 25,1 1,2 4,0 1,5 1,0 1,6 1,2 1100 -
Райчихинское 2Б Р, мсш 1150 1240 1340 55,6 25,5 0,8 7,8 7,1 1,4 1,2 0,6 1010 —
Павловское 1Б Р, СШ 1180 1450 >1500 59,0 27,0 1,0 4,9 4,9 1,5 1,4 о,з 1050 -
Бикинское 1Б р 1240 1450 >1500 58,1 26,8 0,7 5,3 3,6 2,3 1,7 1,5 1060 -
Сангарское Д,г р ИЗО 1170 1200 44,8 12,4 0,9 10,1 25,7 3,8 1,2 1,1 950 +
Нерюнгринское зсс р 1240 1340 1400 53,8 27,7 1,3 8,1 5,0 2,5 0,8 0,8 1010 —
Харанга т р 1150 1220 1260 51,8 15,5 0,9 18,0 8,7 3,0 1,0 1,1 970 —
Южный Сахалин ЗБ Р, СШ 1180 1340 1420 57,0 26,0 1,0 6,0 5,0 2,0 1,5 1,5 1020 —
д Р, СШ 1140 1300 1360 57,9 25,0 1,0 4,6 5,8 2,5 2,2 1,0 1010 —
Ленинград-сланец Сланец 0 ... 300 мм 1275 1360 1375 28,9 8,6 0,5 5,2 50,4 2,5 3,4 0,5 950 +
Кашпирское Сланец 0 ... 300 мм 1110 1140 1170 44,0 11,0 0,5 9,5 28,5 1,8 2,5 2,2 950 +
Росторф Фрезерный торф - 1140 1280 1350 35,8 8,8 0,4 16,3 32,0 3,7 1,4 1,6 950 +
Примечание. Знак "+" - признак присутствует; знак - признак отсутствует.
Глава 1.1. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ТОПЛИВА
1.1.6. Расчетные характеристики некоторых твердых топлив
Издательство«Лань» ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА Бассейн, месторождение Марка Класс или продукт обогащения Состав рабочей массы топлива, % Низшая удельная теплота сгорания „ МДж Qu кг Зольность сухой массы А % Влага гигро-скопиче-ская ррги?% Приведенные значения, % • кг/МДж Выход лету-чих ydaf % Коэффициент размоло-способ-НОСТИ Кто
С Аг s: Cr Hr Nr Or Wr пр ^пр
Донецкий бассейн д Р 13,0 27,8 1,7 1,2 44,1 3,3 0,9 8,0 17,25 32,0 4,5 0,75 1,61 43,0 1,28
г Р 10,0 28,8 2,0 1,0 48,3 3,4 0,9 5,6 18,92 32,0 3,0 0,53 1,52 40,0 1,40
г Концентрат 13,0 14,8 1,2 1,2 57,8 3,8 1,1 7,1 23,03 17,0 3,0 0,56 0,64 39,0 1,20
т Р 6,0 32,0 1,5 0,7 55,2 2,5 1,0 1,1 20,60 34,0 1,5 0,29 1,55 12,0 1,60
А Штыб, СШ 8,5 34,8 1,0 0,5 52,2 1,0 0,5 1,5 18,23 38,0 2,5 0,47 1,91 4,0 0,95
Кузнецкий бассейн: подземные шахты разрезы Д Р, СШ 11,5 15,9 0,4 56,4 4,0 1,9 9,9 21,90 18,0 4,5 0,53 0,73 40,5 1,10
г Р, МСШ, СШ 8,5 16,9 0,4 60,1 4,2 2,0 7,9 23,57 18,5 3,0 0,36 0,72 39,5 1,20
Д РОК 1 18,0 17,2 0,4 48,3 3,2 1,4 11,5 18,00 21,0 8,5 1,00 0,96 41,0 1,10
г РОК 1 15,0 17,0 0,4 53,4 3,5 1,6 9,1 20,52 20,0 - 0,73 0,83 39,5 1,20
ICC РОК1 10,5 14,8 0,4 61,4 3,4 1,5 8,0 23,11 26,5 3,2 0,45 0,64 33,5 1,36
Экибастузский бассейн группы зольности: первой второй сс р 6,5 36,9 0,4 о,з 44,8 3,o 0,8 7,3 17,38 39,5 2,5 0,37 2,12 25,0 1,35
сс р 5,0 45,6 0,6 38,4 2,7 0,8 6,9 14,61 48,0 2,1 0,34 3,12 25,0 1,30
Подмосковный бассейн (в целом) 2Б р, омсш 32,1 30,6 1,6 0,9 24,3 1,9 0,4 8,2 8,67 45,0 7,5 3,70 3,53 48,0 2,10
Печорский бассейн: Интинское Воркутинское д Р, отсев Н,5 28,8 1,7 0,8 44,2 2,9 1,5 8,6 16,87 32,5 7,0 0,68 1,71 40,0 1,35
IT ж Р, отсев 8,0 29,4 0,6 0,4 52,6 3,3 1,5 4,2 20,77 32,0 2,5 0,39 1,42 33,0 1,48
ТВЕРДОЕ ТОПЛИВО
Издательство «Лань» JIAHd ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА^)
Бассейн, месторождение Марка Класс или продукт обогащения Состав рабочей массы топлива, %
Аг s: cr Hr Nr
Кизеловский бассейн Г Р, МСШ, пром-продукт 7,5 37,9 3,о 1,3 41,5 3,2 0,5
Челябинский бассейн ЗБ Р, отсев 17,0 35,7 0,8 33,6 2,5 0,9
Южно-Уральский бассейн: Бабаевское Тюльган- ское 1Б Р 56,0 10,1 0,9 23,2 2,1 0,2
1Б Р 52,0 14,4 0,4 22,2 2,1 0,3
Канско-Ачин-ский бассейн: Ирша-Бородин-ское Назаров-ское 1 Березов- ское 2Б Р 33,0 7,4 0,2 42,6 3,0 0,6
2Б Р 39,0 7,9 0,4 37,2 2,5 0,5
2Б Р 33,0 4,7 0,2 44,2 3,1 0,4
Продолжение табл. 1.1.6
Низшая удельная теплота сгорания „ МДж ц-,— кг Зольность сухой массы А", % Влага гигро-скопиче-ская ц/ги9 % Приведенные значения, % • кг/МДж Выход лету-чих ydaf % Коэффициент размоло-способ-ности
Qr Wr пр АР
5,1 16,71 41,0 1,2 0,45 2,27 45,0 0,80
9,5 12,56 43,0 8,0 1,35 2,84 44,0 1,30
7,5 8,10 23,0 10,0 6,91 1,25 65,0 1,70
8,6 7,45 30,0 8,5 6,98 1,93 65,5 1,25
13,2 15,28 11,0 12,0 2,16 0,48 47,0 1,20
12,5 12,85 13,0 13,0 3,04 0,61 47,0 1,15
14,4 15,66 7,0 12,0 2,11 0,30 48,0 1,30
Издательство «Лань» ЛАН ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА^
Гусиноозерское и Хол-боль джинское ЗБ Р 26,0 18,5 0,4 39,4 2,8
Артемовское ЗБ Р, СШ 23,0 33,1 0,3 29,4 2,5
Партизанский бассейн Г Р, СШ 5,5 34,0 0,4 49,8 3,2
Ургальское Г р 10,0 31,1 0,4 46,6 3,4
Райчихинское 2Б Р, мсш 37,0 13,9 0,3 34,9 2,1
Павловское 1Б Р, СШ 41,5 19,6 0,4 25,7 2,3
Бикинское 1Б р 41,0 23,0 0,3 23,8 1,9
Сангарское Д, г р 10,0 16,2 0,4 58,3 4,3
Нерюнгрин-ское ЗСС р 10,0 19,8 0,2 60,0 3,1
Харанга Т р 12,0 13,2 0,4 67,5 3,4
Южный Сахалин ЗБ Р, СШ 20,0 25,6 0,5 39,4 3,о
д Р, СШ 11,0 24,0 0,3 49,4 3,8
Ленинград-сланец Сланец 0...300 мм 11,0 48,2+ +17,4* 1,0 0,3 17,3 2,2
Кашпирское Сланец 0...300 мм 14,0 58,9+ +8,3* 1,2 10,9 1,4
Росторф Фрезерный торф — 50,0 6,3 0,1 24,7 2,6
Дрова — 40,0 0,6 — 30,3 3,6
* Первое слагаемое - зола, второе - диоксид углерода карбонатов.
Продолжение табл. 1.1.6
0,6 12,3 14,32 25,0 10,0 1,82 1,29 43,0 1,00
0,6 И,1 11,14 43,0 9,0 2,06 2,97 50,0 0,95
0,8 6,3 19,47 36,0 2,0 0,28 1,75 36,0 1,50
0,8 7,7 18,04 34,5 2,5 0,55 1,72 42,0 0,80
0,5 11,3 11,72 22,0 11,0 3,16 1,19 43,0 1,35
0,3 10,2 9,13 33,5 10,0 4,55 2,15 58,0 1,05
0,6 9,4 7,83 39,0 10,0 5,24 2,94 53,0 1,15
0,8 10,0 23,40 18,0 3,7 0,43 0,69 50,0 1,00
0,6 6,3 22,48 22,0 3,5 0,44 0,88 20,0 1,80
1,0 2,5 25,62 15,0 1,0 0,47 0,52 14,0 2,20
1,1 10,4 15,03 32,0 10,0 1,33 1,70 48,0 0,95
1,1 10,4 19,55 27,0 4,0 0,56 1,23 49,0 1,02
0,1 2,5 7,66 54,2+ + 19,6* — 1,44 6,29 85,9 3,00
0,3 3,8 4,60 68,5+ +9,7* 3,5 3,04 12,80 80,0 0,80
1,1 15,2 8,12 12,5 11,0 6,16 0,78 70,0 —
0,4 25,1 10,22 1,0 — 3,91 0,06 85,0 —
ТВЕРДОЕ ТОПЛИВО
28
Глава 1.1. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ТОПЛИВА
слипшийся - при легком нажиме пальцем рассыпается в порошок;
слабоспекшийся - при легком нажиме раскалывается на кусочки;
спекшийся, не сплавленный - для раскалывания на отдельные кусочки необходимо приложить усилие;
сплавленный, не вспученный - плоская лепешка с серебристым металлическим блеском поверхности;
сплавленный, вспученный - остаток с серебристым металлическим блеском поверхности высотой менее 15 мм;
сплавленный, сильно вспученный - нелетучий вспученный остаток с серебристым блеском высотой более 15 мм.
В классификации углей имеют значение еще две характеристики спекаемости:
индекс спекаемости по Рогу RI, характеризующий прочность кокса, получаемого из смеси испытуемого угля с неспекающейся добавкой (например, антрацитом);
толщина пластического слоя у, мм, характеризующая количество пластической массы, образующейся при термическом разложении пробы угля в специальном приборе - пластометре.
Теплофизические характеристики твердого топлива. Это прежде всего удельная теплоемкость и теплопроводность. Удельная теплоемкость твердого топлива в рабочем состоянии, кДж/(кг-К),
W]' d 100 -W!
—-—F С --------
100 тл 100
(1.1.18)
d где стл - удельная теплоемкость сухой массы топлива, кДж/(кг-К) (табл. 1.1.7).
Средняя удельная теплоемкость золы твердых топлив сзл , кДж/(кг-К), приведена в табл. 1.1.8.
1.1.7. Удельная теплоемкость сухой массы твердого топлива, кДж/(кг-К)
Топливо Температура, °C
0 100 200 300 400
Антрацит и тощий уголь 0,92 0,96 1,05 1,13 1,17
Каменный уголь 0,96 1,09 1,26 1,42 -
Бурый уголь 1,09 1,26 1,47 - -
Горючий сланец 1,05 1,13 1,30 - -
Торф фрезерный 1,30 1,51 1,80 - -
1.1.8. Средняя удельная теплоемкость золы твердых топлив в зависимости от температуры [6]
Г, °C кДж/(кг-К) Т,°С кДж/(кг-К) Т, °C кДж/(кг-К)
100 0,808 800 0,959 1500 1,172
200 0,846 900 0,971 1600 1,172
300 0,879 1000 0,984 1700 1,214
400 0.900 1100 0.996 1800 1.214
500 0,917 1200 1,005 1900 1,256
600 0,934 1300 1,047 2000 1,256
700 0,946 1400 1,130
Примечание. Значения при высоких температурах даны с учетом теплоты перехода из твердого в жидкое состояние; при температуре Т> 1600 °C они определены приближенно, экстраполяцией опытных данных.
Издательство«Лань» ЛАНв
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
ТВЕРДОЕ ТОПЛИВО
29
Поставляемое на ТЭС твердое топливо имеет определенную крупность кусков, оговариваемую условиями поставки, которая зависит от условий добычи и подготовки к поставке (например, сортировка, обогащение).
Подготовку топлива на ТЭС к пылевидному сжиганию производят в два этапа: предварительное дробление в станционных дробилках до размеров 15 ... 25 мм и последующее измельчение в мельницах до пылевидного состояния. При слоевом сжигании в котлах паропроизводительностью до 25 т/ч подготовка топлива заканчивается на стадии дробления.
Гранулометрический состав. Это количественная характеристика, отражающая распределение топлива по размеру кусков (зерен). Для определения гранулометрического состава твердого топлива, поставляемого на ТЭС, после дробления и измельчения используют метод ситового анализа, суть которого заключается в рассеве пробы топлива на стандартных ситах и определении выходов классов крупности.
Классом крупности называют совокупность кусков топлива с размерами, определяемыми размерами отверстий сит, применяемых для выделения этих кусков; это понятие используют для классификации ископаемых углей и сланцев по размеру кусков (табл. 1.1.9).
Выход класса крупности - это отношение массы топлива данного класса крупности к сумме масс топлива всех классов испытуемой пробы, выраженное в процентах.
1.1.9. Классификация ископаемых углей и сланца по размеру кусков (ГОСТ 19242)
Класс крупности Обозначение Размер кусков, мм
Плитный п 100. ..200 (300)
Крупный к 50...100
Орех о 25...50
Мелкий м 13...25
Семечко с 6...13
Штыб ш Менее 6
Рядовой р 0...200 (300)
Примечание. Максимальный размер кусков классов П и Р: в скобках — для карьеров; без скобок — для шахт.
Совокупность кусков топлива, которые после просеивания прошли через отверстия сита, называют подрешетным продуктом, а которые остались на сите - надрешетным продуктом.
Гранулометрический состав дробленого топлива и пыли принято характеризовать выходом суммарного надрешетного продукта (полным относительным остатком) /?,/, %, на соответствующем сите с отверстиями размером d (в мм для дробленки; в мкм для пыли).
Зерновые характеристики дробленки и пыли описываются уравнением типа
Я(/=100е“М", (1.1.19)
где /?,/ - выход суммарного надрешетного продукта на каком-либо сите, %; d- размер ячейки данного сита, мкм; Ъ - коэффициент, характеризующий тонкость помола; Ъ = 0,025...0,1 (чем больше Ъ, тем пыль тоньше); н - коэффициент, характеризующий равномерность гранулометрического состава; п = 0.6...1,8 (чем выше значение п, тем меньше рассеянность зерен по крупности от их среднего значения).
Показатель н называют коэффициентом полидисперсности. Если известны значения выходов суммарного надрешетного продукта на каких-либо двух ситах, например, Rd^ и Rd , %, с размерами отверстий d\ и г/г (с/1 > с/г)- мкм, то значение н можно определить по формуле
lg(ln100/^J-lg(lnl00/^J
lgc/j -lgr/2
Определив п, легко найти значение Ъ.
Для диапазона размеров частиц с постоянным значением коэффициента н по известному значению одного Rd можно найти значение любого другого Rd по зависимости
Rd =1Оо(Л1/1/1Оо)(‘//‘/1)".
(1.1.21)
В большинстве случаев на ТЭС поставляют несортированный уголь класса Р с кусками размером до 200 ... 300 мм.
Коэффициент размолоспособности. Способность топлива к измельчению характеризуют коэффициентом размолоспособности Кяо, определяемым в лабораторных условиях
Издательство«Лань» ЛАНв
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
30
Глава 1.1. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ТОПЛИВА
(ГОСТ 15489.1). Методика определения Кло заключается в измельчении порции воздушносухого топлива при принятой стандартом крупности и условиях помола и последующем ситовом анализе полученной пыли с определением полного остатка на сите 90 мкм: R^,. По найденному таким образом значению /?9(„ % вычисляют коэффициент размолоспо-собности по формуле
Кло = 2,32(1п 1ОО/Я9о)°’83. (1.1.22)
Чем легче размалывается топливо, тем тоньше получается пыль и, следовательно, выше значение Кло. Для энергетических топлив Кло = 0,85 ... 2,5 (см. табл. 1.1.6). Коэффициент размолоспособности Кло имеет важное значение при выборе типа мельниц и расчете их производительности.
Классификация и марки твердого топлива. Уголь. К наиболее значимым из твердых топлив относятся ископаемые угли. В соответствии с действующей классификацией (ГОСТ 25543) различают три вида ископаемых углей в зависимости от основных генетических признаков (табл. 1.1.10). В качестве признаков рассматриваются: средний показатель отражения витринита Rq, %; удельная теплота сгорания влажной беззольной массы Q# ; выход летучих веществ на сухое беззольное состояние %.
Бурые угли в зависимости от величины максимальной влагоемкости на беззольное состояние разделяют на три группы
(марки):
1Б-при л;£>5о%;
2Б - при 30 < <50 %;
ЗБ-при ^X<30%.
Бурые угли характеризуются: высокой гигроскопической и, как правило, повышенной общей влажностью; высоким выходом летучих веществ (1W> 40 %); неспекшимся коксовым остатком; пониженным содержанием углерода и повышенным - кислорода. Удельная теплота сгорания бурых углей колеблется в широком диапазоне: от 7 ... 8 МДж/кг (у высоковлажных и высокозольных) до 18 ... 20МДж/кг (у сухих и малозольных).
При длительном хранении на открытом топливном складе бурые угли теряют механическую прочность и растрескиваются, проявляют повышенную склонность к самовозгоранию.
В основном бурые угли относятся к низкосортным видам топлива, их перевозка на длинные расстояния нерентабельна, поэтому их используют вблизи от места добычи. Исключение составляют бурые угли Канско-Ачинского бассейна с достаточно высокой для бурых углей удельной теплотой сгорания и низкой себестоимостью добычи открытым способом с использованием высокоэффективной техники.
Каменные угли и антрациты в зависимо-сти от выхода летучих У и толщины пластического слоя у разделяют на марки, которые в свою очередь подразделяют на группы (табл. 1.1.11).
Для каменных углей и антрацитов характерны: высокая удельная теплота сгорания (Q't = 15...25 МДж/кг), обусловленная повышенным содержанием углерода; низкая гигроскопическая и общая влажность (как правило, Wf < 20 %): высокая механическая прочность (и соответственно низкий коэффициент размолоспособности А"ц(1). Выход летучих веществ колеблется в достаточно широком диапазоне: от3 ... 12% у антрацитов и тощих
1.1.10. Классификационные признаки ископаемых углей
Вид угля Средний показатель отражения витринита Ro, % Удельная теплота сгорания на влажное беззольное состояние , МДж/кг Выход летучих веществ на сухое беззольное состояние Vdaf, %
Бурый Менее 0,6 Менее 24 -
Каменный 0,4...2,59 24 и более 8 и более
Антрацит 2,2 и более - Менее 8
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКАМ^
Издательство«Лань» ЛАНв
ТВЕРДОЕ ТОПЛИВО
31
1.1.11. Классификация каменных углей и антрацитов
Марка угля Обозначение Группа
Длиннопламенный д -
Газовый г 1Г,2Г
Газовый жирный гж 1ГЖ, 2ГЖ
Жирный ж 1Ж,2Ж
Коксовый к 1К,2К
Коксовый отощенный ко 1КО, 2КО
Коксовый слабоспе-кающийся КС 1КС, 2КС
Отощенный спекающийся ОС ЮС, 2ОС
Тощий спекающийся тс -
Слабоспекающийся сс ICC, 2СС, ЗСС
Тощий т IT, 2Т
Антрацит А 1А, 2А, ЗА
углей, считающихся самыми низкореакционными энергетическими топливами, до 40 ... 45 % у высокореакционных длиннопламенных и газовых углей.
В целом каменные угли относятся к кондиционным видам топлива, обладающим высокой конкурентной способностью на топливном рынке.
В условное обозначение углей входят: наименование месторождения (бассейна); буквенное обозначение марки и класса крупности (или название продукта обогащения), например:
Кузнецкий 2СС, СШ означает каменный уголь Кузнецкого бассейна, марки 2СС (слабо-спекающийся), класса СШ (крупность куска 0 ... 13 мм - смесь семечка со штыбом);
Бабаевский 1Б, Р — бурый уголь Бабаевского месторождения, марки 1Б (высоковлажный), класс рядовой (т.е. поставляется без предварительной сортировки по крупности).
Торф. В естественных условиях влажность торфа Wt' =80 ... 95 %. В процессе добычи торф подвергается длительной сушке на
воздухе, пока его влажность не снизится до Wt' =45 ... 50 %. Удельная теплота сгорания торфа при нормативной влажности составляет примерно Q'j = 8 ... 9 МДж/кг. Торф - высокореакционное топливо с высоким выходом летучих (К<?‘^>70%) и повышенной склонностью к самовозгоранию.
Топливный торф в зависимости от технологии добычи и подготовки разделяют на фрезерный и кусковой. Фрезерный торф используется для пылевидного сжигания, кусковой -для сжигания в слоевых топках. В табл. 1.1.12 приведены требования, предъявляемые к топливному торфу. Торф относится к местным видам топлива.
Горючий сланец. К особому виду твердого энергетического топлива относятся горючие сланцы. Минеральная часть сланцев в рабочем топливе достигает 70 ... 75 %, что обусловливает низкое значение их удельной теплоты сгорания ( Q'j = 4,6 ... 9 МДж/кг). Вместе с тем отличительная особенность сланцев - самый высокий выход летучих веществ среди твердых ископаемых топлив = 80 ... 90 %), что относит его к высокореакционному виду топлива. В целом горючий сланец -низкосортный местный вид энергетического топлива.
1.1.12. Нормы качества топливного торфа
Показатель Марка торфа
фрезерный кусковой
Содержание общей влаги Wt' , %, не более 52 48
Зольность Ad, %, не более 23 23
Засоренность(куски свыше 25 мм), %, не более 8 -
Содержание мелочи (куски менее 25 мм), %, не более - 30
Издательство«Лань» ЛАНв
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
32
Глава 1.1. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ТОПЛИВА
Следует отметить, что при термической обработке из сланца можно получить значительное количество ценных жидких продуктов (например, сланцевое масло, являющееся в свою очередь жидким видом топлива), а также газообразных, с высокой теплотой сгорания. Поэтому сланец используют в качестве сырья в энерготехнологических производствах.
1.1.5. ЖИДКОЕ ТОПЛИВО
Топочные мазуты производят в процессе переработки нефти на нефтеперерабатывающих заводах. Их получают путем смешения различных тяжелых остатков: гудрона, остатка вакуумной разгонки, крекингового остатка, к которым иногда добавляют дистиллятные фракции. Соотношения составных частей, из которых производят мазут, подбирают в соответствии с требованиями стандарта, установленными для мазута определенной марки.
Подобно нефти, мазуты представляют собой сложные коллоидные соединения, способные образовывать в области температуры застывания псевдокристаллическую структуру, которая характеризуется пониженной текучестью.
Элементарный состав. В состав мазутов так же, как и нефти, входят углерод, водород,
сера, азот и кислород. Содержание химических элементов в мазутах колеблется в расчете на рабочую массу в относительно узких пределах:
С' =86 ... 89%;
И' =9,6 ... 12,2%;
S' =0,3 ... 3,5%;
О' +N' =0,5 ... 1,7%.
Элементарный состав топочных мазутов приведен в табл. 1.1.13.
Основу элементарного состава составляют углеводороды, что предопределяет высокое значение удельной теплоты сгорания мазута в сравнении с другими видами органического топлива, используемого на электростанциях.
Сернистые соединения. При переработке нефти подавляющая часть сернистых соединений (70...90 %) концентрируется в высо-кокипящих фракциях, составляющих основу мазута. В мазуте сера находится в составе сероорганических соединений (меркаптаны, сульфиды и др.), а также в виде сероводорода и элементарной серы. Все эти вещества хорошо растворимы в углеводородах.
Содержание серы в мазуте - очень важный показатель качества топлива. По общему содержанию серы мазуты подразделяют на классы:
1.1.13. Расчетные характеристики топочных мазутов
Класс мазута марок 40 и 100 Состав рабочей массы топлива, % Низшая удельная теплота сгорания, Qi, МДж/кг
К Аг s;+s: Sr,ne более Сг Нг Nr+Or средняя мини- маль- ная
Низкосернистый 0,15 1 0,03 0,14 0,39 0,5 87,33 11,90 0,20* 41,68 40,82
Малосернистый 0,20 1 0,03 0,14 0,85 1,0 86,58 12,04 0,30* 40,53 39,21
Сернистый 0,49 1 0,05 0,14 1,80 2,0 85,71 11,45 0,50* 39,57 38,29
Высокосернистый 1,00 1 0,06 0,14 2,55 3,5 85,04 10,64 0,71* 39,06 37,57
* Для расчетов принимать как кислород.
Примечание.В знаменателе даны предельные значения.
Издательство«Лань» ЛАНв
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
ЖИДКОЕТОПЛИВО
33
низкосернистый (S' < 0,5 %);
малосернистый (0,5 < S' < 1 %);
сернистый (1 < S' < 2 %);
высокосернистый (2 < S' < 3,5 %).
Следует отметить закономерность: чем выше сернистость мазута, тем больше содержание в нем ванадия. В процессе сжигания мазута образуются токсичные оксиды серы, создающие также коррозионную опасность для низкотемпературных поверхностей нагрева.
Влажность. Содержание воды в мазуте, поставляемом на ТЭС, согласно требованиям ГОСТ 10585, не должно превышать 1 %. Однако в процессе разогрева мазута перед сливом из цистерн за счет конденсации используемого при этом пара низкого давления возможно значительное обводнение топлива (до 10 ... 15 %). Влага в небольшом количестве способствует распылу мазута и улучшает условия воспламенения. При повышенном содержании влаги снижается удельная теплота сгорания топлива, растет опасность коррозионных процессов в мазутопроводах и конвективных поверхностях нагрева, увеличиваются потери теплоты с уходящими из котла газами.
Минеральные примеси и зольность. При переработке нефти содержащиеся в ней минеральные примеси концентрируются в тяжелых фракциях, в основном в мазуте. Массовая доля минеральных примесей не превышает 1 %. Минеральные примеси могут отлагаться в мазутопроводах и мазутохранилищах, а также перекрывать тонкие каналы мазутных форсунок и таким образом препятствовать нормальной работе горелочных устройств.
Общий золовой остаток после сжигания мазута невелик и не превышает 0,14 % на рабочую массу. Состав золы мазутов приведен в табл. 1.1.14. Отличительной особенностью золы мазута является наличие в ней пентоксида ванадия V2O5, содержание которого может
достигать 50 %, что серьезно осложняет работу мазутных котлов, вызывая ванадиевую коррозию поверхностей нагрева.
Удельная теплота сгорания. У обезвоженного мазута удельная теплота сгорания составляет 39 ... 41,7 МДж/кг и зависит от его состава - соотношения главных горючих элементов Н и С, а также от содержания S, О и N. Присутствие в составе мазута нефтяных смол и асфальтенов, характеризующихся пониженным соотношением Н и С и высоким содержанием S и О, снижает удельную теплоту сгорания мазута.
Вязкость. Важнейшим показателем качества жидкого топлива является его условная вязкость Е, которая определяется с помощью вискозиметра Энглера, как отношение времени истечения порции (200 см3) испытуемого продукта через градуированное отверстие при стандартной температуре ко времени истечения такого же объема дистиллированной воды при 20 °C. Это безразмерное отношение называют градусами условной вязкости (°ВУ). Вязкость нефтепродукта составляет 1 °ВУ, если время его истечения равно времени истечения воды, измеренному при 20 °C. Стандартные температуры определения вязкости - 50, 80, 100 °C (ГОСТ 6258).
Для нормального транспорта по трубопроводам и тонкого распыливания мазута в механических форсунках необходимо поддерживать его вязкость на уровне 2 ... 3,5 °ВУ. Вязкость мазута существенно зависит от температуры (рис. 1.1.1). С повышением температуры вязкость резко снижается. Такой характер зависимости вязкости от температуры обусловлен присутствием в мазуте углеводородов парафинового ряда. Для надежного транспорта мазута по трубопроводам и нормальной работы топливных насосов его температура должна поддерживаться на уровне не менее 60.. .70 °C.
1.1.14. Состав золы мазутов
Класс мазута марок 40 и 100 Элементарный состав золы на бессульфатную массу, %
V2O5 SiO2 Fe2O3 CaO MgO NasO K2O
Низкосернистый 5,5 18,8 15,31 27,05 8,75 24,10 0,5
Малосернистый 28,9 17,9 12,20 15,50 7,60 16,60 1,3
Сернистый 46,9 16,3 8,63 9,00 7,20 10,77 1,2
Высокосернистый 48,8 10,0 9,20 10,10 5,60 14,90 1,4
Издательство«Лань» ЛАНв
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
34
Глава 1.1. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ТОПЛИВА
Рис. 1.1.1. Зависимости вязкости мазутов от температуры:
Ф5 и Ф12 — флотские мазуты; М40, М100, М200 — топочные мазуты; МП — топливо для мартеновских печей; НС — стабилизированная нефть
Для инженерных расчетов мазутного хозяйства имеет значение кинематическая вязкость топлива (например, для расчета числа Рейнольдса Re при определении гидравлического сопротивления мазутопроводов). Кинематическая вязкость V, м2/с, связана с условной вязкостью Е, °ВУ, приближенными формулами:
при£’<10°ВУ
V= 10 6(7,2£’-6,25/£’); (1.1.23)
при£’>10°ВУ
V = 7,41 • 10 6Е. (1.1.24)
Плотность. Нефтепродукты обычно характеризуют безразмерной относительной 20 плотностью р4 , которую определяют для топлива при температуре 20 °C, относя ее к плотности воды при температуре 4 °C. Относительная плотность энергетических мазутов 20
р4 =0,95 ... 1,06. Плотность в сочетании с вязкостью определяет условия отстаивания воды из мазутов и осаждения механических примесей. Кроме того, плотность имеет значе
ние для определения массы топлива по занимаемому им объему. С повышением температуры относительная плотность мазутов уменьшается и может быть определена по формуле
Р4=Р4°-₽(^-20), (1.1.25)
! „20 где р4 , р4 - относительная плотность мазута соответственно при определяемой температуре Т, °C, и температуре 20 °C; Р - коэффициент объемного расширения топлива; для мазута Р= (5 ...6)1041/°С.
Реологические свойства. При невысокой температуре (10 ... 25 °C) слишком вязкий мазут обладает свойством налипать на стенки емкостей, труб, оборудования и прочно удерживаться на них тем большим слоем, чем ниже температура. При этом образуются смолистые и коксообразные отложения, трудно поддающиеся удалению. Это явление называется нестабильностью топлива и определяется его реологическим свойством - способностью перестройки структуры углеводородных молекул в зависимости от температуры.
Издательство«Лань» ЛАНв
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
ЖИДКОЕТОПЛИВО
35
Температура застывания. За температуру застывания принимают температуру нефтепродукта, при которой его вязкость увеличивается настолько, что при наклоне под углом 45° пробирки, наполненной испытуемым топливом, его уровень не переходит в горизонтальное положение в течение 1 мин. Высокой температурой застывания (25 ... 42 °C) характеризуются высокосернистые мазуты с высоким содержанием парафинов. Температура застывания оказывает непосредственное влияние на выбор технологических решений при выборе схемы транспортировки мазута и его хранения.
Температуры вспышки и воспламенения характеризуют пожароопасность жидкого топлива.
За температуру вспышки (или нижний предел взрываемости) принимают температуру топлива, при достижении которой из него выделяется столько паров, что смесь их с воздухом вспыхивает (взрывается) при поднесении к ней пламени (ГОСТ 4333). После вспышки горение сразу же прекращается.
Если повышать температуру жидкого топлива выше температуры вспышки, то будет увеличиваться концентрация паров в воздухе; происходящая при поднесении пламени вспышка будет давать все большее тепловыделение. Дополнительное количество теплоты в свою очередь интенсифицирует парообразование, что способствует ускоренному притоку горючих паров в зону горения. В результате процесс горения становится непрерывным. Температуру, начиная с которой горение паров после поднесения пламени продолжается не менее 5 с, называют температурой воспламенения.
Чем ниже температура вспышки, тем больше пожароопасность топлива. Температура вспышки топлива зависит от количества и молекулярного состава наиболее легких фракций, содержащихся в нем. Эти фракции испаряются в первую очередь при нагревании топлива, и именно их пары создают взрывоопасные концентрации в воздухе. Мазут, сжигаемый на ТЭС, имеет температуру вспышки 90 ... 140 °C; у мазутов с высоким содержанием парафинов она может снизиться до 60 °C; у сырой нефти она составляет 20 ... 40 °C. Температура воспламенения для большинства видов жидкого топлива превышает температуру вспышки на 60 ... 70 °C.
Во избежание пожара температура подогрева мазута в открытых системах должна быть ниже температуры вспышки и не выше 95 °C во избежание вскипания воды, содержащейся в топливе.
Существует также понятие температуры самовоспламенения, при которой горение паров жидкого топлива начинается самопроизвольно, без поднесения пламени. Для мазутов она составляет 500 ... 600 °C и снижается в присутствии катализаторов, а также при обогащении воздуха кислородом.
Удельная теплоемкость мазута см, кДж/(кг-К), зависит от температуры 7 и определяется следующим образом:
при Т< 100 °C
см = 1,89 + 0,00537; (1.1.26)
при Т= 100 ... 150 °C
см 1,3 + 0,01127. (1.1.27)
Коэффициент теплопроводности. При стандартных условиях (атмосферном давлении и температуре 20 °C) коэффициент теплопроводности нефтепродуктов в зависимости от их плотности 7. = 0,12...0,16 Вт/(м К). С повышением температуры коэффициент теплопроводности нефтепродуктов снижается линейно. В табл. 1.1.15 приведены значения коэффициента теплопроводности для мазутов, используемых на ТЭС.
Марки мазутов. Нефтяные мазуты подразделяются на марки, различающиеся в первую очередь вязкостью. В обозначение марки входит число, показывающее условную вязкость мазута при регламентируемой стандартом температуре (50 или 80 °C).
1.1.15. Значения коэффициентов теплопроводности мазутов марок 40 и 100
7, °C X, Вт/(м-К) Т,°С X, Вт/(м-К)
40 0,140 90 0,127
50 0,138 100 0,125
60 0,135 ПО 0,122
70 0,133 120 0,119
80 0.130 130 0,117
Издательство«Лань» ЛАНв
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
36
Глава 1.1. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ТОПЛИВА
Флотские мазуты марок Ф5 и Ф12 являются наименее вязкими и предназначены для использования в судовых котлах.
Мазут марки 40 относится к категории среднего по вязкости топлива и обычно используется в промышленной энергетике.
На ТЭС в основном сжигают тяжелый мазут марки 100 и реже марки 40.
Стандартная температура для определения условной вязкости мазута: 50 °C для марок Ф5 и Ф12; 80 °C для марок 40 и 100.
В табл. 1.1.16 приведены нормируемые показатели качества топочных мазутов. В нормах качества мазутов разных марок не указана однозначно такая важная их характеристика, как сернистость. Мазуты марок 40 и 100 по содержанию серы могут относиться к любому из четырех классов сернистости топлива. Поэтому вместе с маркой обычно указывается класс сернистости мазута: низкосернистый (S’ < 0,5 %); малосернистый (S’ < 1 %); сернистый (1 < S' <2 %); высокосернистый (2 < S’ < 3,5 %).
1.1.6. ГАЗООБРАЗНОЕ ТОПЛИВО
В энергетике широко используются горючие газы как природного, так и искусственного происхождения [3]. Природный газ чисто газовых месторождений и попутный газ, получаемый при добыче нефти, добываются из недр земли. Это основные виды газообразного энергетического топлива. Искусственные газы получают при переработке твердого или жид
кого топлива. Они являются также побочными продуктами некоторых производств. Наиболее используемые искусственные газы - это коксовый и доменный.
Природный газ представляет собой смесь различных углеводородов, причем основным компонентом является метан, содержание которого доходит до 97 ... 98 %. В природном газе также в небольших количествах содержатся диоксид углерода, азот, пыль и водяной пар. В некоторых природных газах присутствует сероводород, содержание которого не превышает 3 ... 4 %. Перед подачей потребителям природный газ осушается, обеспыливается, и из него удаляют сероводород. Все природные газы чисто газовых месторождений легче воздуха. Состав природных газов приведен в табл. 1.1.17.
Попутный газ (или нефтепромысловый) содержится в растворенном виде в нефти (при давлении в недрах земли, равном десяткам мегапаскалей). Он выделяется при извлечении нефти на поверхность и снижении давления. Попутный газ отделяют от нефти в сепараторах, а затем из него выделяют ценные химические продукты и легко сжижаемые углеводороды. Нефтепромысловый газ в отличие от природного содержит меньше метана и больше тяжелых углеводородов. Поэтому удельная теплота сгорания и плотность его выше, чем природного. В табл. 1.1.17 приведен состав попутных газов газонефтяных месторождений.
1.1.16. Нормы качества топочных мазутов (ГОСТ 10585)
Показатель Значения для мазута марок
40 100
Условная вязкость при температуре 80 °C, °ВУ, не более Зольность, %, не более для мазута: 8 16
малозольного 0.04 0.05
зольного 0,12 0,14
Массовая доля механических примесей, %, не более 0,5 1,0
Массовая доля воды, %, не более 1,0 1,0
Температура вспышки в открытом тигле, °C, не ниже Температура застывания, °C, не выше: 90 ПО
мазута из малопарафинистой нефти 10 25
мазута из высокопарафинистой нефти 25 42
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКАМ^
Издательство«Лань» ЛАНв
ГАЗООБРАЗНОЕ ТОПЛИВО
37
1.1.17 Расчетные характеристики газообразных топлив
Газопровод Состав газа по объему, % Низшая теплота сгорания Qf, МДж Плотность при 0 °C и 101,3 кПа р, кг/м3
сн4 СгНб С3Н8 C4H10 с5н12 с6н14 СО2 N2 / H2S
Уренгой-Надым-Пунга-Ухта 98,72 0,12 П 0,01 рироднь <0,01 ie газы 0,14 1.00 35,50 0,724
Уренгой-Ужгород 98,90 0,12 0,01 0,01 - <0,06 0,90 35,59 0,724
Уренгой-Новопсковск 98,90 0,13 0,01 <0,01 - 0,08 0,87 35,59 0,723
Уренгой-Сургут- Челябинск 98,24 0,29 0,20 0,09 0,04 0,14 1,00 35,80 0,729
Надым-Пунга-Нижняя Тура-Свердловск-Челябинск 98,67 0,16 0,08 0,01 - 0,08 1,00 35,59 0,725
Н.Новгород-Иваново-Череповец 98,99 0,25 0,04 0,02 - 0,10 0,60 35,75 0,725
Бухара—Урал 94,24 3,00 0,89 0,39 0,17 0,13 0,28 0,90 37,56 0,771
Средняя Азия-Центр 94,08 2,80 0,73 0,30 0,07 0,02 1,00 1,00 36,76 0,771
Саратов-Москва 90,29 2,80 1,10 0,75 0,34 0,20 0,32 4,20 37,01 0,807
Мострансгаз (кольцо) 96,57 1,40 0,40 0,18 0,07 0,03 0,15 1,20 36,30 0,747
Оренбург- Александров Гай 86,43 3,90 1,72 0,87 0,30 0,07 0,01 6,70 36,80 0,828
Каменный Лог-Пермь 38,70 22,60 I 10,70 Топутны 2,70 е газы 0,70 - 23,80 0,80 42,37 1,196
Ярино-Пермь 38,00 25,10 12,50 3,30 1,30 - 18,70 1,10 46,89 1,196
Кулешовка-Самара 58,00 17,20 7,40 2,00 0,50 0,80 13,60 0,50 41,74 1,052
Безенчук-Чапаевск 42,70 19,60 12,60 5,10 1,30 1,00 16,90 0,80 46,98 1,196
Барса-Г ельмес-Вышка-Небит-Даг 93,90 3,40 1,30 0,70 0,20 0,40 0,10 38,10 0,778
Издательство«Лань» ЛАНв
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
38
Глава 1.1. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ТОПЛИВА
Продолжение табл. 1.1.17
Газопровод Состав газа по объему, % Низшая теплота сгорания д/, МДж Плотность при 0 °C и 101,3 кПа р, кг/м3
СН4 С2Н6 с3н8 с4н10 с5н12 с6н14 со2 n2/h2s
На входе в города Краснодар, Крымск, Новороссийск 91,20 3,90 2,00 0,90 0,20 1,80 — 38,27 0,810
Вознесенская- Грозный, Карабу-лак-Грозный 76,70 13,20 5,40 2,50 2,20 — — 47,02 0,971
Тэбук-Сосновка 48,20 18,20 11,90 3,30 1,00 0,90 16,50 45,13 1,164
Туймазы-У фа 50,00 22,00 9,80 1,20 0,40 — 16,60 43,04 1,095
Шкапово-Туймазы 44,10 22,00 5,20 1,40 0,30 — 27,00 36,63 1,095
Казань-Бугульма- Лениногорск-Альметьевск 53,60 22,80 6,10 0,90 0,20 0,20 15,80 40,61 1,046
Промышленные газы
Газ доменных печей* 0,30 — — — — 10,50 58,50 3,94 1,293
Газ коксовых печей*2 25,00 2,00 — — — 3,00 4,00 18,00 0,468
* 28 % СО, 2,7 % Н2.
*2 7 % СО, 1 % О2, 58 % Н2.
Сжиженные газы представляют собой смесь в основном пропана и бутана с небольшими примесями более тяжелых углеводородов. Источниками их получения являются попутные газы нефтяных и газоконденсатных месторождений и газы, образующиеся при переработке нефти. При атмосферных условиях сжиженные газы переходят в газообразное состояние, а при повышении давления или при снижении температуры переходят в жидкое состояние. Для транспортировки и хранения эти газы обычно сжижают, а у потребителей их переводят в газовую фазу.
Коксовый газ вырабатывается на коксохимических заводах в качестве побочного продукта при производстве металлургического кокса из коксующихся каменных углей. Высокотемпературное коксование угля заключается в термической переработке измельченного угля при температуре 1000 ... 1500 °C в специальных печах. В результате этого процесса получаются твердый остаток (кокс) и газооб
разные продукты. После извлечения из исходного газа аммиака, ароматических углеводородов и очистки от примесей коксовый газ используется как топливо. Выход коксового газа (2000 ... 3200 м3 из 1 т угля) и его состав существенно зависят от температуры процесса и марки угля. В табл. 1.1.17 приведен усредненный состав коксового газа.
Доменный газ получается при выплавке чугуна в доменных печах как побочный продукт. Процесс образования доменного газа связан со взаимодействием углерода кокса с дутьем и реакциями восстановления железных руд. Состав доменного газа зависит от влажности и температуры подогрева дутья, обогащения его кислородом, а также от добавки к дутью природного газа. Количество сухого доменного газа, образующегося на 1 т выплавляемого чугуна, составляет 2200 ... 3200 м3.
Удельная теплота сгорания. Низшая теплота сгорания сухого газообразного топлива Qf колеблется в широких пределах (от 4
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство«Лань» ЛАНв
ГАЗООБРАЗНОЕ ТОПЛИВО
39
до 47 МДж/м3) и зависит от его состава - соотношения и качества горючих и негорючих компонентов. Наименьшее значение Q*f у доменного газа, средний состав которого примерно на 30 % состоит из горючих газов (в основном оксида углерода СО) и примерно на 60 % из негорючего азота N2. Наибольшее значение Qf у попутных газов, состав которых отличается повышенным содержанием тяжелых углеводородов. Удельная теплота сгорания природных газов колеблется в узком диапазоне ( Qf = 35,5.. .37,5 МДж/м3).
Низшая удельная теплота сгорания отдельных газов, входящих в состав газообразных топлив, приведена в табл. 1.1.17.
Плотность. Различают абсолютную и относительную плотность газов.
Абсолютная плотность газа рг, кг/м3, -это масса газа, приходящаяся на 1 м3 занимаемого этим газом объема. При подсчете плотности отдельного газа объем 1 кмоль принимают равным 22,41 м3 (как для идеального газа).
Относительная плотность газа рстн представляет собой отношение абсолютной плотности газа при нормальных условиях и аналогичной плотности воздуха:
Ротн = Рг / Рв = Рг 11,293, (1.1.28)
где рг, рв - соответственно абсолютная плотность газа и воздуха при нормальных условиях, кг/м3. Относительную плотность газов обычно используют для сопоставления различных газов между собой.
Значения абсолютной и относительной плотности простых газов приведены в табл. 1.1.18.
1.1.18. Характеристика компонентов простых газов (при Т = О °C и р = 101,3 кПа)
Газ Молярная масса М, кг/кмоль Плотность Объемные концентрационные пределы воспламенения
абсолютная рг, кг/м3 относительная Рота
газа в смеси с воздухом, %
Горючие газы
Метан СН4 16,043 0,717 0,555 5,3 .. 14,0
Этан С2Н6 30,070 1,355 1,048 3,2 .. 12,5
Пропан С3Н8 44,096 2,011 1,555 2,4 ...9,5
Бутан С4Н10 58,123 2,708 2,094 1,9 ...8,4
Пентан C5Hi2 72,150 3,454 2,671 1,4 ...7,8
Гексан C6Hi4 86,176 3,848 2,976
Гептан C7Hi6 100,203 4,474 3,460
Этилен С2Н4 28,054 1,261 0,975 3,0 ..29,0
Пропилен С3Н6 42,080 1,913 1,480 2,0 ..11,1
Бутилен С4Н8 56,108 2,597 2,008 1,7 ...9,0
Бензол С6Н6 78,110 3,485 2,695
Водород Н2 2,016 0,089 0,069 4,1 ..74,2
Оксид углерода СО 28,010 1,250 0,967 12,5 ... 74,2
Сероводород H2S 34,082 1,536 1,188 4,0. ..45,0
Негорючие газы
Диоксид углерода СО2 44,011 1,977 1,529 —
Диоксид серы SO2 64,066 2,926 2,262 —
Азот N2 28,013 1,250 0,967 —
Кислород О2 32,000 1,429 1,105 —
Атмосферный воздух 28,960 1,293 1,000 —
Водяной пар Н2О 18,020 0,833 0,644 —
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАНв
40
Глава 1.1. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ТОПЛИВА
Плотность газовой смеси рсм, кг/м3, определяется на основе правила аддитивности, согласно которому свойства газов суммируются соответственно их объемной доле в смеси:
п
Рсм=^(Х7/100)(рг)у, (1.1.29)
7=1
где X- - объемное содержание /-го газа в топливе, %; (рг)у - плотность /-го газа, входящего в состав топлива, кг/м3; п - число отдельных газов в топливе.
Значения плотности газообразных топлив приведены в табл. 1.1.18.
Плотность газов р, кг/м3, в зависимости от температуры и давления можно подсчитать по формуле
P = Po£V- (1-1-30)
где р0 - плотность газа при нормальных условиях (То = 273 К и ро = 101,3 кПа), кг/м3; р и
Т - соответственно действительное давление, кПа, и абсолютная температура газа, К.
Практически все виды газообразного топлива легче воздуха, поэтому при утечке газ скапливается под перекрытиями. В целях безопасности перед пуском котла обязательно проверяют отсутствие газа в наиболее вероятных местах его скопления.
Вязкость газов увеличивается с повышением температуры. Динамическую вязкость ц, Па-с, можно подсчитать по эмпирическому уравнению Сезерленда
(1.1.31)
где - динамическая вязкость газа при нормальных условиях (То = 273 К и р$ = = 101,3 кПа), Па-с; Т- абсолютная температура газа, К; С - коэффициент Сезерленда, зависящий от вида газа, К, принимается по табл. 1.1.19.
1.1.19. Значения вязкости и коэффициентов теплопроводности компонентов газового топлива (при Т= 0 °C и р = 101,3 кПа)
Газ Вязкость Коэффициент теплопроводности Х-103, Вт/(м-К) Коэффициент Сезерленда С, К
динамическая |1-106, Па-с кинематическая V-106, мг/с
Горючие газы
Метан 10,55 14,71 30,4 198
Этан 8,77 6,45 18,8 287
Пропан 7,65 3,82 15,2 324
Бутан 6,97 2,55 13,3 349
Пропилен 7,82 4,11 14,0 322
Бутилен 7,78 3,12 329
Водород 8,35 93,8 169 83
Оксид углерода 16,93 13,55 23,3 102
Сероводород 11,82 7,68 331
Негорючие газы
Диоксид углерода 14,09 7,10 14,7 255
Азот 16,93 13,55 23,9 107
Кислород 19,58 13,73 24,4 138
Воздух атмосферный 17,53 13.56 24,2 122
Водяной пар при 100 °C 8,70 14,80 23,72 673
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство«Лань» ЛАНв
1епл<игроводность
+сСН4 СН4 + ССО2 СО2
<тл = 4и +0-00124cH2OJr.TJIS (1.1.37)
Газ
Природный
Доменных печей
Коксовых печей:
очищенный
неочищенный
1.1.20. Физические характеристики газообразных топлив
Температура, °C
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
Коэффициент теплопроводности Х102, Вт/(м-К)
2,92 4,21 6,95 8,39 9,87 11,39 12,91 14,42 16,05 17,68
2,48 3,22 3,94 4,64 5,31 5,98 6,63 7,27 7,90 8,51 9,12
7,97 10,41 12,79 15,00 17,36 19,42 21,63 23,73 25,82 27,91 29,89
7,94 10,39 12,68 14,88 17,09 19,30 21,51 23,61 25,70 27,80 29,77
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА^)
Издательство «Лань» ЛАНв
Кинематическая вязкость, v-106, м2/с
Природный 14,3 24,6 37,7 52,6 70,3 90,0 112,0 136,0 161,0 188,0 217,0
Доменных печей 12,7 21,7 32,9 45,8 60,0 76,7 94,2 113,0 135,0 157,0 181,0
Коксовых печей:
очищенный 25,9 44,2 66,7 92,9 122,0 156,0 193,0 233,0 273,0 319,0 368,0
неочищенный 24,6 41,6 64,7 89,2 117,0 149,0 185,0 223,0 264,0 307,0 353,0
Критерий физических свойств Рг
Природный
Доменных печей
Коксовых печей:
очищенный
неочищенный
0,735
0,682
0,425
0,420
0,734
0,672
0,430
0,429
0,763
0,668
0,440
0,440
0,797
0,665
0,454
0,455
0,836
0,668
0,465
0,467
0,862
0,673
0,475
0,477
0,886
0,678
0,483
0,486
0,904 0,917
0,682 0,686
0,493
0,495
0,500
0,503
Примечание. Приведены примерные значения физических характеристик газообразных топлив каждого вида.
0,925 0,928
0,690 0,693
0,507
0,510
0,514
0,517
Глава 1.1. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ТОПЛИВА
ГАЗООБРАЗНОЕ ТОПЛИВО
43
1.1.21. Средняя теплоемкость горючих и негорючих составляющих газообразного топлива. кДж / (м3 • К)
Г, °C Горючие газы
СО н2 H2S его с;н6 ОД СдНю с5н12
0 1.3 1,278 1,508 1,548 2,210 3,049 4,129 5,130
100 1,303 1,289 1,534 1,642 2,495 3,510 4,705 5,836
200 1,307 1,300 1,562 1,757 2,776 3,964 5,256 6,516
300 1.314 1.300 1,595 1,883 3.046 4.370 5.774 7,135
400 1,328 1,303 1,634 2,012 3,308 4,759 6,268 7,740
500 1,343 1,307 1,670 2,138 3,557 5,094 6,689 8,255
600 1.357 1.307 1.710 2.261 3.776 5.429 7,114 8.784
700 1,372 1,310 1,746 2,380 3,985 5,724 7,484 9,230
800 1,386 1,314 1,782 2,495 4,183 5,987 7,808 9,626
900 1,397 1,325 1,818 2,603 4,363 6,232 8,114 9,990
1000 1,411 1,328 1,850 2,700 4,529 6,462 8,402 10,346
Негорючие составляющие газов и воздуха
Г, °C СО 2 N2 о2 н2о С воздуха Воздух
0 1,6010 1,2955 1,3069 1,4954 1,2981 1,3198
100 1.7016 1.2968 1.3186 1.5063 1.3014 1.3253
200 1,7887 1,3006 1,3362 1,5235 1,3081 1,3328
300 1,8641 1,3077 1,3571 1,5436 1,3182 1,3433
400 1,9312 1,3173 1,3785 1,5666 1,3299 1,3555
500 1,9902 1,3286 1,3990 1,5909 1,3437 1,3693
600 2,0426 1,3412 1,4179 1,6161 1,3576 1,3840
700 2,0900 1,3546 1,4355 1,6425 1,3718 1,3986
800 2,1327 1,3680 1,4510 1,6693 1,3852 1,4124
900 2,1708 1,3806 1,4657 1,6969 1,3986 1,4259
1000 2,2052 1,3928 1,4786 1,7242 1,4108 1,4384
1100 2,2366 1,4045 1,4904 1,7514 1,4225 1,4594
1200 2,2655 1,4154 1,5017 1,7782 1,4338 1,4623
1300 2,2915 1,4263 1,5117 1,8042 1,4443 1,4736
1400 2,3154 1,4359 1,5214 1,8293 1,4539 1,4841
1500 2.3372 1,4451 1,5306 1,8541 1.4631 1,4937
1600 2,3573 1,4539 1,5390 1,8775 1,4719 1,5029
1700 2,3761 1,4623 1,5474 1,9010 1,4799 1,5113
1800 2.3933 1.4698 1.5553 1.9228 1.4879 1.5189
1900 2,4092 1,4770 1,5629 1,9437 1,4950 1,5268
2000 2,4239 1,4837 1,5704 1,9643 1,5021 1,5340
2100 2,4377 1,4904 1,5771 1,9840 1,5084 1,5411
2200 2,4503 1,4962 1,5842 2,0024 1,5147 1,5474
2300 2,4620 1,5021 1,5909 2,0204 1,5205 1,5536
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань>
44
Глава 1.1. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ТОПЛИВА
него из присутствующих в смеси компонентов, при этом его вредное воздействие, как правило, заметно усиливается в присутствии других вредных газов.
Наличие и концентрацию в воздухе вредных газов можно определить газоанализатором.
Почти все природные газы не имеют запаха. Для обнаружения утечки газа и принятия мер безопасности природный газ до поступления в магистраль одорируют, т.е. насыщают веществом, имеющим резкий запах (например, меркаптанами).
1.1.7. БИОТОПЛИВО
Энергетическое использование ресурсов растительных биомасс сегодня привлекает энергетиков всего мира, поскольку это возобновляемые и экологически приемлемые энергетические ресурсы. Ежегодный прирост растительной массы несет энергию 1,75 ... 2,2-1025 Дж, т.е эквивалентен энергии более чем 40 млрд, т нефти. Энергетическое использование (сжигание) растительных биомасс
практически не нарушает экологического равновесия и вписывается в экологическую систему планеты.
Наиболы пий интерес для энергетики представляют отходы растительных биомасс: отходы лесопиления и переработки древесины (лесосечные отходы, кора, гидролизный лигнин, отходы переработки древесины), а также отходы переработки сельскохозяйственных культур (лузги подсолнечника, стеблей хлопчатника, подсолнухов, кукурузы и др.).
Биомассы могут перерабатываться в искусственные топлива путем газификации, ферментации, изготовления гранулированного топлива (pellet) или просто сжигаются в специальных топочных устройствах.
Отходы растительных биомасс, предназначенные для сжигания в энергоустановках, сильно различаются по влажности, гранулометрическому составу, аэродинамическим характеристикам частиц. Д ля оценки качества биотоплива обычно используют основные показатели, принятые для твердого топлива. Техническая характеристика биомасс некоторых видов представлена в табл. 1.1.22
1.1.22. Состав и некоторые показатели качества биомасс
Вид биомассы ид % AJ, % С^> % N^% ЕТ^, % Qdaf Oz S Д % % МДж/кг
Стволовая древесина* 50 0,2... 1,0 51 6,0 0,6 42,3 0,03 85 9,2
Еловая кора 51 2... 7 52 6,4 0,7 40 0,04 72 8,8
Сосна 50 5 53 7,5 0,8 39 0,03 80 9,0
Береза 48 4,5 59 7,5 0,5 32,5 0,03 77
Гидролизный лигнин* 65 3 ... 8 61,1 5,9 0,6 32,3 1,0 70 7,5 ... 8,0
Кора мокрой окорки 55 ... 60 5,6 55,6 7,2 0,8 39,2 0,03 74 8,0
Лузга подсолнечника 15 2,5 51,5 5,93 0,5 41,86 0,01 75 15,4
Солома хлопка 10 ... 15 6 47,2 6,5 1,6 45,0 0 70 14,4
Фрезерный торф 50 6,3 56,3 5,6 2,5 35,2 0,2 70 8,1
* Средние значения.
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань>
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
45
Содержание минеральных примесей в биомассах может изменяться в широких пределах, так же как и состав золы. Они зависят от типа растений, особенностей почв и дополнительного загрязнения при транспортировке и переработке. Существенно изменяется и гранулометрический состав отходов биомасс. Он зависит от происхождения и технологии получения данного продукта. Гидролизный лигнин после завершения технологического цикла имеет достаточно мелкую структуру частиц, которая характеризуется R90 = 90 ... 98 So, R200 = 05 ... 80 zo, Rjooo =15 ... 45 $о, при этом максимальные размеры частиц обычно менее 50 мм. Отходы окорки и лесопиления имеют обычно резко переменный гранулометрический состав. При этом R5000 = 15 ... 90 %, а максимальные по длине включения могут достигать 1000 мм. Поэтому при характери стике биомассы ее гранулометрические харак теристики должны быть заданы. Практически все виды растительных отходов биомасс можно отнести к высокореакционным. но низкосортным местным видам топлива.
1.1.8. ПР1 СВЕДЕННЫЕ XАРАКТЕРИСПIKII УСЛОВНОЕ ТОПЛИВО
Удельная теплота сгорания различных видов топлива колеблется в широких пределах. Для мазута, например, она составляет свыше 40 МДж/кг, а для доменного газа и некоторых марок горючего сланца около 4 МДж/кг. Состав энергетических топлив также изменяется в широких пределах. Таким образом, одни и те же качественные характеристики в зависимости от вида и марки топлива могут резко отличаться между собой количественно.
Приведенные характеристики топлива. Для сопоставительного анализа и выявления роли характеристик, обобщающих качество топлива, используют приведенные характеристики топлива х*р, %-кг/МДж, которые в общем виде рассчитывают по формуле
*Гщ>=хГ/Qi > (1.1.38)
где хг показатель качества рабочего топли ва, %; Q- низшая удельная теплота сгорания, МДж/кг.
Так, для расчета приведенной влажности зольности серы S*p и азота N^p (для рабочего состояния тошшва) формула
(1.1.38) приобретает следующий вид, %-кг/МДж:
»'i = »r/er;
Ni=w7er
Приведенные характеристики позволяют сопоставить топлива по определенным показателям качества, так как они отнесены к 1 МДж его теплоты сгорания.
Условное топливо. В энергетике для сравнения эффективности использования топлива в различных котельных установках, для планирования добычи и потребления топлива в экономических расчетах введено понятие условного топлива. В качестве условного топлива принято такое топливо, удельная теплота сгорания (низшая) которого в рабочем состоянии Qy т = 29300 кДж/кг (или 7000 ккал/кг).
Для каждого натурального топлива имеется так называемый безразмерный тепловой эквивалент Э, который может быть больше или меньше единицы:
> й/ц.
Расходы условного тошшва Вут и натурального топлива/? связаны соотношением
СПИСОК .ЛИТЕРАТУРЫ
1. Белосельский Б.С., Вдовченко В.С. Контроль твердого топлива на электростанциях. М.: Энергоатомиздат, 1987. 176 с.
2. Белосельский Б.С. Технология топлива и энергетических масел: Учебник для вузов. М.: Изд-во МЭИ, 2003. 340 с.
3. Энергетические угли восточной части России и Казахстана: Справочник I В.В. Богомолов, Н.В. Артемьева. А.Н. Алехнович и др Челябинск: Изд-во УралВТП, 2004. 304 с.
4. Энергетическое топливо СССР (ископаемые угли, мазут и горючий природный газ): Справочник / В.С. Вдовченко, М.И. Мартынова. Н.В. Новицкий, Г.Д. Юшина. М.: Энергоатомиздат, 1991.148 с.
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань>
46
Глава 1.2. КЕ4ТЕР1ЕАЛЬНЫП И ТЕПЛОВОЙ БАЛАНС ГОРЕНИЯ ТОПЛИВА
5. Аданов В.А. Сжигание мазута в топках котлов. Л.: Недра. 1989.304 с.
6. Тепловой расчет котлов (нормативный метод). СПб.: Изд-во АООТ "НПО ЦКТП", 1998.270 с.
7. Иссерлин А.С. Основы сжигания газового топлива: Справочное пособие. Л.: Недра. 1987. 336 с.
Глава 1.2
МАТЕРПА.ТЫ1ЫЙ И ТЕПЛОВОЙ БАЛАНС ГОРЕНИЯ ТОПЛИВА
1.2.1. ОПРЕДЕЛЕН! IE ОБЪЕМОВ НЕОБХОДИМОГО ВОЗДУХА
И ПРОДУКТОВ ГОРЕНИЯ
Горение процесс химического взаимодействия горючих компонентов топлива с окислителем, приводящий к интенсивному саморазогреву реакционной системы вследст вие экзотермического эффекта протекающих в ней реакций.
Окисление топлива идет за счет кислорода атмосферного воздуха. Объемная доля кислорода в воздухе составляет около 21 %, ос тальные 79 % почти полностью приходятся на нейтральный азот
В результате полного сгорания углеводородного топлива образуются продукты горения, включающие трехатомные газы СО2 и SO2 (при наличии в топливе серы), сумму которых обозначают как RO2, а также вода Н2О. Кроме того, в продукты сгорания переходит азот N2, содержащийся в воздухе.
Если при полном сгорании топлива прореагирует весь поданный с воздухом кислород, то имеющееся при этом соотношение количеств кислорода и топлива называют стехиометрическим, а количество соответствующего воздуха теоретически необходимым количеством воздуха Г °, м3/кг (для твердого и жидкого топлива) или м^м3 (для газообразного топлива).
Расход реагирующих в процессе горения веществ и конечных продуктов можно определить из стехиометрических уравнений горения для 1 моля горючего компонента топлива. Так, для углерода имеем
С + О2 = СО2;
12 кгС + 32 кгО2 = 44 кгСО2. (1.2.1)
Из выражения (1.2.1) следует, что при сжигании 1 кг углерода необходимо затратить
32/12 = 2,67 кг кислорода, и при этом получится 44/12 = 3.67 кг углекислого газа.
Для серы, водорода и метана из следующих уравнений
S+O2=SO2;
32 кг S + 32 кг О2 = 64 кг SO2; (1.2.2)
2Н2 + О2 = 2Н2О:
4 кг Н2 + 32 кг О2 = 36 кг Н2О; (1.2.3)
СН4 + 2О2 = СО2 + 2Н2О;
16 кг СН4 + 64 кгО2 =
= 44 кг СО2 + 36 кг Н2О. (1.2.4) можно найти количество кислорода, необхо димого для их сжигания.
Знание плотности газов дает возможность перейти от массовых единиц к объем ным. Расчет обычно проводят для нормальных условий (0 °C и 101,3 кПа). Плотность разных газов приведена в табл. 1.1.18.
Выражения типа (1.2.1) (1.2.4) пред-
ставляют собой уравнения материального баланса окисления горючих элементов. Используя стехиометрические соотношения масс компонентов из уравнений материального баланса горения и данные о составе топлива, можно получить зависимости для расчета теоретически необходимого количества кислорода, воздуха и продуктов сгорания для любого топлива. Например, в состав горючих компонентов твердого и жидкого топлив входят утлерод, водород и сера. Массовое теоретически необходимое количество кислорода Gq2 , кг/кг, для сжигания 1 кг указанных топлив (с учетом кислорода топлива) составит
Cr Hr sr
100 100 100
(1.2.5)
100
Здесь состав топлива выражен в процентах по массе. Объемный расход кислорода можно определить, разделив выражение (1.2.5) на значение плотности кислорода при нормальных условиях.
При практических расчетах обычно оп ределяют теоретически необходимое количе-1Л0 i.'O
ство воздуха г и продуктов сгорания гг , расчетные зависимости для которых приведены ниже.
При расчете теоретического количества воздуха учитывается, что содержание кислорода в воздухе составляет 21 % по объему
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань>
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЪЕМОВ НЕОБХОДИМОГО ВОЗДУХА И ПРОДУКТОВ ГОРЕНИЯ
47
Коэффициент избытка воздуха. В реальных условиях для полного сжигания ТОПЛЙ ва в топку подают количество воздуха Т-д, всегда большее теоретически необходимого И0. Это связано с трудностью обеспечения идеального перемешивания и контакта реаги рующих веществ. Отношение Т'д к К ° коэффициент избытка воздуха:
<х=Гд/К°. (1.2.6)
Оптимальное значение а определяют в результате режимно-наладочных испытании котельной установки. При сжигании в камерных топках оптимальное значение а, как правило, находится в пределах: 1,15 . 1,25 для твердых топлив; 1,02 ... 1.1 для жидких и газообразных топлив [1].
Объемы воздуха и продуктов сгорания для твердых и жидких топлив. Расчет объемов воздуха и продуктов сгорания проводится на основе состава топлива. Эти величины рассчитывают на 1 кг топлива при нормальных условиях в предположении, что топливо сгорает полностью.
Объемы воздуха и продуктов сгорания при сжигании твердых и жидких топлив в атмосферном воздухе определяют по приведенным ниже формулам. Состав тошшва в формулах выражен в процентах от массы. Для серы S* берется общее содержание элемента в топливе. Особенности расчета объемов для сланцев и топлив с большим содержанием карбонатных минералов приведены в [1].
Теоретическое количество сухого воздуха, необходимого для полного сгорания топли ва, м3/кг (при коэффициенте избытка воздуха 0 = 1)
К0 = 0,0889( Сг + 0,375 Sr) +
+ 0,265 Hz 0,0333 (У . (1.2.7)
Теоретические объемы продуктов сгорания, полученные при полном сгорании топлива с теоретически необходимым количеством воздуха (при а = 1), определяют следующим образом:
теоретический объем азота, м3/кг,
JZ °2 = 0,79Г° +0,008Nr; (1.2.8)
объем трехатомных газов, м^кг,
ГИ02 = 0,0187(Cr + 0,375Sr); (1.2.9)
теоретический объем водяных паров, м3/кг,
V н2о= 0,111НГ -I- 0.0124ffr/' + 0.0161К0;
(1.2.10) при наличии парового дутья или парового распиливания мазута с расходом пара , кг/кг, к величине ^н2о добавляется величина М4 Сф;
теоретический объем дымовых газов, м3/кг,
'р ='ко2+>н2+>н2о- (1.2.11)
Для твердых и жидких топлив значения теоретически необходимого количества воздуха и продуктов сгорания представлены в табл. 1.2.1.
При избытке воздуха сс > 1 расчетные зависимости следующие:
объем водяных паров, м3/кг,
fh2o = i’"20+o,oi6i(a-i>-0; (1-2-12)
объем дымовых газов, м3/кг,
J'r = 1ro2 +,'n2 +^н2о —1)1 , (1.2.13)
объемные доли трехатомных газов и водяных паров >н2о > PaBHE>ie парциальным давлениям газов при общем давлении смеси 101,3 кПа,
rRO2 = 1'ro2/1'г (1.2.14)
и
гн2о = 1'н2о Дг > (1 -2-15)
концентрация золы в продуктах сгорания
р-ц, кг/кг,
^ун
100бг *
(1.2.16)
где Дун доля золы топлива, уносимой газами; при твердом шлакоудалешш дун = 0,95, при жидком дуй = 0,65 ... 0,9; GT масса продуктов сгорания, кг/кг:
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань>
48
Глава 1.2. КГ4ТЕР1ГАЛЬНЬП1 И ТЕПЛОВОЙ БАЛАНС ГОРЕНИЯ ТОПЛИВА
1.2.1. Объемы воздуха и продуктов сгорания твердых, жидких и газообразных топлив
Бассейн, месторождение Марка Класс го ’ког г° ’n2 17° П12О Гг°
м3/кг при а = 1, 7 = 0 °C ир = 101,3 кПа
Донецкий бассейн д Твер Р дое топли! 4,63 ю 0,84 3,66 0,60 5,10
г Р 5,11 0,92 4,04 0,58 5,54
г Концентрат 5,99 1,10 4,74 0,68 6,52
т Р 5,61 1,05 4,44 0,44 5,93
А Штыб, СШ 4,91 0,98 3,88 0,29 5,15
Кузнецкий бассейн: шахты разрезы
Д Р,СШ 5,76 1,06 4,56 0,68 6,30
г Р,МСШ 6,21 1,12 4,92 0,67 6,71
Д РОК1 4,77 0,90 3,78 0,65 5,33
г РОК1 5,39 1,00 4,27 0,66 5,93
Экибастузский бассейн группы зольности: первой второй сс р 4,56 0,84 3,61 0,49 4,94
сс р 3,92 0,72 3,10 0,42 4,24
Подмосковный бассейн (в целом) 2Б Р, омсш 2,47 0,47 1,96 0,65 3,08
Интинское Д Р, отсев 4,49 0,84 3,56 0,54 4,94
Воркутинское Ж Р, отсев 5,44 0,99 4,31 0,55 5,85
Кизеловский бассейн ж Р 5,29 0,94 4,19 0,55 5,68
Челябинский бассейн ЗБ Р, отсев 3,36 0,63 2,66 0,54 3,83
Бабаевское 1Б Р 2,40 0,44 1,90 0,97 3,31
Тюльганское 1Б Р 2,26 0,42 1,79 0,91 3,12
Ирша- Бородинское 2Б Р 4,15 0,80 3,28 0,81 4,89
Назаровское 2Б Р 3,57 0,70 2,82 0,82 4,34
Березовское 2Б Р 4,28 0,83 3,38 0,82 5,03
Гусиноозерское и Холбольджинское ЗБ Р 3.85 0.74 3.05 0.69 4.48
Артемовское ЗБ Р,СШ 2,92 0,55 2,31 0,61 3,47
Партизанский бассейн Г Р,СШ 5,08 0,93 4,02 0,50 5,45
Ургальское Г р 4,80 0,87 3,80 0,58 5,25
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань>
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЪЕМОВ НЕОБХОДИМОГО ВОЗДУХА И ПРОДУКТОВ ГОРЕНИЯ
49
Продолжение табл. 1.2.1
Бассейн, месторождение Марка Класс го ’ког Г° н2 17° Гн2о Гг°
м3/кг при а = 1, 7’ = 0 °C ир = 101,3 кПа
Райчихинское 2Б Р,МСШ 3,29 0,65 2,61 0,74 4,00
Павловское 1Б Р,СШ 2,57 0,48 2,03 0,81 3,32
Бикинское 1Б р 2,32 0,45 1,83 0,76 3,04
Сангарское Д,г р 6,00 1,09 4,75 0,70 6,54
Нерюнгринское зсс р 5,95 1,12 4,71 0,56 6,39
Харанга т р 6,83 1,26 5,41 0,64 7,31
Южный Сахалин ЗБ Р,СШ 3,97 0,74 3,14 0,64 4,52
Ленинград-сланец Сла нец 0...300 мм 2,08 0,33 1,64 0,41 2,38
Кашпирское Сла нец 0...300 мм 1,29 0,22 1,02 0,35 1,59
Росторф Фре зерный торф 2,38 0,46 1,89 0,95 3,30
Дрова Дрова 2,81 0,57 2,23 0,95 3,75
Жидкое топливо
Мазут 40 и 100 Низко-сернистый 10,92 1,63 8,63 1,50 11,76
40 и 100 Малосернистый 10,91 1,62 8,62 1,52 11,76
40 и 100 Сернистый 10,70 1,61 8,45 1,45 11,51
40 й 100 Высокосернистый 10,44 1,61 8,25 1,36 11,22
Газообразное топливо
Газопровод Г° (яо2 ЫМ2 I/O ГН2О Гг°
м^м3 при а = 1, Т= 0 °C пр = 101,3 кПа
Природные газы
Уренгой Надым Пунга Ухта 9,42 0,99 7,46 2,13 10,58
Уренгой Ужгород 9,44 0,99 7,47 2,13 10,59
Уренгой Новопсковск 9,44 0,99 7,47 2,14 10,60
Уренгой Сургут Челябинск 9,49 1,00 7,51 2,14 10,65
Надым Пунга Нижняя Тура Свердловск Челябинск 9,44 0,99 7,47 2,13 10,59
Н. Новгород Иваново Череповец 9,48 1,00 7,50 2,14 10,64
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань>
50
Глава 1.2. ЬГУТЕРИАЛЬНЬП! И ТЕПЛОВОЙ БАЛАНС ГОРЕНИЯ ТОПЛИВА
Продолжение табл. 1.2.1
Газопровод г° ^02 г° ’и2 * н2о гг°
м3/м3 при а 1,7’=0°Си/> 101,3 кПа
Бухара Урал 9,93 1,06 7,85 2,21 11,12
Средняя Азия Центр 9,73 1,05 7,69 2,17 10,91
Саратов Москва 9,78 1,05 7,77 2,16 10,98
Мострансгаз (кольцо) 9,62 1,02 7,61 2,16 10,79
Оренбург Александров Гаи 9,70 1,05 7,73 2,14 10,92
Поп Каменный Лог Пермь ушные газъ 11,16 1,31 9,05 2,25 12,61
Ярино Пермь 12,37 1,47 9,96 2,47 13,90
Кулешовка Самара 10,99 1,26 8,82 2,28 12,36
Безенчук Чапаевск 12,46 1,48 10,01 2,49 13,98
Барса Гельмес Вышка Небит-Даг 10,11 1,09 7,99 2,24 11,32
На входе в города Краснодар, Крымск, Новороссийск 10,16 1,11 8,03 2,24 11,38
Вознесенская Грозный, Карабулак Грозный 12,40 1,40 9,79 2,60 13,79
Тэбук Сосновка 11,86 1,39 9,53 2,40 13,32
Туймазы Уфа 11,28 1,30 9,08 2,32 12,70
Шкапово Туймазы 9,65 1,11 7,89 1,99 10,99
Казань Бугульма Лениногорск Альметьевск 10,69 1,22 8,60 2,23 12,05
Промъ Газ доменных печей тленные г< 0,76 13Ы 0,39 1,18 0,05 1,62
Газ коксовых печей 4,16 0,39 3,33 1,19 4,91
GT = 1 - 0,01 Аг + 1,306а К0. (1.2.17)
Объемы воздуха и продуктов сгорания для газообразных топлив. Расчет объемов воздуха и продуктов сгорания проводится на основе состава топлива, выраженного в процентах по объему. При содержании в газообразном топливе до 3 % непредельных углеводородов неизвестного состава их принимают состоящими из этилена С2Н4.
Объемы воздуха и продуктов сгорания рассчитывают на 1 м3 сухого газообразного топлива при нормальных условиях.
При сжигании газообразных топлив в атмосферном воздухе расчеты производят по приведенным ниже формулам. Состав топлива в формулах выражен в процентах от объема.
Теоретическое количество сухого воздуха, необходимого для полного сгорания топлива, м3'м3 (при коэффициенте избытка воздуха а = 1)
К0 = 0,0476 [0,5 СО + 0,5 Н2 +1,5 H2S +
+Slro+7lc»H»-02i- о-218)
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань>
ТЕПЛОВОЙ БАЛАНС ГОРЕНИЯ. ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ТЕКШЕРАТУТА ГОРЕНИЯ
51
Теоретические объемы продуктов сгорания, полученные при полном сгорании топлива с теоретически необходимым количеством воздуха (при а = 1), определяют следующим образом:
теоретический объем азота, м3/м3,
КД, = 0,79Г° + 0,01Nr; (1.2.19)
объем трехатомных газов, м3/м3,
KrO2 = 0,01(С02 + СО + H2S +
+ 2>СИНИ); (1.2.20)
теоретический объем водяных паров, м3/м3,
= o,oi(H2s+H2+Ху СА +
+ 0,1244.ТЛ + °'01 ЫК°, (1.2.21)
где 4тл влагосодержание газообразного , з з
топлива, отнесенное к 1 м сухого газа, г/м .
Для газообразных топлив значения теоретически необходимого количества воздуха и продуктов сгорания представлены в табл. 1.2.1
При избытке воздуха а > 1 расчет объемов и объемных долей газов производят по формулам (1.2.12) (1.2.15).
Массу дымовых газов рассчитывают по формуле
Gr =р"+-^ + 1,306аГ°, (1.2.22)
1000
где ррТЛ плотность сухого газа при нормальных условиях.
1.2.2. ТЕПЛОВОЙ БАЛАНС ГОРЕНИЯ.
ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ТЕМПЕРАТУРА ГОРЕНИЯ
Тепловой баланс процесса горения составляется для определения температуры продуктов сгорания.
Тепловой баланс, как и материальный, обычно составляют в расчете на 1 кг топлива (для твердого и жидкого) или на 1 м3 топлива (для газообразного), в предположении полного сгорания топлива.
Уравнение теплового баланса горения по сути является формой записи закона сохранения энергии применительно к данному процессу. При этом сумма приходных статей теп
лоты в зону горения равна сумме расходных статей.
В общем случае к приходным статьям теплового баланса горения относят: физическую теплоту топлива Р„п и окислителя Qnv : теплоту, дополнительно внесенную в зону горения внешними источниками, рвн; экзотермический тепловой эффект реакций горения Рэкз - Расходными статьями уравнения теплового баланса являются: суммарное теплосодержание продуктов сгорания Qn с ; теплота, отведенная из зоны горения, ротв; эндотермический тепловой эффект сопутствующих реакций рэвд.
Таким образом, уравнение теплового ба ланса горения можно представить в виде
Ртл Рок + Рвн + Рэкз =
= &o+&ra+Q,m- (12.23)
Физическая теплота тошшва ртл представляет собой энтальпию тошшва &тл, кДж/кг (бДж/м3), и подсчитывается по формуле
Ртл — ^тл — стлРл > Й -2.24) где стл теплоемкость рабочего топлива, кДж/(кг-°С), или кДж/См3-°C), /тл температура рабочего тошшва, °C.
Величину ртл учитывают в тех случаях, когда топливо предварительно подогревают сторонними источниками (паровой подогрев мазута и др.). При отсутствии подогрева величину ртя можно учитывать только для бурых утлей и торфа. При этом температуру? топлива принимают 20 °C.
Физическая теплота окислителя рок в случае использования атмосферного воздуха ( Рок = рв ) представляет собой его энтальпию Нв, кДж/кг (кДж/м3). Таким образом, для воздуха можно записать
Сок = а=А- (1.2.25)
Величина Рвн учитывает теплоту, дополнительно внесенную в зону горения внешними источниками (например, при паровом распыливании мазута, наличии рециркуляции
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань>
52
Глава 1.2. ЬЕ4ТЕР1ЕАЛЬНЬПТ И ТЕПЛОВОЙ БАЛАНС ГОРЕНИЯ ТОПЛИВА
охлажденных продуктов сгорания в зону горения и др-)- Зависимости для расчета £)вн при ведены в [1].
Экзотермический тепловой эффект реакций горения (2экз совпадает с низшей удельной теплотой сгорания на рабочую массу
, кДж/кг, для твердого (жидкого) топлива или на сухую массу Q1/ , кДж/м3, для газообразного топлива. Соответственно:
еЭКз=аг; (1-2-26)
0ж=0?- (I-2-2’)
В практике инженерных расчетов вводят понятие располагаемой теплоты , кДж/кг (кДж/м3), которая объединяет энтальпию топлива йтл, кДж/кг (кДж/м3), и его удельную теплоту сгорания Q[ , кДж/кг (, кДж/м3). Соответственно для твердого (жидкого) и газообразного топлива имеем:
еР=ег+*,л; <1-2.28)
еР=е/+^л- (1-2.29)
Суммарное теплосодержание продуктов сгорания gnc представляет собой их энтальпию Н, кДж/кг (кДж/м3):
епс=Я. (1.2.30)
Теплота, отведенная из зоны горения, Ротв складывается из тепловых потерь, сопутствующих процессу сжигания топлива (например. .химический и механический недожог топлива и т.п.) и тепловосприятия ограничи вающих зону горения поверхностей (например, стены и экраны топки шли камеры сгора ния). Методика расчета теплообмена в топках энергетических котлов приведена в [1]
Эндотермический тепловой эффект сопутствующих реакций (2энд в уравнении теплового баланса обычно относится к реакциям диссоциации продуктов сгорания (например, для углекислого газа СО2, воды Н2О и др.). Степень диссоциации оксидов существенно
зависит от их температуры, увеличиваясь с ее ростом. Учитывать поглощение теплоты в реакциях диссоциации необходимо только при температуре выше 2000 °C. При более низкой температуре продуктов сгорания (что имеет место в энергетических котлах) можно считать Санд =0-
Теоретическая температура горения. Если при полном сгорании топлива вся теплота, выделившаяся при сжигании и внесенная в зону горения, пошла на нагрев продуктов сгорания (при отсутствии теплоотвода в адиабатических условиях), то достигнутая таким образом температура продуктов сгорания называется теоретической температурой горения
Для определения теоретической темпера туры горения составляют тепловой баланс полного сгорания топлива в адиабатических условиях (£?отв = 0). Тогда, например, для твердого топлива уравнение теплового баланса горения (1.2.23) можно представить в виде
-&теоР=СГ+*1,+Св> (1-2-31)
где Н-няр энтальпия продуктов сгорания. кДж/кг, при температуре З.п.„р, °C; /?та физическая теплота топлива, кДж/кг, при температуре ТТЛ , °C; QB теплота, внесенная с воздухом, кДж/кг, при температуре °C.
Уравнение (1.2.31) по сули трансцендентное, так как входящие в него теплоемкости дымовых газов cRC,2, cN? , cHzO и воздуха сБ есть функции от температуры STO)p, которая является искомой величиной. Поэтому решать уравнение относительно S-rK)p необходимо методом последовательных приближе ний. В практике теплового расчета для определения З-fvop используют предварительно составленную /ZS-таблицу.
Следует отличать теоретическую температуру горения Sfvop от адиабатической За. Последняя определяется также при отсутствии теплоотвода, однако при этом учитываются сопутствующие горению потери теплоты ^например, неполнота сгорания топлива). Расчетные значения -9-теор и ^а близки и обычно отличаются лишь на несколько градусов, поэтому можно считать, что 3ТО)р » За.
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань>
БАЛАНСОВЫЕ РАСЧЕТЫ ПРИ ГОРГНПТТ ТОП ППВНБТХ СМЕСЕЙ
1.2.3. ЭНТАЛЬПИИ ВОЗДУХА И ПРОДУКТОВ СГОРАНИЯ
где (рГ)', (О?)
НИИ
1.2.4. БАЛАНСОВЫЕ РАСЧЕТЫ ПРИ ГОРЕНИИ ТОПЛИВНЫХ СМЕСЕЙ
1.2.2. Энтальпии воздуха и продуктов сгорания на 1 кг твердых и жидких топлив
Бассейн, месторождение Марка Класс Энтальпия, кДж/кг, при а = 1 Температура, °C
100 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200 2400 2500
Донецкий бассейн 1ь> гп 7s -1 "О О I д Р «О Ч q 711 614 1440 1235 2964 2507 4573 3839 6257 5222 7976 6651 9802 8113 11609 9602 13473 11115 15368 12636 17276 14181 19203 15735 21145 17299 22117 18085
г Р О и Од 771 678 1562 1364 3214 2769 4959 4240 6785 5767 8647 7346 10624 8960 12580 10605 14598 12275 16648 13956 18712 15662 20796 17379 22895 19105 23946 19974
г Концентрат Яг° 908 1840 3787 5843 7995 10190 12520 14826 17203 19620 22052 24508 26982 28221
н° 795 1599 3246 4971 6762 8612 10505 12433 14392 16362 18362 20375 22399 23417
т Р н° 824 1671 3439 5306 7260 9249 11361 13447 15597 17781 19978 22195 24428 25546
Н° 744 1497 3039 4653 6330 8062 9834 11639 13472 15317 17190 19073 20968 21921
А Штыб, СШ Н° 717 1454 2995 4622 6325 8058 9896 11711 13581 15480 17390 19316 21255 22226
н° 651 1310 2659 4072 5538 7054 8604 10184 11788 13402 15041 16689 18347 19181
Й й Й g’S Й а ПАЯ БИБЛИОТЕК Издательство «Лан Д Р, СШ 878 1778 3660 5648 7729 9851 12105 14335 16634 18971 21325 23700 26094 27293
н° 764 1537 3121 4779 6500 8279 10099 11953 13836 15730 17653 19587 21534 22512
г Р, МСШ, СШ н? 933 1891 3891 6003 8213 10467 12860 15226 17667 20147 22644 25164 27702 28974
824 1657 3364 5151 7007 8924 10886 12884 14913 16955 19028 21113 23211 24266
» > разрезы |ДГ Д POKI н? 744 1508 3105 4792 6558 8362 10276 12172 14128 16117 18119 20141 22179 23199
633 1274 2587 3961 5388 6863 8371 9907 11468 13038 14632 16235 17848 18660
Глава 1.2. МАТЕРИАЛЬНЫЙ И ТЕПЛОВОЙ БАЛАНС ГОРЕНИЯ ТОПЛИВА
Г POKI Н° 827 1675 3448 5321 7281 9281 11404 13506 15674 17877 20096 22335 24592 25722
Н° 715 1438 2919 4470 6080 7744 9445 11179 12940 14712 16511 18320 20140 21056
ICC РОК! 919 1863 3835 5917 8097 10319 12677 15009 17414 19857 22316 24798 27298 28549
н° 810 1630 3310 5068 6894 8781 10711 12677 14674 16683 18722 20774 22838 23876
Экибастуз-ский бассейн группы зольности: первой СС Р н° 688 1394 2868 4426 6056 7717 9482 11227 13027 14855 16696 18555 20426 21364
н° 605 1217 2470 3783 5146 6554 7995 9462 10953 12452 13975 15506 17047 17822
второй kJ СС Р н° 590 1196 2462 3798 5197 6623 8137 9635 11179 12748 14328 15923 17529 18333
н° 520 1047 2124 3253 4425 5636 6875 8137 9419 10708 12017 13334 14659 15325
гл Подмосков- ный бассейн (в целом) 2Б Р, ОМСШ н° 434 878 1808 2792 3824 4883 6005 7123 8278 9453 10640 11839 13050 13656
Н° 328 661 1341 2053 2793 3558 4339 5136 5945 6759 7585 8417 9253 9674
X Интинское I > 3Q д Р, отсев 689 1396 2873 4434 6067 7734 9503 11255 13060 14896 16744 18610 20490 21431
Н° 596 1200 2436 3731 5075 6464 7884 9331 10801 12280 13781 15291 16811 17575
5 СП Воркутинс- 5 s кое л> ОЧ ж Р, отсев н° 813 1649 3393 5234 7161 9125 11211 13273 15399 17559 19734 21929 24140 25247
н° 722 1454 2951 4519 6146 7829 9549 11302 13082 14873 16692 18521 20361 21286
н s Кизеловский о О бассейн Й 1 ? m г Р, МСШ, промпро-дукт н° 680 1378 2835 4373 5983 7625 9369 11094 12873 14681 16502 18340 20191 21119
н° 599 1204 2445 3744 5093 6487 7912 9365 10840 12324 13830 15346 16871 17638
« > Челябин- ский бас- SLJL сейн ЗБ Р, отсев н? 536 1085 2234 3448 4720 6019 7398 8766 10177 11613 13059 14519 15991 16729
н° 446 897 1821 2789 3793 4831 5893 6975 8074 9179 10301 11430 12566 13137
БАЛАНСОВЫЕ РАСЧЕТЫ ПРИ ГОРЕНИИ ТОПЛИВНЫХ СМЕСЕЙ
Продолжение табл. 1.2.2
Бассейн, месторождение Марка Класс Энтальпия, кДж/кг, при а = 1 Температура, °C
100 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200 2400 2500
Бабаевское 1Б Р 469 949 1954 3017 4133 5284 6503 7724 8986 10272 11573 12889 14219 14886
н° 318 641 1300 1991 2709 3450 4208 4981 5765 6555 7356 8162 8973 9381
Тюльган-ское 1Б Р н° 442 895 1842 2845 3898 4984 6133 7285 8475 9688 10914 12155 13410 14038
н°в 300 603 1223 1873 2548 3246 3959 4686 5424 6166 6920 7678 8441 8825
Ирша- Бородинское 2Б Р н° 686 1390 2863 4420 6052 7722 9493 11254 13070 14917 16780 18662 20560 21511
н°в 551 1108 2249 3444 4685 5967 7278 8614 9971 11336 12722 14116 15518 16224
Назаровское гп 7s -1 2Б Р н° 610 1237 2548 3935 5389 6879 8458 10031 11654 13305 14971 16655 18353 19204
Н° 473 952 1933 2960 4027 5129 6256 7404 8571 9744 10935 12134 13339 13946
"О q Березовское I I > 2Б Р Н° 706 1430 2945 4547 6226 7944 9766 11577 13445 15345 17262 19197 21149 22126
Н° 568 1142 2319 3551 4830 6152 7504 8881 10280 11688 13116 14554 16000 16727
Гусиноозер- w оп ское и Хол- “ s больджин- ™ ское ЗБ Р н° 628 1272 2620 4044 5536 7063 8682 10290 11949 13636 15337 17054 18787 19654
Н°в 511 1028 2086 3194 4345 5534 6750 7989 9248 10514 11799 13092 14393 15047
ст 2J S Артемов- ? О ское А 1 5 гп ЗБ Р, СШ н° 487 986 2031 3135 4292 5477 6733 7983 9273 10585 11908 13245 14594 15269
Н° 387 779 1581 2421 3293 4194 5116 6055 7008 7968 8942 9922 10908 11404
« > Партизан- ский бас-сейн Г Р, СШ н° 758 1536 3161 4877 6673 8503 10447 12368 14349 16362 18387 20432 22491 23522
Н°в 674 1356 2753 4215 5734 7303 8908 10544 12204 13875 15571 17278 18995 19858
Глава 1.2. МАТЕРИАЛЬНЫЙ И ТЕПЛОВОЙ БАЛАНС ГОРЕНИЯ ТОПЛИВА
БАЛАНСОВЫЕ РАСЧЕТЫ ПРИ ГОРЕНИИ ТОПЛИВНЫХ СМЕСЕЙ
57
22730 18771 17690 12875 14804 10041 13605 9057 28299 23471 27616 23274 31539 26712 19738 15515 24141 19794 10347 8137
21731 17954 16907 12315 14144 9604 12999 8663 27057 22450 26406 ся 30157 25551 18868 14840 23080 18933 9890 7783
19737 16332 15343 11202 12828 8736 11788 7880 24575 20421 23989 20250 27397 23242 17130 13499 20961 17222 8976 7080
17758 14719 13792 10096 11524 7873 10590 7102 22112 18404 21589 18250 24657 20946 15407 12166 18859 15521 8071 6381
15798 13115 12258 8996 10235 7016 9404 6328 19672 16399 19211 16262 21941 18665 13701 10841 16776 13830 7175 5685
13851 11536 о 7913 8958 6171 8230 5566 17249 14425 16848 14304 19243 16417 12008 9535 14708 12165 6286 5001
11936 9966 9243 6836 о 5331 о 4809 14865 12462 14523 12357 16588 14183 10343 8238 12674 10509 5413 4320
10079 8420 7794 6492 4504 5963 4063 12553 10529 12268 10440 14012 11983 8729 0969 10701 8879 4567 3650
8203 6903 6339 4735 5278 3693 4847 3331 10216 8632 9986 8560 11406 9824 7102 5706 8709 7280 3715 2993
6436 5420 4966 3718 4131 2899 3794 2615 8015 LLL9 7836 4D 8951 7713 5568 4480 6832 5715 2913 2350
4703 3985 3626 2733 3016 2131 2769 1923 00 in (Х> 4982 5727 4940 6543 5670 4068 3293 4993 4202 2129 1727
00 2602 2348 1785 1953 1392 1793 1255 3253 3711 3226 4240 3703 4D 2151 3236 2744 1380 1128
1481 1282 1140 879 949 686 871 618 1845 1603 1803 1589 2060 1824 1281 1059 1572 1352 671 556
731 637 563 437 468 341 430 307 910 797 889 790 1017 907 632 527 9LL 332 276
О L- О са о U О CQ О L- О са о U О ад О L- о дд о 1- о m О о ш О О са О О са О О са
Р- Р, мсш Р, СШ Р- Р- Р- Р- Р, СШ Р, СШ 0 ... 300 мм ) »
rq зсс н Сланец г
Ургальское Райчихин-ское Павловское Бикинское Сангарское Нерюнгрин- ГЛГПР ) > Харанга Южный Сахалин ) Ленинград-сланет! г
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань»
Продолжение табл. 1.2.2
Бассейн, месторождение Марка Класс Энтальпия, кДж/кг, при а = 1 Температура, °C
100 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200 2400 2500
Кашпирское Сланец 0 ... 300 мм н° 223 452 929 1434 1964 2507 3083 3657 4250 4854 5464 6080 6703 7014
Н°в 172 345 701 1074 1460 1860 2269 2685 3108 3534 3966 4400 4838 5058
Росторф Фрезерный торф — Н? 468 948 1951 3014 4130 5280 6498 7718 8978 10263 11562 12876 14204 14869
Н° 316 636 1291 1977 2689 3425 4178 4945 5724 6508 7303 8104 8909 9314
Дрова Ф Дрова — Н? 531 1076 2217 3424 4692 5996 7376 8757 10183 11635 13103 14586 16085 16836
Н° 373 750 1523 2332 3172 4041 4929 5834 6752 7677 8615 9560 10509 10987
сЗ ЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА^] Издательство «Лань» ЛАНв 40 и 100 Низкосернистый н? 1628 3295 6769 10433 14267 18179 22341 26456 30703 35022 39373 43766 48195 50413
1449 2916 5919 9064 12329 15703 19154 22670 26241 29833 33481 37150 40841 42697
40 и 100 Малосернистый Н? 1628 3295 6769 10432 14266 18177 22339 26454 30702 35022 39373 43768 48198 50416
1448 2913 5913 9055 12317 15689 19136 22649 26217 29806 33450 37116 40803 42658
40 и 100 Сернистый н° 1594 3226 6627 10215 13969 17798 21873 25901 30059 34287 38546 42846 47182 49352
Н° 1420 2857 5799 8881 12080 15387 18768 22213 25712 29232 32806 36401 40018 41837
40 и 100 Высокосернистый н° 1554 3146 6465 9966 13629 17365 21340 25269 29324 33447 37599 41792 46019 48135
яв° 1385 2787 5658 8665 11787 15013 18312 21673 25087 28522 32009 35517 39046 40820
Глава 1.2. МАТЕРИАЛЬНЫЙ И ТЕПЛОВОЙ БАЛАНС ГОРЕНИЯ ТОПЛИВА
1.2.3. Энтальпии воздуха и продуктов сгорания на 1 м3 газообразных топлив
Г азопровод Энтальпия, кДж/м3, при а = 1 и р = 101,3 кПа Температура, °C
100 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200 2400 2500
Природные газы
У ренгой-Надым- Яг° 1461 2951 6048 9310 12727 16223 19950 23644 27463 31352 35277 39244 43250 45256
н° 1250 2515 5106 7819 10635 13546 16523 19556 22636 25735 28882 32047 35231 36832
Уренгой-Ужгород И? 1462 2954 6053 9318 12738 16237 19967 23665 27486 31378 35306 39277 43286 45294
гр 1253 2520 5116 7835 10658 13575 16558 19597 22684 25790 28943 32115 35306 36910
У ренгой-Новопсковск н° 1464 2957 6060 9328 12752 16254 19989 23690 27516 31413 35346 39321 43335 45345
kJ Н° 1253 2520 5116 7835 10658 13575 16558 19597 22684 25790 28943 32115 35306 36910
m Уренгой-Сургут- Челябинск н° 1471 2971 6088 9373 12813 16332 20084 23803 27647 31562 35513 39507 43539 45558
о Н° 1259 2534 5144 7877 10714 13647 16645 19701 22804 25927 29096 32285 35493 37106
I Надым-Пунга-Ниж. I Тура-Свердловск- > Челябинск 3Q н° 1462 2954 6053 9318 12738 16237 19967 23665 27486 31378 35306 39277 43286 45294
гр 1253 2520 5116 7835 10658 13575 16558 19597 22684 25790 28943 32115 35306 36910
« оз И. Новгород-Иваново- S s Череповец л> ОЧ н° 1470 2968 6083 9365 12802 16318 20067 23783 27623 31535 35483 39474 43503 45520
гр 1258 2531 5138 7868 10703 13632 16628 19680 22780 25899 29066 32251 35455 37067
н s Бухара-Урал S о н° 1536 3102 6359 9789 13382 17057 20976 24859 28873 32961 37086 41256 45466 47574
Й 1 S' m □2 гр 1318 2651 5382 8242 11211 14279 17417 20615 23862 27129 30445 33782 37138 38826
« > Средняя Азия-Центр н° 1507 3045 6241 9609 13136 16744 20591 24403 28343 32356 36406 40500 44633 46702
Н° 1291 2598 5274 8076 10985 13992 17066 20199 23381 26582 29832 33101 36390 38044
БАЛАНСОВЫЕ РАСЧЕТЫ ПРИ ГОРЕНИИ ТОПЛИВНЫХ СМЕСЕЙ
Продолжение табл. 1.2.3
Газопровод Энтальпия, кДж/м3, при ос = 1 и р= 101,3 кПа Температура, °C
100 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200 2400 2500
Природные газы
Саратов-Москва С 1516 3063 6277 9664 13211 16838 20706 24538 28499 32533 36604 40719 44873 46953
н° 1298 2611 5301 8117 11042 14064 17154 20303 23501 26719 29985 33272 36577 38240
Мострансгаз (кольцо) Н°Т 1490 ЗОЮ 6169 9498 12983 16549 20352 24120 28014 31981 35985 40031 44117 46163
н° 1277 2569 5214 7985 10861 13834 16873 19971 23117 26282 29495 32727 35979 37614
Оренбург-Александров Г ай Ф Н°Т 1508 3046 6244 9612 13140 16748 20595 24407 28346 32358 36407 40500 44631 46700
н° 1287 2590 5257 8051 10951 13949 17014 20137 23309 26500 29740 32999 36278 37927
гп Каменный Лог-Пермь Н° 1741 3518 7213 11105 Попутнь 15181 »ie газы 19346 23787 28182 32724 37348 42012 46726 51482 53864
"О О Н° 1481 2980 6049 9263 12600 16048 19575 23168 26817 30489 34217 37966 41738 43636
Ярино-Пермь н° 1920 3880 7956 12251 16748 21343 26242 31092 36102 41204 46349 51549 56796 59423
S Н° 1641 3303 6705 10267 13966 17788 21697 25680 29725 33795 37926 42083 46264 48367
ь _ Кулешовка-Самара си S н° 1707 3449 7071 10887 14883 18968 23322 27635 32091 36629 41206 45832 50501 52839
л> ОП ? Н° 1458 2934 5957 9122 12408 15804 19276 22815 26409 30025 33695 37388 41103 42971
п Безенчук-Чапаевск н° 1931 3902 8003 12323 16846 21469 26397 31276 36316 41448 46625 51855 57134 59777
й —1 ? m X Н° 1653 3327 6753 10342 14067 17917 21855 25867 29941 34041 38202 42389 46600 48719
» > Барса-Гельмес- Вышка-Небит-Даг аду н° 1564 3159 6475 9968 13627 17370 21360 25315 29401 33564 37765 42010 46297 48443
Н° 1342 2699 5480 8391 11414 14538 17733 20988 24294 27621 30997 34394 37811 39530
Глава 1.2. МАТЕРИАЛЬНЫЙ И ТЕПЛОВОЙ БАЛАНС ГОРЕНИЯ ТОПЛИВА
На входе в города Краснодар, Крымск, Новороссийиск тг° /1 г 1572 3176 6511 10025 Попутнь 13705 »ie газы 17470 21483 25460 29570 33756 J 37980 Продолэ 42250 юение т 46560 абл. 1.2.3 48718
ттО В 1348 2713 5507 8433 11471 14610 17821 21092 24414 27757 31151 34564 37998 39726
Вознесенская-Грозный, Карабулак-Грозный ТГ° /7 Г 1905 3850 7893 12153 16615 21176 26039 30856 35834 40903 46017 51185 56402 59014 S
ттО ** В 1645 3311 6721 10292 14000 17831 21750 25742 29797 33877 38018 42185 46376 48484 g
Тэбук-Сосновка тг° 77 Г 1840 3717 7622 11737 16045 20448 25142 29790 34591 39480 44412 49396 54425 56943 |
тг° 27 В 1574 3167 6428 9844 13390 17055 20802 24621 28500 32402 36363 40348 44356 46373 2
Туймазы-Уфа тг° Z7 г 1754 3543 7264 11185 15290 19486 23960 28389 32966 37627 42328 47079 51873 54274 S 3
тг° ^В 1497 3012 6114 9362 12735 16221 19785 23417 27106 30817 34584 38375 42187 44105 ® Q
m Шкапово-Туймазы О ТГ° 77 г 1517 3064 6281 9670 13218 16844 20711 24539 28494 32521 36583 40689 44832 46906 Н
ттО 27 В 1281 2577 5230 8010 10895 13877 16926 20033 23189 26364 29587 32829 36091 К 37732 ® о
1 Казань-Бугульма- 1 Лениногорск- > . Альметьевск ттО /7Г 1664 3362 6892 10611 14506 18488 22732 26936 31279 35702 40164 44673 49224 51503 § S
ттО 27 В 1419 2854 5794 8873 12069 15372 18750 22192 25688 29205 32776 36367 39981 41798 g м
w ЦП CD —i ч_ Газ доменных печей О" “ п S о ТГ° /7 г 228 464 958 Пр 1482 омышле 2030 иные газ 2588 ы 3178 3762 4362 4972 5584 6202 6823 1 7134 m
ТГ° 27 В 101 203 412 631 858 1093 1333 1578 1826 2076 2330 2586 2842 2972
? m Газ коксовых печей Z > тг° 7ТГ 679 1371 2809 4324 5911 7539 9274 10998 12781 14598 16435 18291 20167 21107
ттО ^В 552 1111 2255 3453 4697 5982 7297 8636 9996 11365 12755 14152 15558 16266
Глава 1.2. МАТЕРИАЛЬНЫЙ И ТЕПЛОВОЙ БАЛАНС ГОРЕНИЯ ТОПЛИВА
При сжигании смеси топлив объемы и энтальпии продуктов сгорания рекомендуется рассчитывать для каждого топлива отдельно, на 1 кг твердого или жидкого топлива и на 1 м3
По полученным для каждого топлива значениям объемов воздуха ^ьо2> ^n2» ^н2о определяют объемы воздуха и продуктов сгорания смеси:
а) для смеси двух однородных топлив (твердых, жидких и газообразных) по фор-
'+(1-^^, (1.2.41)
где g' массовая (объемная для газообразных топлив) доля первого топлива в смеси, кг/кг (м3/м3).
Аналогично определяются Jro2> ^n2’
гн2о смес«;
б) для смеси твердого или жидкого топлива с газообразным, м3/кг.
1оН=ЬН)'+4оН)”. (1-2.42)
где х количество газообразного топлива на 1 кг твердого (жидкого) топлива, м3.
Дальнейший расчет ведется на 1 кг твердого (жидкого) топлива.
Энтальпия продуктов сгорания смеси топлив вычисляется по следующим формулам:
а) для смеси двух однородных топлив, кДж/кг (кДж/м3),
^ro2 - ro2 )*(!“ #')(*ro2 ) J(.cS,)co2 ’
(1.2.43)
б) для смеси твердого или жидкого топлива с газообразным, кДж/кг,
(1.2.44)
Объемная доля трехатомных газов продуктов сгорания смеси топлив:
а) для смеси двух однородных топлив
(1.2.45)
аналогично определяется rROz ;
б) для смеси твердого или жидкого топлива с газообразным
(1.2.46)
соответственно определяется 7ro2 -
Масса продуктов сгорания смеси топлив находится по формулам:
а) для смеси двух однородных топлив, кг/кг (кг/м3),
G„=g'G'+(l-g')G"; (1.2.47)
б) для смеси твердого или жидкого топлива с газообразным, кг/кг.
(1.2.48)
Если смесь топлива задана не в массовых или объемных долях, а в долях тепловыделения каждого топлива g1 и (1 — g'), то соответствующие массовые или объемные доли их определяются по формулам (1.2.38) и (1.2.40).
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Тепловой расчет котлов (нормативный метод). СПб.: Изд-во АООТ "НПО ЦКТИ", 1998.270 с.
2. Теория горения и топочные устройства / Под ред. Д.М. Хзмаляна. М.: Энергия, 1976.320 с.
3. Основы практической теории горения: Учебное пособие для вузов / Под ред. В.В. Померанцева. Л.: Энергоатомиздат. 1986. 312 с.
4. Парогенераторы: Учебник для вузов / А.П. Ковалев, Н.С Лелеев, Т.В. Виленский;
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань»
ФПЗПКО-ХИКШЧЕСКПП ХАРАКТЕР ГОРЕНПЯ. ОБЛАСТИ ГОРЕНИЯ
Глава 1.3
ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРОЦЕССОВ ГОРЕНИЯ ТОПЛИВА
1.3.1. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЙ ХАРАКТЕР ГОРЕНИЯ. ОБЛАСТИ ГОРЕНПЯ
Ввиду сложности протекающих при горении процессов и разнообразия условий теория процессов горения далека от завершения. Главные сложности связаны, во-первых, с особенностями топлива, представляющего собой комплекс органических веществ сложного и разнообразного химического строения. Поэтому при анализе процесса горения приходится учитывать поведение горючего в его исходной форме, а также промежуточные стадии его преобразования в процессе горения.
Во-вторых, процесс горения имеет двойственную основу, и для его протекания обязательны два этапа: обеспечение на молекулярном уровне контакта между горючим и окис янгелем и их химическое реагирование с образованием продуктов реакции. Первый этап является типичным физическим тепломассообменным процессом, а второй хими ческим процессом, который подчиняется закономерностям химической кинетики. Таким образом, задачи теории горения можно определить как нестационарные задачи тепло- и массопереноса при наличии динамических источников вещества и теплоты в результате химических реакций.
Таким образом, процесс горения является сложным явлением, имеющим физикохимическую основу. При его описании (моделировании) приходится одновременно решать задачи нестационарного массо- и теплоперено-са и химической кинетики в движущихся турбулентных потоках. Это предопределяет сложность решаемых задач, которые обычно приводят к сложным системам интегродифферен-циальных уравнений- дополняемых массивом замыкающих уравнений. Применение ЭВМ
тестирования с использованием данных эксперимента выявлять соответствие математического описания процессов их истинному ходу. Современные достижения математического моделирования процессов горения открывают возможность анализа и расчета выгорания различных видов топлива в условиях разнообразной организации процесса, т.е. решать главную задачу теории горения.
В сложном комплексе явлении, протекающих при горении топлива, можно выделить условия, при которых можно существенно упростить аналитическое описание процесса, выделив определяющие факторы и отбросив менее значимые. Такой подход используется при определении области протекания го-
Кинетическая область горения. При низких температурах скорость химических реак ций горения (взаимодействия горючего с окислителем) мала: она намного меньше скорости взаимной диффузии, т.е. при низкой температуре скорость процессов окисления (горения) не определяется интенсивностью массообмена, а только закономерностями химической кинетики. В этом случае можно считать, что процесс окисления (горения) развивается как чисто химический процесс и протекает в кинетической области горения. Диффузия практиче ски не оказывает влияния на его развитие и факторы, связанные с молекулярным переносом и массообменном можно исключить из рассмотрения
Диффузионная область горения. При вы соких температурах, наоборот, скорость реакции намного превышает интенсивность массообменных процессов. Диффузия молекул горючего, окислителя и продуктов горения является главным фактором, определяющим ско-
развивается в диффузионной области и его следует рассматривать с чисто физической (массообменной) стороны, а влиянием химической кинетики можно пренебречь.
Диффузионно-кинетическая область горения. Вместе с тем, в определенных условиях оба явления (химическое реагирование и интенсивность массообменных процессов) имеют практически близкое влияние на развитие и скорость горения. Это наиболее сложная для расчета и анализа процесса область горения. В этом случае процесс горения протекает в промежуточной, шш, точнее, в диффузионно-кинетической области.
Основы диффузионно-кинетической теории горения топлива заложены Н.Н. Семеновым. а затем последовательно развивались Г.Ф. Кнорре, Д.Б. Сполдингом, Г.А. Варшавским, И.И. Палеевым, Я.Б. Зельдовичем, Л.Н. Хитриным, Д.А Франк-Каменецким, В.В. Померанцевым и многими другими исследователями. работающими в области исследования процессов горения [1 5 и др.].
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
h
Издательство «Лань»
64
Глава 1.3. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРОЦЕССОВ ГОРЕНИЯ ТОПЛИВА
Можно привести множество примеров, когда отчетливо выделяются крайние области процесса. Так. при анализе воспламенения, когда наблюдается резкое увеличение скорости химического взаимодействия, вначале процесс горения имеет чисто химическую основу. При низких темпераутрах, когда энергия столкновения молекул мала, процесс определяется ростом числа радикалов или атомов "осколков" молекул, у которых уже разрушены первоначальные молекулярные связи. На этом этапе он имеет чисто химическую (кинетическую) основу, определяемую изменением числа активных центров (атомов, радикалов) цепной химической реакции. Однако после воспламенения. когда температура резко возрастает, увеличивается роль химического взаимодействия целых молекул вещества, при лом на первый план выходят процессы теплообмена. Воспламенение становится тепловым, когда его развитие определяется процессом теплообмена с окружающей средой и внутри горючей смеси.
Таким образом, выделение областей процесса, когда наблюдается преобладание только химических или физических факторов, существенно облегчает его расчетный анализ. Для дальнейшего анализа процесса в этом случае необходимо рассмотреть закономерности развития тепломассообменных н химических явлений.
1.3.2. ОСНОВЫ ХИМИЧЕСКОЙ КИНЕТИКИ ПРОЦЕССОВ ГОРЕНИЯ
Реакции, протекающие при горении топлива, подчиняются общим закономерностям кинетики химических реакций, полому отметим только главные положения и особенности, присущие протеканию реакций при горении.
Скорость химической реакции пропорциональна количеству активных контактов молекул реагирующих веществ. Таких контак тов тем больше, чем выше концентрация реагирующих веществ. Один из основных законов химической кинетики закон действующих масс гласит: в однородной среде при задан ной температуре скорость реакции пропорциональна произведению концентраций рующих веществ. Для реакции вида
где А, В, Ai, N химические символы реаги рующих веществ; vb v2, v3, v4 стехиометрические коэффициенты, ее скорость согласно закону действующих масс
где к (при Т = const) постоянный коэффициент пропорциональности константа скорости реакции; Сд и Св концентрации исходных веществ; Vi и v2 порядок реакции по соответствующему компоненту (может не совпадать со стехиометрическим коэффициен-
Химические реакции являются обратимыми. В начале скорость прямой реакции 1Епр значительно превышает скорость обратной реакции так как больше начальные концентрации исходных веществ. По мере реагирования различие в скоростях прямой и обратной реакции сокращается, так как концентрации исходных веществ убывают. а продуктов реакции возрастают. В итоге наступает состояние динамического равновесия, при кото-
При этом устанавливаются равновесные концентрации. Из (1.3.3) следует, что равновесные соотношения концентраций определяются константой Кс:
Константа равновесия реакции является постоянной величиной при определенной температуре и, следовательно, при заданной температуре равновесие в реакции наступает при определенном соотношении концентраций реагирующих веществ и не зависит от начальных концентраций. Зная для каждой реакции значение Кс, можно определить состав равновесной смеси при данной температуре.
При Т = const парциальные давления газов в смеси пропорциональны концентрациям, полому константу равновесия можно выразить не только через равновесные концентрации (ХД но и через парциальные давления:
= PmPn .
Издательство <Ланы
ОСНОВЫ ХПМПЧЕСКОП КИНЕТИКИ ПРОЦЕССОВ ГОРЕНИЯ
Чтобы определить состав равновесной смеси для разных температур, нужно знать зависимость константы равновесия от температуры. Соотношения, позволяющие проводить количественные расчеты, получены термодинамическими методами, которыми установлено, что при стремлении термодинамической системы к равновесию (при постоянных давлении и температуре), изобарно-изотермический потенциал системы Z = И — Ts стремится к минимальному значению. Из условия минимума изобарно-изотермического потенциала для реакции (1.3.1) получено соотноше-
где AZ = АН — ТДу изменение изобарно-озотермического потенциала в реакции при давлении 1,01-104 Па и температуре Т, равное тепловому эффекту реакции Qp при постояв ном давлении; As изменение энтропии в реакции при стандартном давлении и температуре Г; R универсальная газовая постоянная.
Изменения AZ, АН и Ду отнесены к 1 молю, так же, как и величина R. Изменения АН и Ду определяются соотношениями:
АН = ^vtAHt;
где АН, и Ду, соответственно удельная теплота образования и энтропия исходных веществ и продуктов реакции при стандартном давлении и температуре Т; п число компонентов в смеси.
Соотношение (1.3.6) является отражением закона действующих масс в условиях равновесия реакции и дает возможность рассчитать Кр при различной температуре.
Для получения зависимости равновесия от давления нужно в выражении (1.3.6) перейти от парциальных давлений к относительным молярным концентрациям (молярным долям реагирующих веществ):
парциальное давление компонента;
долям, зависящая от температуры и давления;
У У, алгебраическая сумма стехиометриче
ских коэффициентов реакции. Причем положительными являются V, для продуктов реакции и отрицательными для исходных веществ.
Соотношения (1.3.6), (1.3.7) удовлетворяют общему принципу Ле-Шателье Брауна в отношении влияния на равновесие реакции как температуры, так и давления. Из уравнений (1.3.6) и (1.3.7) следует, что если реакция эндотермическая (Qp > 0), то константы равнове сия изменяются по мере роста температуры в сторону увеличения равновесных концентраций исходных веществ и уменьшения концентраций продуктов реакции, т.е. возрастания доли обратной реакции.
Явление уменьшения количества продуктов реакции с увеличение образования исходных веществ называют диссоциацией. С ростом температуры диссоциация в продуктах горения увеличивается. Диссоциированное количество продукта реакции, выраженное в долях от его исходного количества (по стехиометрии прямой реакции) называют степенью диссоциации аДИСС. Обычно степень диссоциации выражают в %.
Направление смещения равновесия в химической реакции при изменении условий можно оценить, пользуясь принципом Ле-Шателье Брауна, согласно которому, если на систему, находящуюся в состоянии равно весия, воздействовать извне, изменяя условия, то в ней произойдут самопроизвольные процессы, стремящиеся ослабить внешнее воздействие. Например, если из реагирующей системы отводить продукты реакции, то это будет способствовать смещению равновесия в сторону уменьшения равновесных концентраций исходных веществ.
При горении топлива непрерывный отвод
му сгоранию топлива. При протекании реак-
Иэдательство «Ланы
Глава 1.3. ФПЗПКО-ХПМПЧЕСКПЕ ОСНОВЫ ПРОЦЕССОВ ГОРЕНПЯ ТОПЛИВА
щш с увеличением объема, рост давления вызовет повышение степени диссоциации (усиление обратной реакции), что приведет к уменьшению объема продукта реакции.
Диссоциация по своему тепловому эффекту эквивалентна процессу неполного сгорания. Количество теплоты, выделяющейся при реакциях горения (окисления) горючих компонентов, будет тем меньше, чем выше степень диссоциации. При полном сгорании топлива, окисление горючих компонентов (С. Н. S. СО. Н2 и др.) должно происходить до полного окисления и образования в качестве продуктов реакции СО2, Н2О, SO2 и др. Однако вследствие диссоциации при высоких темпера турах возникает обратный распад СО2 и Н2О с поглощением теплоты.
В табл. 1.3.1 даны значения константы равновесия Кр для реакций горения и диссоциации при атмосферном давлении. Эти данные свидетельствуют о том, что при температурах до 2000 ... 2500 К равновесие в реакциях горения сильно смещено в сторону преобладания прямой реакции.
В табл. 1.3.2 приведены границы областей диссоциации. Реакции горения при температурах, характерных для топочных устройств и камер сгорания энергоустановок, протекают практически до полного завершения прямых реакций и при этом возможно почти полное использование горючего. Вследствие этого при расчете горения в условиях котельных установок диссоциация не учи тывается.
1.3.1. Константы равновесия Кр для некоторых реакций горения и диссоциации
Реакции
Г, К СО+ 1/2О2^ ^СО2 СО+1/2О2 СО- Н2Ог±ОН + + 1/2Н2 Н2^ 2Н О2^ 20
300 5,50-10" 6,10-1039 5-Ю68 5,14-10" 1,81-Ю71 2,94-1081
500 1,02-1025 7,69-1022 3,52- IO27 4,90-10" 2,94-10"
100 1,58-Ю10 1,144 О11 5Д6-1О20 3,60-Ю12 5,15-Ю18 3,63-102“
1500 1,97-105 5,31-Ю5 4,01 -10 7 3,09-Ю1" 2,11-10"
2000 7,30-102 3,46-103 2,30-Ю10 1,38-Ю’4 2,6840* 5,38-Ю'7
2500 2,62-101 1.65102 1,46-Ю2 6,2840* 2,42-10’4
3000 2,92 21,6 7,96-106 4,48-lii2 2,48-1(12 1,44-Ю'2
3500 6,21-Ю1 5,0 2,60-Ю1 3,4640* 2,68-Ю1
сфера и е . При использовании «иных давление следует выражать в фт олнеских а»о-
1.3.2. Границы областей диссоциации продуктов горения при изменении температуры и давления [7, 8]
Давление, МПа Отсутствие диссоциащп! ( | Слабая диссоциация | | Сильная диссоциация
Температура, К
0,01 . ..0.5 < 1600 1600.. .. 2400 >2400
0,5.. .2,5 <1800 1800.. .. 2600 >2600
2,5 . .. 10 <2000 2000.. .. 2800 >2800
10.. .50 <2200 2200.. .. 3000 >3000
издательство «лant
СКОРОСТЬ РЕ АКЦИЙ ПРИ ГОРЕШШ
При рассмотрении процессов горения следует учитывать, что протекающие реакции можно разделить на три следующих вида.
Гомофазные реакции, когда исходные вещества и продукты реагирования находятся в одной фазе:
аАг„ + рВг„г±7С1„ + 5Д„.
Такие реакции протекают в объеме смеси реагирующих веществ и называются гомогенными.
Гетерофазными являются реакции, когда исходные вещества или продукты реакции находятся в разных фазовых состояниях. Реак ции этого типа протекают на границе раздела фаз и их называют гетерогенными. Типичный гетерогенный процесс горение углерода:
При преобразовании органического и минерального вещества топлива в процессе горения протекают реакции распада (разложения) сложных молекулярных структур на более простые с образованием твердого и газообразного продуктов. Такие реакции, например. происходят при термическом разложении органики и выделении летучих топлива. Этот тип реакций протекает в объеме исходного твердого вещества и их называют топохимическими: аАш рвта + уСгаз-
Тип реакций следует учитывать при расчете скорости реагирования.
1.3.3. СКОРОСТЬ РЕАКЦИИ ПРИ ГОРЕШШ
Скорость гомогенной реакции можно определить через скорость изменения концентраций реагирующих веществ или рассчитать по закону действующих масс:
лах. Эти связи будут разрушены, если кинетическая энергия соударения превысит определенное значение энергии (для данной реакции), которое получило название энергии активации Еа. Указанное положение известно как постулат С.А. Аррениуса:
(1.3.8)
где m = -г—” приведенная масса мо
лекул реагирующих веществ, соответственно тА и тв (в предположении упругого соударения молекул); нормальная составляющая относительной скорости молекул (скорости соударения).
При температуре Т, доля молекул, удовлетворяющая условию (1.3.8), может быть рассчитана с использованием закона Максвелла (распределения молекул по скоростям):
2пкТ
Число активных столкновений, приводящих к реакции при переходе к одному молю,
JV„=£/Ce %ПлПв, (1.3.10)
где о = л(г^ + Гв)2 площадь сечения соударения молекул А и В; пА, пв количество молекул А и В в единице объема.
Введя геометрический фактор Р, отражающий вероятность столкновения молекул при пространственной ориентации, необходимой для протекания реакции, и объединяя геометрические факторы, приводящие к реакции, получим:
= koe
Используя общие положения молекулярно-кинетической теории и рассматривая молекулы как твердые сферы с радиусами гА и гв, можно рассмотреть упрощенную схему хими ческого взаимодействия. Химическое взаимодействие происходит при соударении молекул реагирующих веществ. При этом нормальная составляющая кинетической энергии соударяющихся молекул может быть затрачена на разрушение первоначальных связей в молеку
Величина ко пропорциональна числу столкновений и стерическому (геометрическому) фактору столкновения молекул. Ее называют предэкспоненциальный множитель.
Сравнивая (1.3.11) с законом действующих масс и учитывая, что величины пА и Пв отражают концентрацию молекул А и В в реагирующей смеси, получим,
k=kGe
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань»
68
Глава 1.3. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРОЦЕССОВ ГОРЕНИЯ ТОПЛИВА
Формула (1.3.12) отражает зависимость константы скорости реакции от температуры, вытекающую из постулата С.А. Аррениуса. Зависимость скорости химической реакции от температуры носит экспоненциальный характер.
Представленная теория является упрощенной, но она позволяет выявить характер влияния основных физических факторов на скорость реакции. Сегодня имеются другие теории вычисления скорости химической реакции, основанные на квантовой механике и статистической физике, дающие возможность найти Еа и Z:o путем сложных физических и статистических расчетов [5, 9]. Вместе с тем, постулат Аррениуса и найденная на его основе зависимость скорости от концентраций реагирующих веществ и температуры удовлетворительно соответствуют опытным данным.
Скорость гомогенной реакции определяется количеством вещества (обычно в молях), реагирующего за единицу времени в единице объема:
При этом порядки реакции по веществу А и В могут быть и не 1.
Для гомогенной реакции первого порядка размерность к обратна единице времени [1 / с]. Величины ко и Еа (кинетические характеристики реакции) обычно находят на основе обработки данных исследования скорости реакции от температуры. Логарифмируя выражение (1.3.12), получим
\nk = }nk(l-Ea/(RT).
Эта зависимость при постоянном значении ко дает прямую линию в координатах In А = f (I / Т), как показано на рис. 1.3.1.
При пересечении прямой с осью In к = = In ко, а тангенс угла наклона а прямой к оси 1 / Т дает возможность найти энергию активации
Ea = R tga.
Для различных реакций горения энергия активации Еа может меняться в широких пределах (40 ... 200) 103 кДж/кмоль.
Кинетические характеристики. Экспериментально кинетические характеристики смесей могут быть найдены в опытах по определению периода индукции горючих смесей, определению критических условий зажигания и т.п. В табл. 1.3.3 приведены значения некоторых суммарных кинетических характеристик горения гомогенных газовых смесей [10]. Гетерогенные реакции, такие как горение углерода кокса, протекают на углеродной поверхности. Горение углерода носит хемосорбцион-ный характер, т.е. реакции протекают в адсорбированном слое окислителя на углеродной поверхности. При этом существенными стадиями процесса являются адсорбция исходных газообразных веществ (О2, Н2О и т.п.) и десорбция продуктов реакции. Согласно хемо-сорбционной теории Ленгмюра активная доля площади поверхности, т.е. доля площади поверхности, покрытая адсорбционным веществом,
где pi - парциальное давление газообразного компонента (реагента) в окружающей среде; В — опытная константа, имеющая размерность давления.
Тогда скорость гетерогенной реакции пропорциональна величине q:
(1.3.15)
In К
Рис. 1.3.1. Зависимость In к от 1 / Т
где к' — коэффициент, аналогичный константе скорости реакции.
При pj« В
Wp=k’ pjBnkfii, (1.3.16)
где Q - концентрация компонента в газовом объеме на границе реакционной поверхности.
При pi « В реакция протекает по первому порядку, а при pi » В - по нулевому. В промежуточных случаях порядок гетероген-
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство«Лань» ЛАНв
70
Глава 1.3. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРОЦЕССОВ ГОРЕНИЯ ТОПЛИВА
Рис. 1.3.2. Зависимости 1g к от 1 / Т для твердых топлив по данным различных авторов:
1 — Л.А. Вуулиса; 2 — Л.Н. Хитрина; 3 — З.Ф. Чуханова; 4 — В.Н. Николаева; 5 — Е.С. Головиной; 6 — Тю;
7 - Мейерса; 8 — М.Н. Савинова; 9 - В.Н. Дубинского; 10 - В.В. Померанцева;
11 — Г.Ф. Кнорре и И.И. Палеева; 12 — Л.А. Вуулиса; 13 — С.М. Шестакова; -----------------реакция С + О2; — •--реакция С + СО2
Многими исследователями высказывалось предположение о существовании некоторой условной точки - ’’полюса”, в которой сходятся линии констант скорости. Различными исследователями предлагались координаты этого ’’полюса” к* и Т*. Наличие координат полюса позволяет связать между собой Eai и к^. Если принять за его координаты к*=\ 00 м/с и Т = 2600 К, то связь между к^ и Eai описывается уравнением:
1g к0 = 0,2 • 104Д„। 2.
(1.3.17)
Многие исследователи отмечают связь между энергиями активаций реакций горения углерода. В частности, в [10] предложено принять следующие соотношения:
Таким образом, зная энергию активации только одной реакции взаимодействия газа с
углеродом кокса, можно получить значения Eai и k$j для остальных реакций.
В табл. 1.3.5 представлены значения энергии активации реакции С + О2 = СО2 для кокса твердого топлива различных видов [10].
1.3.5. Энергия активации реакции С + О2 = СО2 для кокса различных видов топлива
Вид топлива (кокса)
Древесный уголь
Торф
Бурый уголь
Каменный уголь Тощие угли и антрацит Электродный уголь
Энергия активации Еа1, МДж/кг
75 ... 84
85
90 ... 105
115 ... 135
140 ... 148
160 ... 170
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАН1>
СКОРОСТЬ РЕАКЦИЙ ПРИ ГОРЕНИИ
72
Глава 1.3. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРОЦЕССОВ ГОРЕНИЯ ТОПЛИВА
Рис. 1.3.3. Изменение относительной скорости цепной реакции Wp / Ио во времени т при разных значениях <р
По существу в этом случае скорость реакции будет близка к скорости, рассчитанной по Аррениусовскому механизму формальной кинетики.
Если ср > 0, то со временем число активных центров и скорость реакции будут быстро нарастать, так как процесс разветвления цепей превосходит по скорости процесс гибели активных центров. В итоге произойдет цепное воспламенение смеси (взрыв).
Случай ср = 0 является условием перехода от медленного реагирования к разветвленному цепному процессу. При этом и, а следовательно, Wp линейно зависит от времени.
Зависимость Wp / Wq для разных значений ср представлена в виде функции времени на рис. 1.3.3.
Скорость цепной реакции от времени т в случае ср > 0 неограниченно возрастает, но не до бесконечности, так как резкое увеличение скорости реагирования приводит к быстрому расходованию веществ, вступающих в реакцию, и, согласно закону действующих масс, скорость реакции, достигнув максимального значения, начнет уменьшаться.
1.3.4. ДИФФУЗИЯ И МАССООБМЕН ПРИ ГОРЕНИИ
Для устойчивого протекания процесса горения необходим непрерывный подвод к горючему окислителя и отвод из зоны реакции продуктов горения. Это создает условие для молекулярного контакта горючего и окислителя и протекания реакций окисления. Смешение горючего и окислителя и отвод продуктов реакции осуществляется за счет молекулярной или турбулентной диффузии.
Диффузии и другие виды массопереноса в газах (теплоты, количества движения) связаны с тепловым движением молекул, а также с беспорядочным движением молекул газа различного состава и температуры вследствие турбулентности газового потока.
В газовой смеси при ее горении вследствие возникающих градиентов температуры и концентрации одновременно протекают процессы теплопередачи и диффузии.
Градиент концентраций реагирующего вещества может вызвать тепловой поток, который называют диффузионной теплопроводностью, одновременно градиент температур наряду с теплопроводностью может вызвать дополнительный перенос вещества, называемый термодиффузией.
При расчетной оценке теплового потока следует учитывать диффузионную теплопроводность, а при оценке потока вещества - не только молекулярную диффузию, но и термодиффузию. Тогда для одномерной диффузии
(1.3.22)
Количество вещества, переносимого посредством диффузии через единицу поверхности в единицу времени, дает закон Фика:
dCj dx
(1.3.23)
где gj - количество вещества, переносимое молекулярной диффузией, моль/(м2-с); D -коэффициент диффузии, определяемый количеством вещества, диффундирующего через единицу площади поверхности за единицу времени при единичном градиенте концентраций, м2/с; Kt - коэффициент термодиффузии (термодиффузионное сопротивление).
Отсюда следует, что поток диффундирующего вещества пропорционален градиенту концентрации dCj / dx и коэффициенту диффузии D и направлен в сторону уменьшения кон
центрации.
Согласно выводам, вытекающим из кинетической теории Энскога и Чепмена [10], выражение для диффузионных потоков в бинарной смеси (1.3.22) более строго следует
представить в виде:
grad-^- + —-gradZ ,
Pi Т )
(1.3.24)
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАНЬ
ДИФФУЗИЯ И МАССООБМЕН ПРИ ГОРЕНИИ
73
где М\ и М2 - молекулярные массы диффундирующих веществ в смеси; Na - чис-
ло Авогадро; ЛГСМ = — + М2 —— моле-
72 р
кулярная масса смеси; р\ и р2 - парциальные давления компонентов в смеси; р - обшее давление смеси; ©12 - коэффициент взаимной концентрационной диффузии компонентов в бинарной смеси; Kt - коэффициент термодиффузии (термодиффузионное отношение). Он характеризует отношение коэффициентов термодиффузии и концентрационной молекулярной диффузии в смеси. Значение Kt зависит от содержания компонентов в смеси и тем больше, чем значительнее разница молекулярных масс компонентов и размеров их молекул. В табл. 1.3.6 даны опытные значения Kt для газовых смесей.
Термодиффузия является в переносе вещества явлением второго порядка, так как значения Kt невелики, и при сравнительно не-, 1 dT
больших значениях-------термодиффузиеи
Т dx
можно пренебречь.
Коэффициент концентрационной диффузии (для бинарных смесей) ©12 зависит от вида молекул в смеси (размера и массы), давления и температуры. Молекулярно-кинетическая теория (Энскога и Чепмена) позволяет получить приближенные формулы для расчета коэффициента диффузии в бинарной смеси [5, 10].
Кроме теоретических формул для расчета коэффициента диффузии и других коэффициентов молекулярного переноса, обычно используют полуэмпирические формулы, для расчета ©12, если известно его значение при
1.3.6. Опытные значения коэффициента Kt для бинарных газовых смесей (при равновесных парциальных давлениях) [10]
Смесь Mi / М2 Температура, К к,
СО2-О2 1,57 288 ... 400 0,012
О2—N2 1Д4 293 0,0045
n2-h2 13,9 288... 456 0,078
O2-N2 15,9 250 ... 294 0.048
со2-н2 21,8 288 ... 456 0,071
нормальных условиях ©012- Наиболее простая формула для расчета коэффициента диффузии:
(1.3.25)
где т?о и Го - соответственно давление и температура при нормальных условиях; Т и р - соответственно давление и температура при расчетных условиях.
Показатель степени п может изменяться от 2,5 (низкие температуры) до 1,5 (высокие температуры). Для приближенных оценок значения ©12 часто применяют п = 1,75 или 2, что обычно соответствует средним значениям температурных условий при горении. Опытные значения коэффициента взаимной диффузии газов при различной температуре [5, 8] удовлетворительно согласуются с формулой (1.3.25). На рис. 1.3.4 представлены результаты обобщения опытных данных по зависимости коэффициентов взаимной диффузии газов, выполненных Д.А. Франк-Каменецким [10].
Рис.1.3.4. Опытные значения коэффициента взаимной диффузии Вц Для газов при атмосферном давлении (по Д.А. Франк-Каменецкому):
7-Н - Н2; 2-Н2-О2; 3 - Не-Н2; 4-Н2О-О2; 5-СН4-О2; 6-CO2-N2; 7-СО2-О2; 8-H2-N2;
9 - Н2 - СО2; 10- Н2О - воздух; 11 - СО2 - воздух
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» лань*
74
Глава 1.3. ФПЗПК0-ХИКПГЧЕСК11Е ОСНОВЫ ПРОЦЕССОВ ГОРЕНИЯ ТОПЛИВА
Коэффициенты взаимной диффузии 290J2 для некоторых пар газов (при нормальных условиях) даны в табл. 1.3.7.
В случае необходимости для более точных расчетов можно рассчитать £>12 по полу-эмпирическим формулам для коэффициента диффузии и других коэффициентов переноса, предложенным в [8] или Сезерлендом. Один из вариантов расчетной формулы, обеспечивающей приемлемую точность, является формула Сезерленда в модификации Косова:
Аг
г» Ро (G +Г0ХС2 +Т2) Т
012 р [(G-r'rJfe+r)] (tJ ’
(1.3.26)
где Ci и С2 коэффициенты Сезерленда для составляющих смеси, К
1,3.7. Коэффициенты взаимной диффузии Л012 для некоторых пар газов при нормальных условиях
(Ро = 1,01-105 Па = 760 мм рг. ст., Т0=273 К)
Вид газов (1 - 2) £>012, см2 / с
Водород кислород 0,67.. 0,7
Водород азот 0,674 ..0,733
Водород углекислый газ 0,539 ..0,550
Водород оксид углерода 0,537.. 0,65
Водород метан 0,63
Водород пары воды 0,752
Водород воздух 0,592 ... 0,634
Кислород азот 0,181 ... 0,187
Кислород оксид углерода 0,185
Кислород углекислый газ 0,139
Водяной пар воздух 0,22
Углекислый газ окись
0,137
углерода
Углекислый газ метан 0.153
Углекислый газ азот 0.15
Окись углерода азот 0,192
Коэффициенты Сезерленда Сг для раз личных газов рекомендуется принимать по значениям, приведенным ниже [10].
Воздух........................ 115
Азот..... 107
Кислород........................ 138
Углекислый газ................. 225
Оксид углерода.................. 102
Водород................. 83
Метан.......................... 198
Водяной пар.................... 670
Расчет коэффициента диффузии в многокомпонентной газовой смеси сложнее. При сравнительно небольшом различии молеку лярной массы газов в смеси можно рассчитать диффузионный поток, используя формулу (1.3.23). Однако коэффициент диффузии следует определять для конкретной многокомпонентной смеси. Для этого можно использовать зависимость
Аг -
1~*1
X? Х3 Хл
Аг Аз А4
(1.3.27)
где Xi =р! / р, х2 =р2 / р, х3 =р3 / р, х4 =р4 / р и т.д. малярные доли компонентов в смеси; £>12,2913,2914 и т.д. коэффициенты диффузии компонента 1 в смеси с компонентами 2, 3 и т.д. при заданных условиях.
Расчетные соотношения для потоков вещества усложняются, если возникают физические или химические процессы с изменением объема газовой фазы. При этом возникает вынужденный дополнительный молярный перенос вещества, получивший название стефа-новского потока. Стефановский поток складывается с диффузионным потоком и изменяет поток вещества. Полный, выраженный в числах молей, поток компонента с учетом стефа-новского потока
w р
St ~ SiD "I ~ SiD (1.3.28)
KI
где giD диффузионный поток компонента, связанный с градиентом концентрации (по закону Фика); irc скорость стефановского потока; рг парциальное давление компонента; Сг молярная концентрация рассматриваемого компонента.
Часто изменение объема газовой фазы происходит вследствие гетерогенных процес
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань>
ДИФФУЗИЯ И МАССООБМЕН ПРИ ГОРЕНИИ
75
сов: испарения жидкости или конденсации паров на ее поверхности, реакций гетерогенного горения (2С + О, 2СО иди С+СО2 2СО и др.), идущих с увеличением объема. При этом потоки инертных компонентов смеси, не участвующих в реакции, должны быть равны нулю, а соотношение между потоками компонентов, участвующих в реакции, должно удовлетворять стехиометрии реакции. Из этих условии находят направление и скорость стефановско-го потока.
Распределение парциальных давлении (концентрации) при переносе вещества описывается дифференциальным уравнением диффузии. Это уравнение можно вывести, рассмат ривая баланс потоков для дифференциального элемента объема. Вывод аналогичен выводу дифференциального уравнения теплопроводности. Если пренебречь термодиффузией и отбросить различие в молекулярных массах компонентов бинарной смеси, то для стационарных условий при р = const придем к уравнению:
t ^'уС1 , дх ch' &
А' iAi2 Л
= dlM^AgradA >
\ Ki J
где Сх = j?i I (RT) молярная концентрация рассматриваемого компонента; ну, м\ч irz проекции средней массовой скорости газа на координатные оси х, г, д.
Для нестационарных условий, учитывая уравнения неразрывности и состояния идеаль-
Ci р] RT р]
ного газа, имеем — =-------= —; придем
р АГ р р
к уравнению:
Ф1 = ^.+ ^L+ ^.+ ^.=
7 7 -л- -х У 2
ат ат ах ay az
- Аг (->2 п2 ->2 > ” Д ” Л о Д ( ov ay az J . (1.3.29)
где а = Т / (рсо) - коэффициент температуропроводности.
В случае гетерогенных реакций горения молекулярные диффузия и теплопроводность обеспечивают перенос только внутри сравнительно тонкого пограничного слоя у поверхности частицы или капли. Внешний поток обычно турбулентный и перенос в нем определяется характеристиками турбулентности. Однако именно процессы переноса в пограничном слое являются определяющими для горения или испарения.
Интенсивность переноса в турбулентном потоке вне пограничного слоя существенно выше, чем молекулярный перенос в пограничном слое. Поэтому итоговая интенсивность тепло- и массообменных процессов поверхности с потоком в основном определяется молекулярным переносом в пограничном слое.
При расчете теплообмена поверхности с потоком обычно используют формулу Ньютона (q = ссДГ) и дополняют уравнение тепло проводности (1.3.30) граничным условием третьего рода. Для одномерной задачи (плоская поверхность) оно имеет вид:
где а коэффициент теплоотдачи; тур толщина пограничного слоя.
Для массообмена потока и поверхности можно ввести соотношение, аналогичное формуле Ньютона:
g = ссДС,
где Ссд коэффициент диффузионного обмена (массообмена), по аналогии с коэффициентом теплоотдачи; АС разность концентраций компонента в потоке и у поверхности.
Тогда для задачи диффузионного обмена уравнение диффузии (1.3.29) можно дополнить граничным условием
Это уравнение аналогично уравнению теплопроводности:
dT аТ аТ аТ аТ
----=-----4-Н\.---4-IV,---4-TV,----=
dT ат ах ay az
“y'irri “CLrr' ^2zj-A
а Г al al
— 4—
->2 ->2 ->2
ах ay az j
(1.3.30)
Таким образом, рассматривая задачи теплообмена и массообмена, нетрудно заметить их аналогию. Это приводит к единым расчетным зависимостям для оценки интенсивности обменных процессов.
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань>
76
Глава 1.3. ФНЗПКО-ХНКПГЧЕСКНЕ ОСНОВЫ ПРОЦЕССОВ ГОРЕНИЯ ТОПЛИВА
Коэффициенты а и ая зависят от многих факторов: физических свойств среды; особенностей поверхности; размера тела (частицы, капли); скорости течения среды и др. Из уравнений теплообмена и массообмена и граничных условий можно вывести главные критерии, определяющие развитие и интенсивность этих процессов. Граничные условия приводят к критериям Нус-сельта, соответственно тепловому и диффузионному: Nu = a5/k. Niip = ap8/Z>. В эти критерии входят а и ар, характеризующие интенсивность обменных процессов. Критерии Nu и Nup являются функциями ряда определяющих критериев. Из уравнений (1.3.29), (1.3.30) вытекает тепловой критерий Пекле Ре = 1УЬ/а и диффузионный Рер=1Р8/£> Критерии Ре и Рер являются произведением двух определяющих критериев, соответственно
v JF8
Прандтля и Рейнольдса: Ре =-----= PrRe и
a v
« v
Рер =—------= PrpRe.
D v
Для нестационарных условий из уравнений теплообмена и диффузии приходим к еще одному определяющему критерию Фурье (соответственно тепловому и диффузионному): Fo = azf б2 и Fop = £)т/б2 .
Из сравнения уравнений и задач расчета теплообмена и диффузионного массообмена, вследствие их аналогии, появляется возможность для расчета диффузионного массообмена применять соотношения, полученные из обобщения опытов и теоретических решений по теплообмену и, наоборот, использовать данные опытов по массообмену для получения обобщающих зависимостей по теплообмену. Так, для расчета теплообмена сферической частицы в стационарных условиях часто используют формулу Д.Б. Кацнельсона и Ф.А. Тимофеевой:
Nu = 2 + 0,03Pr°33Re°’54 + 0,35Pr°36Re°’58.
(1.3.31)
Эту формулу можно использовать и для расчета массообмена, если заменить Nu на Nup и Рг на Ргр. Формула справедлива при Os,Pr°’33Re°’54<800.B случае низких значений Re в газовой среде часто применяют более простую формулу А.П. Сокольского и Ф.А. Ти мофеевой:
Nu = 2 + 0,16Re2/3. (1.3.32)
При Re > 200 для обмена сферических частиц в газовой среде используют формулу Д.Н. Вырубова:
Nu = 0,54-jRe.
(1.3.33)
Аналогичные зависимости приводятся в [И, 12].
Для нестационарных условий теплообмен (массообмен) на поверхности частицы (капли) и на внешней границе (в объеме) по граничного слоя различается При этом вводят соответственно поверхностный и объемный коэффициенты обмена и отвечающие им значения Nun0B и Nu^. Результаты обобщения нестационарного тепломассообмена в области Рг ~ 1 и 50 < Re < 3200 приводят к зависимостям:
^^ПОЕ _ । .
Nu Fo Re ’
Nun0B _ Fo2 Re3 Nu “ 106Fo2 Re3 ‘
где Nu значение критерия Nu для стационарных условий (при тех же значениях Рг и Re); Fo критерий Фурье, определенный по определяющему размеру частицы.
При FoRe > 50 практически наступает значение Nun0B ~ Nu, т.е. процесс выходит на стационарный режим. Nun0B достигает стационарных значений быстрее, чем Nu^. Можно принять Nu^ ~ Nu при FoRe1’5 > 3-103. Следует отметить, что аналогия тепло- и массообменных процессов приближенная. В первую очередь она нарушается при сильном проявлении стефановского потока. Это следует учитывать при использовании приведенных зависимостей.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Горение углерода / А.С. Предводителей, Л.Н. Хитрин, О.А. Чуханова. М.: Пзд-во АН СССР, 1949.48 с.
2. Грю К.Э., Иббс ТЛ. Термодинамическая диффузия в газах: Пер. с англ. М.: Гос-техиздат, 1956.126 с.
3. Семенов Н.Н. О некоторых проблемах химической кинетики и реакционной способности. М.: Пзд-во АН СССР, 1958.64 с
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань>
САМОВОСПЛАМЕНЕНИЕ ТОПЛИВНО-ВОЗДУШНЫХ СМЕСЕЙ
САМОВОСПЛАМЕНЕНИЕ
И ЗАЖИГАНИЕ ГОМОГЕННЫХ
СМЕСЕЙ ТОПЛИВА
1.4.1. САМОВОСПЛАМЕНЕНИЕ ТОПЛИВНО-ВОЗДУШНЫХ СМЕСЕЙ
78 Глава 1.4. САМОВОСПЛАМЕНЕНИЕ И ЗАЖИГАНИЕ ГОМОГЕННЫХ СМЕСЕЙ ТОПЛИВА
Критические условия воспламенения. Согласно первой приближенной нестационарной теории рассматривают баланс системы в целом, не учитывая пространственного распределения температур в зоне горения. Это означает, что локальные значения, зависящие от температуры и концентрации, в каждой точке объема заменяют значениями при средних по объему концентрации и температуре в каждый момент времени. Физически данная модель представляет собой топливно-воздушную смесь, помещенную в сосуд с объемом V и площадью поверхности стен F (рис. 1.4.1, б). Смесь обладает бесконечно большими температуропроводностью и коэффициентом диффузии. Теплообмен осуществляется в малом слое вблизи стенок и определяется коэффициентом теплоотдачи а. В связи с большой теплопроводностью градиенты температур и концентраций по сечению сосуда равны нулю и уравнения изменения безразмерных температуры и концентрации имеют вид:
^ = (1_еоуу'”е Ап'"-ц(0-0С1); (1.4.1)
-Ап/ 0
(1-4.2)
где § = Т/Та - безразмерная текущая температура; су = СТ/Сот - безразмерная концен-л Еа
трация горючего; Агг =----- - критерий Ар-
RTa
рениуса для горючей смеси; Еа - энергия активации; m - порядок реакции по концентрации горючей смеси; £, = - безразмерное время
процесса.
Безразмерный критерий теплоотвода
_ aF
ц=рслсм-1к'
Для нахождения критических условий воспламенения рассмотрим взаимное расположение кривых тепловыделения двыд = = (1 — 0)суе-Агг/е и теплоотвода
<70ТВ = = й(0 —0СТ) в зависимости от безразмерной температуры 0 при условии пренебрежения выгоранием топлива (су = 1). Для анализа воспользуемся диаграммами, приведенными на рис. 1.4.2, при одинаковых 0О и 0СТ и различном теплоотводе ц. На рис. 1.4.2, а кривые пересекаются в точках А и В. Устойчивой является точка А. Выше нее отвод теплоты превышает тепловыделение, а ниже - тепловыделение больше теплоотвода. Любое небольшое отклонение от равновесия в точке А приводит к процессам, стремящимся вернуться в положение равновесия. Итак, в рассматриваемой точке А протекает квазистационарная реакция с малым тепловыделением и при довольно низких температурах.
На рис. 1.4.2, б кривые тепловыделения и теплоотвода не пересекаются, и смесь, следовательно, воспламеняется.
Промежуточным между двумя рассмотренными является вариант, представленный на рис. 1.4.2, в: касание кривых в точке С. Отклонение вниз приводит систему вновь к точке С, отклонение вверх может привести систему к воспламенению. Условие касания принимается за критическое условие воспламенения.
Рис. 1.4.2. Взаимное расположение кривых тепловыделения и теплоотвода:
а - смесь не воспламеняется (теплоотвод больше критического);
б - смесь воспламеняется (теплоотвод меньше критического); в - критический теплоотвод
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань»
САМОВОСПЛАМЕНЕНИЕ ТОПЛИВНО-ВОЗДУШНЫХ СМЕСЕЙ
79
В математической форме это условие выражено Н. Н. Семеновым:
Разделив одно соотношение на другое, получим квадратное уравнение, выражающее критическую температуру через температуру стенки и критерий Аррениуса:
Arr _ 1
®кр ®кр “ ®ст
Его решением будет
Окр
40 0,5Arr 1±J40 —, V с Агг
откуда
0КГ) — 0СТ 0
Кр С1 w
0ст Агг
Подставив 0кр во второе уравнение (1.4.3), можно найти критический теплоотвод |ИКр.
Приведенное решение позволяет произвести качественную оценку процесса, однако количественные соотношения для цкр, полученные при этом выводе, дают значительные погрешности. Прежде всего это обусловлено предположением незначительности предпла-менного выгорания, т.е. принятием а = 1. Несколько более близким приближением можно считать вариант, когда выгорание учитывается
таким же образом, как и при адиабатных условиях. Однако в реальных условиях при учете выгорания кривые тепловыделения имеют иной вид.
На рис. 1.4.3 показан ряд кривых скорости тепловыделения dQ / d^ в зависимости от безразмерной температуры 6 при определенных значениях критерия Агг и начальной температуры и при различном теплоотводе (меньше критического). Чем больше теплоотвод, тем меньше максимальная скорость тепловыделения. При критическом теплоотводе на кривой скорости тепловыделения отсутствует всплеск, характеризующий воспламенение. Критический теплоотвод, определенный по условию касания кривых 7 и 6, значительно больше критического теплоотвода (тангенс угла наклона прямой 7), полученного с учетом выгорания. Значения цкр можно рассчитать по аппроксимирующей формуле:
= 8е“°’85Агг/е°. (1.4.3а)
В стационарной теории предполагается, что теплопередача внутри смеси осуществляется теплопроводностью, а теплоотдача от стенки - конвекцией. При большом теплоотводе в сосуде установится квазистационарное распределение температур, так как выделяющееся в результате реакции количество теплоты полностью отводится в окружающую среду. При уменьшении теплоотвода уровень температур повышается, и после достижения определенного теплоотвода стационарное распределение температур не может существовать. Таким образом, по стационарной теории критическим условием воспламенения является невозможность стационарного распределения температур.
Рис. 1.4.3. Зависимости скорости изменения температуры dQ / da;.
7 - ц = 0; 2 - ц = 0,3; 3 - р = 0,5; 4 - р = 0,9; 5 - ц = цкр; 6 - критический теплоотвод по (1.4.3),
7 - критический теплоотвод по (1.4.3а)
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАНЬ
80 Глава 1 А. САМОВОСПЛАМЕНЕНИЕ И ЗАЖИГАНИЕ ГОМОГЕННЫХ СМЕСЕЙ ТОПЛИВА
Стационарное уравнение теплопроводности для симметричного сосуда
= 0)е-Агг/е. (1.4.4)
Ре dtf
Для аналитического решения этого уравнения Д.А. Франк-Каменецкий предложил метод разложения экспоненты. В этом методе производится разложение в ряд не самой экспоненты, поскольку при этом теряется основная особенность реакции горения - способность к лавинообразному самоускорению, а показателя экспоненты. Для этого показатель экспоненты в формуле Аррениуса представляют в виде (учитывая, что АО = 0 - 0q « 0q)
Arr _ Arr _ Arr ~ e " e0+Ae ” e0(i + Ae)/e0 ~
Arr Arr Arr
«--------^A0 =-------3,
0O e0 %
Arr где 9 = — (6-60).
%
Тогда получается приближенная зависимость скорости реакции б/0 / d^ от температуры 0:
е Агг/0 « е А,т/1,ое й. (1.4.5)
Подстановка последнего выражения и замена переменной 0 на 3 приводит уравнение к виду
7-2 + 8е3=0 (1.4.6)
с граничным условием 3 = 0 при £, = 1, где 8 = А^(1 -в0)РееАгг/9° = koe~E,RT° -
00 RT2xc&
критерий Франк-Каменецкого; Q - теплота реакции; Ре - критерий Пекле.
Устойчивое решение данного уравнения возможно только при определенных значениях параметра 8 (критерия Франк-Каменецкого), который пропорционален квадрату размера сосуда. Очевидно, что в сосудах большего размера относительный теплоотвод меньше и воспламенение облегчено. Поэтому увеличение параметра 8 приводит к неустойчивому решению, т.е. исключает стационарное распределение температур. Решением уравнения (1.4.6) найдены значения критического параметра 8кр и максимального разогрева смеси перед воспламенением ATmax =olRTq2/Е. Ниже приведены значения 51<р и коэффициента а для различных сосудов.
Сосуд.......................... Плоскопараллельный Цилиндрический Сферический
8кр........................... 0,88 2 3,32
а.............................. 1,2 1,37 1,6
de/dt е
Рис. 1.4.4. Изменение величин 0 и JO / Jc, от безразмерного времени lg^ при адиабатных условиях и постоянной начальной температуре:
1 - температура 0; 2 - скорость тепловыделения <70 / <7с,; ---------Arr = 2;-----Arr = 6; — •---Arr =10
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» JIAHd
САМОВОСПЛАМЕНЕНИЕ ТОПЛИВНО-ВОЗДУШНЫХ СМЕСЕЙ
81
Период индукции при адиабатных условиях. Стационарная теория не дает ответа на вопрос о длительности процесса при начале воспламенения. Для определения временных характеристик процесса рассмотрим нестационарное уравнение для адиабатных условий:
— = (1 -0)е“Агг/е
Решение этого уравнения позволяет найти связь температуры и скорости тепловыделения со временем.
Решения численными методами показали, что кривые изменения температуры во времени для различных топлив (имеющих разные критерии Аррениуса) имеют вид, показанный на рис. 1.4.4, а для разных начальных температур - вид на рис. 1.4.5. При адиабатных условиях реакция, какой бы медленной она ни была вначале, с некоторого момента становится заметной, т.е. смесь самовоспламеняется. Время скрытого процесса между началом его (либо моментом смешения компонентов, либо моментов впуска смеси в реакционную камеру) и моментом проявления внешних эффектов называют периодом (временем) индукции.
В первом приближении период индукции для адиабатных условий можно оценить по следующим формулам:
Д.А. Франк-Каменецкого
ti.4.7)
% сАгг/е0.
(1-60) An-
Рис. 1.4.5. Изменение температуры 0 во времени lg§ при адиабатных условиях и постоянном критерии Аррениуса: ----------ео = О,2;---ео = О,3; — • — е0 = 0,4
О.М. Тодеса
U0 J L и0 _
где Ej - функции Эйкина.
В этих решениях принималось, что в течение периода индукции выгорания горючего не происходит, т.е. о = 1, - формула (1.4.7), или оно незначительно - формула (1.4.8). Численные решения с учетом выгорания топлива позволили получить аппроксимирующее выражение в виде
Е,а =0,0125 еАгг/е°. (1.4.9)
При выводе формулы (1.4.9) было сделано предположение, что период индукции отсчитывается до момента времени, соответствующего максимуму второй производной температуры по времени. Температуру, соответствующую этой точке, принято считать температурой воспламенения. Как показывают расчеты, эта температура достаточно высока и в диапазоне 0,5 < Ап <10 может быть вычислена по формуле
е„ = 0,6е°’04л". (1.4.10)
Экспериментально период индукции измеряется по началу резкого изменения какого-либо параметра (температуры, давления, концентрации или скорости тепловыделения) в реагирующей системе. Поэтому он не является физической константой смеси, а зависит от многих факторов, в частности от начальной температуры, материала стенок (поскольку в
период индукции протекают также и цепные реакции).
Температура в точке перегиба температурной кривой
= 0,5Ап
(1.4.11)
Если принять за период горения продолжительность резкого роста температуры (см. рис. 1.4.4), то с некоторым приближением можно считать, что время горения:
Л^г = 1-60 = lz^eArr/e*. (1.4.12)
г 1-0
^е-е*
Период горения составляет незначительную часть времени воспламенения, т.е. весь процесс определяется в основном периодом
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАНв
82
Глава 1.4. САМОВОСПЛАМЕНЕНИЕ И ЗАЖИГАНИЕ ГОМОГЕННЫХ СМЕСЕЙ ТОПЛИВА
индукции. Следовательно, мероприятия по интенсификации процесса сжигания гомогенных газовых смесей должны сводиться к уменьшению периода индукции.
Период индукции при наличии тепло-потерь. Рассмотренные выше случаи относились к случаю сжигания в адиабатных условиях. В реальных системах обязательно существуют теплопотери, оказывающие значительное влияние на процесс.
Совместное решение уравнений (1.4.1) и (1.4.2) позволяет найти зависимость параметров процесса от условий теплоотвода. На рис. 1.4.6 показаны зависимости изменения температуры 0 и концентрации о для различных критериев теплоотвода. Из сравнения кривых видно, что воспламенение смеси при теплоотводе происходит за больший промежуток времени, чем при адиабатных условиях (ц = 0), а максимальная температура процесса уменьшается по сравнению с адиабатной температурой Та.
Увеличение периода индукции вследствие теплоотвода (в диапазоне 0,125 < ц / pl<p < 0,9) можно оценить по формуле
^/^т= 1,08-0,63 ц/цкр. (1.4.13)
При этом, если ц / цкр < 0,125, то условия воспламенения при теплоотводе практически не отличаются от воспламенения при адиабатных условиях.
В зависимости от условий теплоотвода максимальная температура процесса отличается от адиабатной по-разному: различие тем больше, чем ближе критерий теплоотвода к критическому. При 0 < ц / цкр < 0,9 максимальную температуру процесса можно вычислить по формуле
А
и max
< V’2
= 1 — 0,45—-—
ArrlM
(1.4.14)
1.4.2. ЗАЖИГАНИЕ СМЕСЕЙ
Зажигание смесей отличается от самовоспламенения тем, что смесь доводят до состояния воспламенения не во всем объеме одновременно, а только в малой его части, откуда волна реакции (горение) может распространиться на весь объем. При зажигании смеси необходимо в зоне воспламенения создать температуру, значительно превышающую температуру самовоспламенения, поскольку из этой зоны теплота интенсивно отводится исходной холодной смесью.
Известны три основных метода зажигания горючих смесей: накаленными телами, электрической искрой и факелом, в том числе раскаленными продуктами сгорания. В последнем случае зажигание обычно называют стабилизацией горения. Тепловая мощность источников зажигания должна быть такой, чтобы обеспечить воспламенение прилегающих слоев смеси и дальнейшее распространение зоны реакции.
Задачи устойчивого зажигания (стабилизации фронта пламени) имеют большое значение в связи с разработкой высокофорсированных двигателей внутреннего сгорания, камер сгорания газовых турбин и топочных устройств паровых котлов.
В первом приближении задачу о зажигании можно рассмотреть для смеси, находящейся в закрытом сосуде, с температурой стенок, отличной от начальной температуры смеси.
Рис. 1.4.6. Решения уравнений воспламенения при наличии теплоотвода:
Кривые.................. 1 2 3 4 5
ц / цкр................. 0 0,3 0,5 0,9 1
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАНЬ
ЗАЖИГАНИЕ СМЕСЕЙ
83
Строгая постановка задачи о зажигании накаленным телом была сделана Я.Б. Зельдовичем. Рассмотрим зажигание от нагретой стенки (рис. 1.4.7). Пусть горючая смесь с энергией активации Еа и адиабатной температуре Та заключена в плоскопараллельный сосуд. Нагретая стенка имеет температуру 0Г, а холодная Оо. Как известно, при отсутствии реакции температурная зависимость в смеси между стенками линейна, причем у стенок dO / d^<0. При наличии реакции в смеси около нагретой стенки на графике появляется выпуклость. Она увеличивается по мере повышения температуры горячей стенки 0Г, но состояние смеси остается стационарным до тех пор, пока dO / dq у горячей стенки не станет больше нуля.
Критическим условием зажигания, следовательно, будет такая температура стенки 0Г, при которой торой dO / d^r = 0. При этом условии химический процесс больше не нуждается в подводе теплоты, так как вся теплота q\, отводимая смесью к холодной стенке, полностью восполняется теплотой q^, выделяющейся в результате химической реакции в слое Д§, прилегающем к нагретой стенке. Следовательно, за условие зажигания так же, как и при воспламенении, принято равенство выделяющейся и отводимой теплоты.
Из рассмотренной схемы следует, что роль нагретого тела (или газов) сводится к созданию в слое топливно-воздушной смеси температуры зажигания, при которой количество теплоты, выделяющейся в результате
Рис. 1.4.7. Распределение температуры в горючей смеси 0Г в плоскопараллельном сосуде с различной температурой То горячей стенки:
1 - низкая температура (реакция практически отсутствует); 2 — высокая температура (зажигание); 3 - критическая температура стенки
реакции, больше, чем ее отводится из зоны зажигания. Температура зажигания всегда выше температуры воспламенения.
При зажигании импульсными источниками, например электрической искрой, появляется второе критическое условие - время действия источника. При воздействии искры на горючую смесь в течение времени, меньшего периода индукции, самовоспламенения может не произойти. Для устойчивого зажигания необходимо увеличить либо время воздействия, либо температуру (мощность) источника зажигания, что равносильно уменьшению периода индукции.
Зажигание накаленным телом в потоке рассмотрено Л.Н. Хитриным и С.А. Гольден-бергом. Принято, что накаленное тело диаметром d с температурой 0Г помещено в движущийся со скоростью w поток с температурой Оо- Вокруг нагретого тела существует неподвижная пограничная пленка толщиной Д, в которой протекает основная реакция; температура на внешней границе пленки Од. Толщина пограничной пленки намного меньше размера тела, Д « d. При таких допущениях уравнение теплоотвода принимает вид
1 j2e
Ре </'2
+ (l-0o)CTme~Arr/e
= 0.
В частном случае реакций второго порядка (что наиболее удовлетворяет экспериментальным данным) можно получить
Nu2 Arr(6r - 60)2 (1 - 0О) = Оо2(1 - 0г)20гРе,
(1.4.15)
или в размерном виде
\2Г 12
а) 2QR 2
— ^л^л
XJ TQ Та-тг J ХЕ
(1.4.16)
Очевидно, что зажигание зависит от свойств источника зажигания (его температуры, размеров) и свойств газовой смеси (кинетических констант горения, теплофизических свойств, скорости обтекания и др.).
На рис 1.4.8 приведены зависимости температуры зажигания Тг от скорости потока н' (2) и диаметра тела d (7). Как видно, температура зажигания Тг увеличивается с увеличением н' и уменьшением d.
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань»
84
Глава 1.4. САМОВОСПЛАМЕНЕНИЕ И ЗАЖИГАНИЕ ГОМОГЕННЫХ СМЕСЕЙ ТОПЛИВА
0 2 4 6 8 (Цмм
Рис.1.4.8. Зависимости температуры зажигания Тг от скорости потока w и диаметра тела d
Рис. 1.4.9. Зависимости концентрационных пределов зажигания пентана С от скорости потока w и диаметр тела d:
1 -d= 5 мм; 2 -d= 3 мм; 3 -d= 1 мм
На рис. 1.4.9 показаны зависимости концентрационных пределов зажигания С от диаметров d накаленного тела и скорости и'. Чем меньше w и больше d, тем при меньших концентрациях С горючего возможно зажигание. За пределами кривых зажигания не происходит.
В топках паровых котлов, в камерах сгорания различных типов стабилизация пламени, т.е. зажигание смеси, осуществляется чаще всего при помощи зон рециркуляции раскаленных продуктов сгорания. Такие зоны можно организовать установкой в потоке плохо обтекаемых тел, закруткой потоков и т.д.
Для стабилизаторов в виде плохо обтекаемых тел (конуса, стержня, сферы и др.) эта зависимость имеет вид
ReKp = 1,45(Ре S)2, (1.4.17)
где S = к$Ъ / г/н - критерий стабилизации; ReKp - критерий Re для критических условий зажигания; г/н - нормальная скорость распространения пламени.
1.4.3. РАСПРОСТРАНЕНИЕ ПЛАМЕНИ
В топливно-воздушной смеси источник воспламенения, например, электрическая искра или рециркулирующие газы, создает узкую зону химической реакции, которая в результате переноса теплоты и активных центров распространяется от одного слоя смеси к другому. Таким образом процесс распространения зоны реакции (распространения пламени) представляет собой ряд последовательно идущих непрерывных процессов зажигания. Эта зона быстрой химической реакции и больших градиентов температуры и концентраций является по сути фронтом пламени. Распространение этого фронта определяется процессами теплопередачи от продуктов сгорания к горючей смеси, а также диффузии различных веществ, содержащихся в исходных веществах, в промежуточных и конечных продуктах сгорания. Молекулы промежуточных продуктов реакции могут служить активными центрами, поэтому скорость их переноса может оказывать решающее влияние на скорость распространения пламени.
Скорость движения зоны реакции относительно исходной смеси, направленная по нормали к поверхности фронта горения в данном месте, называется нормальной скоростью распространения пламени г/н. Поскольку для данной смеси на единице площади поверхности фронта пламени в 1 с сгорает всегда одно и то же количество вещества т, то при перемещении плоского фронта пламени нормальная скорость распространения пламени
Z7H 1Лт / ро,
где ит - массовая скорость сгорания; р0 -плотность исходного холодного газа.
При распространении пламени в трубке радиусом R фронт пламени вследствие движения газа и конвективных токов искривляется и скорость распространения фронта пламени
^фр — ),
где F - площадь поверхности фронта пламени.
Вследствие этого скорость фронта пламени всегда выше нормальной скорости распространения пламени (за исключением плоского фронта).
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАНГ
РАСПРОСТРАНЕНИЕ ПЛАМЕНИ
85
0, dQ/dt;dz6/dtz I
Рис. 1.4.10. Зоны ламинарного распространения фронта пламени
Для исследования закономерностей распространения пламени рассмотрим движение плоского фронта пламени в трубе, заполненной горючей смесью. При зажигании смеси у одного из концов трубы фронт пламени начнет двигаться в сторону исходной смеси со скоростью ии. Выберем скорость движения исходной смеси навстречу пламени такой, чтобы плоский фронт пламени оставался неподвижным. Графически распространение квазиста-ционарного плоского фронта пламени можно представить, как показано на рис. 1.4.10. Воспламенение газа начинается в точке 0В.
До температуры 0В идет медленная реакция, сходная с реакцией в период индукции. Быстрая химическая реакция протекает и заканчивается в зоне между 0В и 0 = 1. Эту зону можно назвать химической толщиной фронта пламени 5фр. Эта величина для обычных условий горения 5фр = 0,01 ... 0,1 мм. Между температурами 0о и 0В находится зона тепловой подготовки.
В связи с пренебрежением поперечными переносами теплоты и массы (одномерное распространение пламени) время связано с координатой х через скорость распространения в виде Е, = х / г/н.
В этом случае система уравнений, описывающих изменение 0ио, примет вид:
-ц(0-0ст); (1.4.18)
d^> _ 1 б/ СУ __ 0 () т -Агг / 0
“ PeD е
(1.4.19)
с граничными условиями: 0 = 0о, су = 1 при = = -со; 0 = 0СТ, о = 0 при = оо;
d<5 г
---=-----= 0 при с = ±оо.
Для упрощения задачи принято, что теплоотвод осуществляется в пограничном слое вблизи стенок камеры:
H = a[//(Fcpp0AoCm_1)>
где U nF - соответственно периметр и площадь
^н^»Ро поперечного сечения трубы; Ре =--——.
При адиабатных условиях и Ре = Рер эта система переходит в уравнение
dS dt,
+ (1-0)
-Arr/0
С
(1.4.20)
%
0
Уравнение (1.4.20) не поддается точному аналитическому решению. Однако решение этого уравнения имеет большое значение не только для развития теории горения, но и для практики расчета горелочных и топочных устройств. Поэтому различными авторами делались попытки приближенно решить уравнение с помощью упрощающих предпосылок.
В наиболее полном виде задача решена Я.Б. Зельдовичем и Д.А. Франк-Каменецким. Исследования уравнений такого типа, прове-
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАНЬ
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ОПРЕДЕЛЕНИЕ СКОРОСТИ РАСПРОСТРАНЕНИЕ ПЛАМЕНИ
87
1.4.4. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ОПРЕДЕЛЕНИЕ СКОРОСТИ РАСПРОСТРАНЕНИЯ ПЛАМЕНИ
Для экспериментального определения скорости распространения пламени используется несколько методов: по конусу пламени в горелке Бунзена, по расходу смеси в горелке плоского пламени, с помощью бомбы постоянного давления или постоянного объема, кино- и фоторегистрацией пламени в прозрачной трубке и др.
В горелке Бунзена, представляющей собой трубку, в которую подается готовая смесь, фронт пламени представляет собой почти правильный конус. На его поверхности проекция скорости потока w на нормаль к поверхности равна скорости распространения пламени г/н (рис. 1.4.11), т.е.
wcoscp = ив.
где (р - угол между направлением потока и нормалью к поверхности пламени.
Это соотношение - закон Гуи-Михель-сона (закон косинуса) - широко используется при экспериментальных работах. Если измерить диаметр и высоту конуса, считая его правильным, то из геометрических построений легко определить г/н. Кроме того, для площади элементарной поверхности пламени dS можно составить соотношение:
uBdS = wJo,
(1.4.29)
где d<5 - проекция элемента dS на нормаль к направлению потока.
Рис. 1.4.11. Форма пламени бунзеновской горелки
Интегрируя (1.4.29) и по всей поверхности пламени, получим uBS = V. откуда ив = V / S при любой форме пламени и распределении скоростей в газе. Здесь V - расход газа сквозь все сечения горелки; S - площадь поверхности фронта пламени.
Некоторые погрешности в определении скорости распространения пламени этим методом связаны с отличием формы пламени от правильного конуса, переменностью ив из-за переменной (и неопределенной) температуры смеси непосредственно перед фронтом.
Более удобной для определения площади поверхности фронта является горелка плоского пламени, у которой выходное сопло сделано сужающимся прямоугольного сечения. Перед выходом газовоздушной смеси внутри сопла установлена насадка из слоя бусинок 1 и гофрированной ленты 2 для выравнивания скорости (рис. 1.4.12). В некоторых случаях калори-метрированием определяется количество теплоты, отводимой насадкой, и вносится поправка на теплоотвод от фронта горения. При плоском пламени
ив = VI (ab\
где а нЬ- размеры сопла; V- расход пара.
Удобными методами для определения скорости распространения пламени являются бомбы постоянного давления и постоянного объема. В бомбе постоянного давления (резиновом баллоне), наполненной исходной смесью, регистрируют изменения объема при поджигании смеси в центре. Если d$ - начальный диаметр, dK - диаметр в конечный момент времени, aw- видимая скорость перемещения стенок, то ив = w(do / ^4)3-
1 iiiiiiiiiiI оо%°о 2—HIIIIIIII
If 8
П I
Рис. 1.4.12. Горелка плоского пламени (по Паулингу и Эджертону)
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАНЬ
88 Глава 1.4. САМОВОСПЛАМЕНЕНИЕ И ЗАЖИГАНИЕ ГОМОГЕННЫХ СМЕСЕЙ ТОПЛИВА
В бомбе постоянного объема, представляющей собой сферический толстостенный сосуд, смесь, находящаяся при определенном давлении и температуре, поджигается в центре. Через имеющуюся в сосуде прорезь производят кинорегистрацию движения фронта пламени, а также записывают изменение давления в бомбе. Расчет г/н, сопряженный с графическим дифференцированием кривой изменения давления, а также другие методы расчета рассмотрены Льюисом и Эльбе, а также Постом.
К настоящему времени накоплен большой опытный материал о нормальных скоростях распространения пламени для различных газовых смесей. Рассмотрим некоторые характерные данные, показывающие порядок г/н и иллюстрирующие влияние различных факторов. На рис. 1.4.13 представлены данные для некоторых углеводородов в смеси с воздухом (содержание С) в зависимости от состава. Значения г/н = 0,3 ... 0,6 м/с. Для любой смеси имеются верхний и нижний пределы распространения пламени по концентрации. Если концентрация горючего находится вне этих пределов, то пламя в смеси не может распространяться. При приближении к концентрационному пределу скорость пламени стремится не к нулю, а к определенной граничной скорости. Установлено, что на пределе распространения пламени практически для всех смесей граничная скорость близка к 0,05 м/с.
С ростом давления р скорость г/н для воздушных смесей снижается, а концентрационные пределы С несколько сужаются (рис. 1.4.14).
Рис. 1.4.13. Изменение нормальной скорости распространения пламени ин в зависимости от содержания углеводородных топлив С в воздухе при атмосферном давлении:
1 — этилен; 2 — метан; 3 - пентан; 4 — ацетилен
Рис. 1.4.14. Влияние давления р на скорость ин распространения пламени ацетилено-воздушной смеси
Рис. 1.4.15. Влияние начальной температуры Т на максимальную скорость распространения пламени wH тах в газовоздушной смеси:
1 - Н2; 2 - СО (влажная); 3 - СН4; 4 - СО (сухая)
Повышение начальной температуры смеси Т приводит, как это вытекает из рассмотренных выше теоретических выводов, к увеличению г/н (рис. 1.4.15).
1.4.5. СПОСОБЫ СЖИГАНИЯ ГАЗООБРАЗНЫХ ТОПЛИВ
При сжигании газообразных видов топлив обычно используется три способа организации процесса, отличающиеся принципом и количеством подаваемого воздуха (рис. 1.4.16).
При сжигании заранее перемешанных газовых смесей в горелку подается однородная газовая смесь (см. рис. 1.4.16, а). Поскольку массообменные процессы осуществлены заранее в смесителе 7, то после воспламенения горючей однородной смеси ее выгорание будет определяться только кинетикой протекающих реакций. Поэтому горение заранее перемешенной и однородной газовой смеси называют кинетическим горением газа. Тонкая зона горения газа, образующая фронт пламени, имеет обычно ярко голубой цвет и четко выде-
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство«Лань» ЛАНЬ
СПОСОБЫ СЖИГАНИЯ ГАЗООБРАЗНЫХ ТОПЛИВ
89
Рис.1.4.16. Схемы организации сжигания газа:
а - однородная заранее перемешанная смесь (а > 1); б - горение с частичным предварительным смешиванием (а < 1); в - диффузионное горение; 1 - камера-смеситель; 2 - горелка; I- газ; II- воздух
б)
ляется в пространстве вблизи горелки. Длина факела невелика и при уменьшении скорости истечения из горелки конус пламени укорачивается.
При скорости истечения равной или меньшей скорости распространения пламени возможен проскок пламени в горелку. Минимально допустимая скорость истечения газовой смеси по условиям отсутствия проскока называется нижним пределом устойчивости пламени (по скорости смеси).
Верхний предел устойчивости кинетического факела определяется условием отрыва факела от сопла горелки: wCM = — ии.
Развитие горения кинетического факела газовой смеси подчиняется закономерностям, рассмотренным ранее (1.4.1) и (1.4.2), и определяется условиями распространения пламени. Факел при горении заранее перемешанных однородных газовых смесей имеет небольшие размеры и слабую излучательную способность. Такие пламена считают в энергетике "несветящимися". Ввиду указанных обстоятельств этот способ сжигания газовоздушных смесей не имеет широкого распространения в промышленных установках и применяется в лабораторных приборах и небольших нагревательных устройствах.
При сжигании газообразного топлива с частичным предварительным смешиванием (рис. 1.4.16, б) в смеситель подается только часть требуемого для полного сгорания газа воздуха (асм < 1), а остальной воздух, необходимый для горения, поступает из окружающей среды. Схема развития процесса выгорания газового факела при частичном предварительном смешивании (асм < 1) представлена на рис. 1.4.17.
В устье горелки образуется четко выраженный конусообразный фронт 1 горения газовой смеси, развитие которого определяется кинетическими закономерностями горения однородной газовоздушной смеси. Однако в
смеси избыток горючего газа и его остаток вместе с продуктами горения сгорания, двигаясь вдоль оси струи, смешивается с окружающим воздухом и догорает по закономерностям диффузионного факела. При этом образуется слабосветящийся наружный конус 2, внутри которого идет диффузионное горение газа.
Таким образом, пространство, занимаемое факелом, разделяется на три области. В области факела, расположенной между горелкой и фронтом кинетического горения газовоздушной смеси, движется еще не начавшая гореть смесь газа и воздуха. Между фронтом кинетического горения и наружной границей диффузионного факела находится избыточный газ в смеси с продуктами горения и диффундирующим в эту смесь воздухом. Вне диффузионной зоны горения движется смесь продуктов горения с воздухом.
Длина основных зон горения (кинетического и диффузионного) зависит от содержания воздуха в предварительно подготовленной смеси. С уменьшением асм длина зоны кинетического горения уменьшается, а зоны диффузионного горения возрастает.
Рис. 1.4.17. Схема горения газового факела при недостаточном количестве воздуха в смеси (асм < 1):
1 - фронт кинетического горения газа заранее перемешанной смеси; 2 - зона диффузионного горения газа; I- горячая смесь; II- воздух; III- продукты горения и воздух
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» JIAHd
90
Глава 1.4. САМОВОСПЛАМЕНЕНИЕ И ЗАЖИГАНИЕ ГОМОГЕННЫХ СМЕСЕЙ ТОПЛИВА
Газовая смесь, двигаясь к фронту кинетического горения, нагревается за счет тепломассообменных процессов в этой области. При этом возможно протекание окислительных реакций и термического расщепления углеводородных соединений газа с образованием формальдегидов. В случае нехватки кислорода в газовой смеси формальдегид разлагается на СО и Н2, которые легко взаимодействуют с О2. В случае нехватки кислорода возможно образование сажи и продуктов химической неполноты сгорания. При этом факел начинает приобретать оранжевое свечение.
Таким образом, для обеспечения полного сгорания газа большую роль приобретают процессы смесеобразования. Частичное предварительное смешивание способствует обеспечению полноты сгорания газа и улучшает теплообменные характеристики газового факела. Этот способ сжигания широко применяется в бытовых газовых нагревательных приборах и в промышленных установках.
Диффузионное горение газа характеризуется раздельной подачей газа и воздуха в горелку (см. рис. 1.4.17, в). При этом смесеобразование происходит в процессе их взаимной диффузии.
Характерной особенностью диффузионного горения, в отличие от рассмотренного выше предварительно перемешанной газовоздушной смеси (кинетического горения), является раздельная подача газа и воздуха в объем, в котором происходит горение. При этом процесс горения осуществляется по мере молекулярного перемешивания газа с кислородом воздуха. Следовательно, скорость горения определяется двумя процессами: взаимной диффузией горючего и окислителя и химическими реакциями в образовавшейся газовоз-дущной смеси. Обычно принимают, что скорость перемешивания здесь значительно ниже скорости химических реакций, т.е. процесс определяется только диффузией.
В соответствии с режимом движения потоков различают ламинарное и турбулентное диффузионное пламя. При ламинарном диффузионном горении в зоне факела (рис. 1.4.18, а) можно обнаружить пять зон: топлива (газа) 1, окислителя 2, смеси топлива с продуктами сгорания 5, смеси окислителя с продуктами сгорания 4 и фронта пламени (зону горения) 3. При этом зона горения располагается там, где за счет молекулярной диффузии получается смесь, близкая к стехиометрической. Толщина
этой зоны зависит от скорости химических реакций и при чисто диффузионном горении принимается бесконечно малой.
Диффузионное горение при турбулентном режиме (рис. 1.4.18, б) характеризуется отсутствием четкого деления на зоны продуктов сгорания, смеси воздуха с продуктами сгорания и смеси газов с продуктами сгорания. Все эти зоны сливаются с зоной продуктов сгорания, во всем объеме которой происходит горение отдельных микрообъемов. В то же время на начальном участке факела можно видеть зону интенсивного горения, внутри которой имеется зона с преобладающим содержанием газа, а снаружи - с преобладающим содержанием воздуха. Четкая граница между зонами отсутствует. По структуре турбулентное диффузионное пламя напоминает микро-объемную модель турбулентного горения перемешанной смеси.
Форма диффузионного факела может быть определена по закономерностям развития свободных турбулентных струй. В то же время А.В. Арсеевым отмечено, что в отличие от профиля динамических напоров в поперечных сечениях свободной струи, в горящем факеле кривая динамических напоров пересекает нулевую линию под некоторым углом. Поэтому у границ факела скорости газов приближаются
Рис. 1.4.18. Строение ламинарного (а) и турбулентного (б) диффузионного факела
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАН1>
92
Глава 1.5. ГОРЕНИЕ ЖИДКОГО ТОПЛИВА
Рис. 1.5.1. Изменение давления насыщенных паров жидких топлив ps в зависимости от температуры Т:
1 — бензин Б-70; 2 — этиловый спирт; 3 — бензол; 4 — топливо Т-1; 5 — зимнее дизельное топливо;
6 — летнее дизельное топливо
Рис. 1.5.2. Распределение давлений паров, кислорода и температуры у поверхности горящей капли жидкого топлива (в предположении плоской пленки): -------------давление паров и кислорода;
— •----температура; Ai -координата зоны горения;
Л — толщина приведенной пленки
Как и при горении СО около поверхности углеродной частицы, для оценки влияние горения паров непосредственно у поверхности капли (в пограничном слое или приведенной пленке) можно воспользоваться критерием Семенова
где Кп — константа скорости реакции горения паров в предположении реакции первого порядка. (В действительности реакция может иметь другой порядок, например второй. Качественные выводы, полученные в предложении реакции первого порядка, сохраняют силу и в общем случае); D - коэффициент диффузии кислорода в газовой смеси (среднее значение); aD - коэффициент массообмена.
При небольших значениях критерия Se роль горения паров в пограничном слое невелика, основное количество паров выносится в окружающий газовый объем и сгорает там по законам горения гомогенных смесей. Это происходит в случае мелких капель, когда велик коэффициент диффузионного обмена
ар = NudD / 8,
где 8 - диаметр капли.
При Se < 0,4 можно полностью пренебречь горением паров в пограничном слое у
поверхности капли так же, как и горением СО в пограничном слое у поверхности углеродной частицы.
Напротив, при больших значениях критерия Se пары интенсивно выгорают в пределах пограничного слоя. При Se со горение диффузионное. Пары, встречаясь с кислородом, мгновенно реагируют и сгорают в очень тонкой зоне (практически на поверхности горения). В этой зоне достигается относительно высокая температура горения Тг. Теплота отводится в окружающую среду и, частично, к поверхности капли. Количество теплоты, подводимой к поверхности, затрачивается на прогрев жидкости, ее испарение и нагрев паров.
Схематически распределение давлений (концентраций) паров и кислорода, а также температуры у поверхности капли, представлено на рис. 1.5.2. Наряду с линиями температуры для диффузионного горения, представлено распределение температуры и для более низких значений критерия Se.
Физико-химические представления о горении капель топлива получены на основе экспериментальных исследований, которые позволили обосновать модель процесса.
1.5.2. ДИФФУЗИОННОЕ ГОРЕНИЕ КАПЛИ ЖИДКОГО ТОПЛИВА
Теория диффузионного горения капли жидкого топлива впервые и в наиболее общей
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» JIAHI)
1.5.3. СЖИГАНИЕ ЖИДКОГО ТОПЛИВА В ФАКЕЛЕ
РАСПЫЛИВАНИЕ ЖИДКОГО ТОПЛИВА
97
б) А)
6) е)
Рис. 1.5.3. Схемы форсунок для распиливания жидкого топлива:
а — прямоструйная; 6 — центробежная; в — ротационная с вращающейся чашей;
г — высокого давления; д — низкого давления; е — комбинированная;
I— топливо под давлением; II — воздух; III— пар (сжатый воздух); IV — воздух низкого давления; V— пар
Для определения среднего диаметра капли б/ср используют, в частности, критериальные зависимости вида
где D — характерный геометрический размер (диаметр сопла); We = Dw2pr 1(5- число Вебера (для форсунок с распыливающей средой); w — относительная скорость распылителя и распыливаемой жидкости; рг - плотность распылителя (окружающей среды); о - коэффициент поверхностного натяжения жидкости; Lp = &D I (у2жрж) - число Лапласа; рж - плотность распылиаемой жидкости; vr - кинематическая вязкость распылителя (окружающей среды); Re = vvD / v>f< - число Рейнольдса (для механических форсунок); GT / G^ - удельный расход распылителя (для форсунок с распыливающей средой).
Число We характеризует соотношение инерционных сил распыляющего потока и сил поверхностного натяжения жидкости, число Lp - соотношение сил вязкости и поверхност
ного натяжения жидкости. При расчетах используют и другие системы критериев.
С повышением температуры распыливаемой жидкости поверхностное натяжение изменяется незначительно. Однако при этом заметно уменьшаются силы внутреннего (вязкости) трения. Поэтому для уменьшения вязкости и улучшения распыливания мазута перед сжиганием подогревают до 90 ... 120 °C, что облегчает также условия транспорта его трубопроводам. Для подогретого мазута влияние вязкости на тонину распыливания оказывается несоизмеримо меньшим влияния инерционных сил и сил поверхностного натяжения. Таким образом, размеры получающихся капель зависят от особенностей форсунки и уменьшаются с уменьшением выходного ее отверстия, с понижением поверхностного натяжения жидкости, с увеличением относительной скорости капли и среды и плотности последней.
Для механической центробежной форсунки (см. рис. 1.5.3, 6) тонина распыливания определяется в основном скоростью истечения жидкости, которая завит от перепада давлений на форсунку Ар. Средний размер капель б/ср обратно пропорционален перепаду давлений
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» Л АНв
Глава 1.5. ГОРЕНИЕ ЖИДКОГО ТОПЛИВА
90’35 ”0’5 и прямо пропорционален диаметру
щей средой важнейшим фактором, определяющим тонину распыливания. является отно-
Распиливание мазута форсунками с распиливающей средой. Для распыливания
мазута применяют пар давлением 0.5 ... 2.5 МПа.
“ и прямо пропорционален на-
0,3 ... 0, 35 кг/кг мазута.
вместе с паровыми и снабжают общей изоля
ваемый компрессором, имеет давление 0.3 ...
форсунками. При механическом распылива-
нических примесей в мазуте
зута рекомендуется поддерживать около 2,5е
Перед высоконапорными форсунками с
90 ... 100°С, марок 100 и 100 В
Паровые высоконапорные форсунки ха
вает затраты на собственные нужды.
различных конструкций.
Паровые форсунки характеризуются высоким качеством распыливания.
чения необходимой тонины распыливания мазута не рекомендуется. В связи с этим более
потерям с уходящими газами, а также к усиле-
форсунок.
позволяющие регулировать
рециркуляцией мазута, вращающиеся и др.).
ным распиливанием мазута воздух не только распиливает топливо, но и интенсифицирует
РАСПЫЛИВАНИЕ ЖИДКОГО ТОПЛИВА
99
Рис. 1.5.4. Комбинированная газомазутная горелка типа ГМГм:
1 - заглушка; 2 - мазутная форсунка; 3 - газовоздушная часть; 4 - лопаточный завихритель вторичного воздуха; 5 - лопаточный завихритель первичного воздуха; 6 - монтажная плита; 7 - место установки запальника; М- мазут; П - пар; В\ - первичный воздух; В\ - вторичный воздух; Г - газ
пыливания (давление воздуха 0,5 ... 2,5 МПа) могут быть использованы форсунки, предназначенные для парового распыливания.
В форсунках с распыливающей средой низкого давления (см. рис. 1.5.3, Э) применяют воздух под давлением 0,002 ... 0,007 МПа. Через форсунку подают 50 ... 100 % воздуха, необходимого для сгорания мазута, поэтому такие форсунки имеют относительно большие размеры. Мазут к форсунке поступает под небольшим давлением (0,003 ... 0,2 МПа).
Применение комбинированных форсунок (например паромеханических) позволяет получить широкое регулирование по расходу и уменьшить расход пара на собственные нужды.
К комбинированным могут быть отнесены ротационные форсунки. Ротационные форсунки не требуют тщательной фильтрации мазута, дают хорошее распыливание и обладают широким диапазоном регулирования производительности (15 ... 100 %). Недостатками таких форсунок являются сложность конструкции и шум при работе. В последнее время благодаря указанным положительным особенностям ротационные форсунки начинают находить все расширяющееся применение, как автономные мазутные форсунки, так и в комбинированных газомазутных горелках.
Широкое распространение находят комбинированные газомазутные горелки, предназначенные для раздельного и совместного сжигания мазута и газа. За основу создания таких горелок принимают обычные газовые горелки, в центральную часть которых уста
навливают мазутную форсунку. Имеются горелки как с периферийной, так и с центральной раздачей газа.
На рис. 1.5.4 показана комбинированная газомазутная горелка типа ГМГм. Такие модернизированные горелки предназначены для раздельного сжигания жидких топлив и природного газа. В ряде случаев допускается использование горелок и для совместного сжигания топлив. Давление мазута перед форсункой 2 МПа, давление пара на распыливание мазута до 0,2 МПа, давление газа 3800 Па. Диапазон регулирования о номинальной тепловой мощности 20 ... 100 %.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Сполдинг Д.Б. Основы теории горения. М.: Госэнергоиздат, 1959
2. Варшавский Г.А. Горение капли жидкого топлива (диффузионная теория). М.: Изд-во БТН, 1945.
3. Сполдинг Д.Б. Горение капли при высоких давлениях // Вопросы ракетной техники. 1960. № 10.
4. Гольдсмит М., Пеннер С. О горении индивидуальных капель топлива в окислительной атмосфере // Вопросы ракетной техники. 1955. № 2; 1957. № 4.
5. Теория топочных процессов / Под ред. Г.Ф. Кнорре, И.И. Палеева. М.: Энергия, 1966.
6. Основы практической теории горения / Под ред. В.В. Померанцева. Л.: Энергоатомиз-дат, 1986.
Издательство «Лань» ЛАНв
СТАДИИ ГОРЕНИЯ
101
ziv/v ;zik/k,%
Рис. 1.6.1. Относительное выгорание летучих AF/ V(I) и кокса АЛТ/ К (2) в зависимости от относительного выгорания Ab / b частиц
твердого топлива:
-----по опытам Ю.А. Финаева;
*---по опытам Б.Д. Кацнельсона
Уравнение теплового баланса для частицы, двигающейся в потоке горячих газов, можно написать в предположении, что отсутствует градиент температуры по сечению частицы (Bi < 1). Для периода до интенсивного выхода и горения летучих (отсутствуют эндо- и экзотермические реакции разложения органической массы топлива) это выражение имеет вид:
тчсч
dT4 ch
= а
пов
ПОВ’
(1.6.1)
где сч, ач - соответственно удельная теплоемкость и степень черноты материала частицы; FnoB - площадь поверхности частицы; Тг, Тч -соответственно температура потока газов и частицы; о0 _ коэффициент излучения абсолютно черного тела.
Анализ процесса удобнее проводить для сферической частицы. Отличие формы реальной частицы от сферической можно учесть соответствующими коэффициентами, например, коэффициентом формы. Следует отметить, что при попадании частиц неправильной формы в камеру сгорания, их острые углы и кромки обгорают быстрее и частицы приобретают форму, близкую к сферической.
Тогда, подставив в уравнение теплового баланса (1.6.1) тпч = л83рч / 6, Fn0B = л8 , ак = = NuXr / 8, получим следующее дифференциальное уравнение прогрева частицы:
(1.6.2)
где рч - плотность частицы; 8 - размер частицы; Хг - теплопроводность газов.
Критерий Нуссельта Nu рассчитывается с учетом относительного движения частицы в потоке газа. Решение этого дифференциального уравнения возможно только численными методами.
Анализ процесса прогрева относительно мелких частиц размером (8 < 10-3 м), попавших в высокотемпературную зону (Тт > 1200 К), показал, что доля лучистой составляющей теплообмена меньше 30 %, а ошибка в расчетах времени прогрева при учете только конвективной составляющей не превышает 10%. С уменьшением размера частицы погрешность расчетов уменьшается. При высоких температурах, а также при крупных частицах роль лучистого нагрева увеличивается.
Интегрирование уравнения (1.6.2) при учете только конвективной составляющей дает следующее выражение текущей температуры частицы:
Тч = Тг - (Тг - Гч0) exp(-3Bi Fo), (1.6.3)
где Тчо - начальная температура частицы, К; Bi=aK8/(2X4) - критерий Био; Fo=4Хгт/(счрч8) -критерий Фурье.
Если необходимо рассчитать полное время прогрева инертной сухой частицы, то из формулы (1.6.3) можно получить
(1.6.4)
где Q / <2шах _ отношение количества теплоты, воспринятого частицей, к максимально возможному при данной температуре потока.
Это отношение с достаточной точностью можно принять равным 0,95 для определения полного времени нагрева частицы:
(1.6.5)
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАН1>
102
Глава 1.6. ГОРЕНИЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
Знак «меньше» в неравенстве (1.6.4) отвечает частичному нагреву.
Сушка частиц высоковлажного топлива. Экспериментальные исследования структуры влажного материала, подвергающегося сушке, позволили выделить внутри исследуемых частиц четыре характерных зоны: внешнюю газовую, в которой все поры осушены (жидкость может присутствовать лишь в виде адсорбционных пленок); внешнюю двухфазную, в которой наряду с осушенными порами имеются изолированные жидкие включения, а связанной жидкой системы не существует; внутреннюю двухфазную, в которой наряду с осушенными порами и изолированными жидкими включениями существует связанная сис тема заполненных жидкостью пор, выходящая на внешнюю поверхность зоны; внутреннюю жидкостную, в которой сохраняется начальное влагосодержание.
Если отвод пара от зоны испарения настолько интенсивен, что капиллярные механизмы переноса не обеспечивают подпитку жидкостью осушаемых пор на периферии частицы, то в процессе сушки образуется (в той или иной степени) размытый движущийся фронт сушки, разделяющий частицу на внешнюю зону, в которой все поры осушены, и внутреннюю, в которой практически сохраняется начальное влагосодержание. Пространственный перемещающийся фронт сушки включает в себя вторую и третью зоны. Такой режим получил название быстрого режима сушки, или режима с движущимся фронтом испарения.
По мере дальнейшего увеличения интенсивности сушки ширина движущегося фронта уменьшается и, в предельном случае, становится бесконечно малой. В качестве предельного случая, когда ширина фронта сушки равна нулю, а процессами влагопереноса можно пренебречь (изменение влагосодержания в теле происходит только за счет испарения жидкости), может быть рассмотрена задача Стефана. Процесс сушки в постановке Стефана формулируется в виде трех дифференциальных уравнений (одномерная постановка), два из которых уравнения прогрева частицы до фронта испарения влаги и за ним:
Р1С1 = divt-Z^rad^O-.T))
ОТ
(0<r<Q;
(1.6.6а)
р2с2 оТг^>т) = div(-X2grad(r20',T))
ОТ
(£<г<7?ч), (1.6.66)
где Xi, Л-2 и Ci, С2 соответственно коэффици енты теплопроводности и теплоемкости частицы до фронта испарения (индекс 11 и за ним (2); pi, р2 плотность соответственно сухой и влажной зоны; г. R4 соответственно текущий и начальный радиусы частицы; координата фронта испарения влаги: т время; 7i(f.t). ?2(г,т) текущая температура соответственно до фронта испарения и за ним.
Третье уравнение описывает перемещение фронта испарения влаги:
+ИР1^,
дг дг дт
(1-6-7) где г скрытая удельная теплота испарения; IV начальное влагосодержание частицы, кг/кг.
Процесс сушки начинается после того, как поверхность частицы прогревается до тем пературы фазового перехода, поэтому на первом этапе решается только одно уравнение прогрева при следующих начальных и гранич ных условиях:
Tl(r,V) = T<1- C, = R4;
qm=«Лтг - + ctfljr,4 - '/Д/ОИ-
(1.6.8)
Как только поверхность частицы достигнет температуры фазового перехода, начинается перемещение фронта испарения влаги, при этом к системе уравнений (1.6.7), (1.6.8) необходимо добавить еще одно граничное условие:
Т^, т) = Tfc, т) = 7,;., (0 < Q < Ю, (1.6.9) где 7фп температура фазового перехода.
Сухой материал частицы, через который фронт сушки уже прошел, покрывается сеткой ветвящихся трещин, поэтому фильтрационное движение паров можно не рассматривать После окончания сушки (£ = 0) дальнейшее изменение температуры по сечению частицы снова будет описываться только одним дифференциальным уравнением прогрева. Полученная система уравнений может быть решена только с помощью численных методов, например, методом контрольного объема, подробно рассмотренным М. Патанкарой.
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство«Лань»
ь
ЛАНь
СТАДПП ГОРЕНИЯ
103
Сопоставление расчета процесса высокоскоростной сушки в постановке Стефана с экспериментальными данными, полученными для крупных частиц ирша-бородинского и березовского углей (оч = 0,003 ... 0,03 м) в диапазоне температур 1000 ... 1373 К, скоростей газового потока 0,1 .. 6 м/с и концентрации кислорода в потоке 0 до 21 %, показало, что расчетные координаты фронта испарения влаги отличаются менее чем на 8 % по сравнению с данными, полученными на шлифах крупных частиц бурого угля, подвергнутых сушке.
Выделение летучих веществ. С некоторого момента времени из частицы натурального топлива начинают интенсивно выходить летучие вещества, которые насыщают пограничный слой, окружающий частицу. Летучие вещества являются продуктом разложения органической массы топлива и состоят из сложных химических веществ: смол, кислот, фенолов; высококалорийных и неконденси-руемых газов (Hi, СН4, СО, воды разложения и др. Количество их и состав зависят от вида топлива, температурного уровня и времени протекания процесса, а также ряда других условий. Процесс термического разложения отдельных составляющих топлива, по-видимому, представляет собой разрыв физикохимических связей внутри них с образованием многочисленных нестойких активных промежуточных продуктов. Последние очень быстро реагируют между собой, в результате чего образуются более устойчивые продукты термолиза. Таким образом, можно предположить, что «тормозящим» процессом, определяющим весь ход процесса, является первичный распад исходных составляющих топлива. Скорость выделения продуктов термолиза, образующихся в результате разрушения определенной группы связей,
<Цт,/Са)'От = Ц1 (1.6.10)
где V, доля продуктов термолиза данной группы в общем количестве продуктов, получающаяся за время т в результате разрушения связей данной труппы; Со, доля продуктов термолиза данной группы в общем количестве продуктов термолиза, получающаяся при полном разрушении связей данной труппы; 0 < г, < Со,; т время процесса; кг ков станта скорости реакции, характеризующей разрушение связей данной группы; ир порядок реакции; обычно его принимают равным 1,
что для реакций разложения вполне допустимо в первом приближении.
Будем считать, что константа скорости реакции подчиняется зависимости Аррениуса
А, = Ар, ехр[£ /
где Т температура процесса, в общем случае являющаяся функцией времени т.
В случае изотермических условий процесса
я
-e4>(-^))J.
(1.6.11) где К суммарное количество летучих, выделяющихся к моменту времени т; п число групп реакций, учитываемое при описании процесса термолиза; Со, количественная характеристика определенной труппы реакций, причем, если Со, выражается в относительных величинах, то Си + Ск +... + Сои = 1 и 0 < F< 1; J-'o суммарное количество летучих, которое может выделится при полном термическом разложении органической (или сухой) массы данного топлива.
Многие исследователи (М.Ф. Струнников, З.Ф. Чуханов, А.П. Кашуричев, Ю.Н. Корчунов, Р.С. Тюльпанов и др.) занимались определением текущего состава летучих, кинетикой процесса, нахождением констант скоростей реакций разложения, энергий активации реакций Е, порядка реакций и т.д. Однако единого подхода к решению этой задачи не существует и приходится пользоваться теми или иными упрощениями в зависимости от условий процесса.
В некоторых случаях для частиц натурального топлива при прогреве необходимо учитывать тепловые эффекты реакций разложения и горения летучих веществ. Входящие в формулу плотность и теплоемкость частиц зависят от характеристик топлива, от условий процесса и поведения частиц при нагревании. Обобщение опытных данных характеристик широкой гаммы натуральных топлив позволяет рекомендовать для расчета удельной теплоемкости сухой массы топлива следующую зависимость:
с.-с.о+ЛЦГ, 273). (1.6.12)
где счо начальная теплоемкость сухой массы частицы при Тчо = 273 К; А\ коэффициент; значения счо, Ai, рчо приведены в табл. 1.6.1.
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство«Лань»
ь
ЛАН?
104
Глава 1.6. ГОРЕНИЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
1.6.1. Значения удельной теплоемкости сч0, плотности рч0 н коэффициент Ах наиболее характерных топлив
Топливо Ai -103, кДж/(кг-К2) счо при 273 К, кДж (кг-К) р.ю при 313 К, кг/кг
Антрацит и тощий уголь 0,63 0,92 1550 ... 1680
Каменный уголь 1,46 0,96 1350... 1550
Бурый уголь 1,9 1,09 1100... 1350
Сланец 1,25 1,047 1610... 1770
Фрезерный торф 2,5 1,3 800 ... 900
Древесина 0,209 0,712 700
Мазут 2,512 1,737 970 ... 1000
После воспламенения летучих происходит быстрый прогрев частицы до температуры, равной температуре потока газов или превышающей ее. Для оценки времени прогрева частицы (в секундах) до момента воспламенения летучих в среде с концентрацией О2, равной 10 ... 21 %, можно воспользоваться эмпирическими зависимостями, предложенными:
для мелких частиц (8 < 10 3 м) ВЛ. Бабием
Ч.Л = 5,3-1014Лв ^Т-^б0-8;
(1.6.13а)
для крупных частиц (8 > 5-10 3 м) при температуре газового потока Д = 1173 ... 1373 К и скорости обтекания (относительного движения) тготн = 0,1 ... 3 м/с В.К. Любовым и С.М. Шестаковым
Чл = 1013ABJt27-y-8^"(l + и£“),
(1.6.136)
где ^в.л2, в.лз ^7 в.1ь с в.п опытные коэф фициенты ( табл. 1.6.2). Роль излучения в этих формулах учитывается.
Для частиц размером 10 3 < 8 < 5-10 3 м можно применять любую из зависимостей, но зависимость (1.6.136) имеет то преимущество, что она учитывает скорость относительного движения частицы в потоке.
Горение летучих веществ (гомогенных смесей, содержащих множество компонентов, диффундирующих от поверхности частицы навстречу кислороду). Время выхода и горения летучих (в секундах) в среде с концентрацией кислорода Cq2 = 10 ... 21 % может быть также описано эмпирическими выражениями, например:
для мелких частиц (8 < 10 3 м) В.И. Бабия Атг л = 0,5 • 10Чг, л182; (1.6.14а)
для крупных частиц (5 > 5-10 3 м) В.К. Любова и С.М. Шестакова
Лг„=1оЧ^8“(1 + и£“),
(1.6.146) где А"ГЯ1, А"гл2> т г.п5 п г.п, с г.п опытные коэффициенты (табл. 1.6.2).
Горение летучих, как и прогрев частиц, относительно быстрый процесс по сравнению с горением коксового остатка.
Горение коксового остатка. Изменение массы частицы во времени горения коксового остатка
— -Gcl/cFnoB> (1.6.15) ах
где Gc скорость выгорания углерода, кмоль/(м~с); Мс = 12 кг/кмоль молекулярная масса углерода.
Если принять, что частица имеет форму шара и выгорает только по наружной поверхности, то уравнение выгорания частицы
(58 _ 2ЛТС & Рч С’
а время выгорания до размера 8
(1.6.16)
(1.6.17)
Полное время выгорания частицы можно определить, приняв 8 = 0. Как видно из формулы (1.6.15), задача выгорания коксовой частицы сводится теперь к нахождению поверхностной скорости горения углерода Gq.
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань»
КИНЕТИКА ОСНОВНЫХ РЕАКЦИЙ ПРИ ГОРЕНШ1УГЛЕРОДА
105
1.6.2. Коэффициенты, характеризующие влияние различных параметров на продолжительность отдельных стадий процесса горения частицы
Величина Уголь
Азейскии Б Черемховский Д Интинский Кузнецкий
д д 2СС Г
кц.а2 5,42 5,81 3,55 2,55 0,8 3,93 0,85 2,31 0,75 2,76
Св.п (мо111< 1 M/CJ 0,08 0,08 0,08 0,09 0,17 0,11 0,13
Св.п (Нош 1 М/С) 0,16 0,16 0,16 0,17 0,17 0,19 0,22
Аг. и2 / А'г.п1 4,31 4,55 8,76 8,32 1,6 13,19 1,4 8,45 1,55 10,52
»гл 1,16 1,16 1,26 1,28 1,35 1,13 1,32
?«г.п 1,9 1,9 1,87 1,83 1,79 1,79 1,78
(мо111< 1 М/С) 0,13 0,13 0,13 0,14 0,17 0,16 0,17
(Мош '' 1 М/С) 0.44 0.45 0.46 0.49 0.57 0.55 0.56
Примечание. Для всех марок углей HF.n — 4; г/1ел — 0,5.
1.6.2. КИНЕТИКА ОСНОВНЫХ РЕАКЦИИ ПРИ ГОРЕНИИ УГЛЕРОДА
Основной стадией горения твердого топлива является горение коксового остатка, который содержит достаточно чистый углерод. Горение углерода гетерогенный процесс, определяемый как кинетикой горения (на поверхности и в глубине) углеродного массива частицы, так и диффузионным переносом кислорода и продуктов сгорания у горящей поверхности частицы. На кинетику процесса большое влияние оказывает структура углеродного материала частицы твердого топлива. Наиболее распространенные в природе виды чистого углерода алмаз и графит. Графит аморфное углеродное образование, имеющее структуру, состоящую из хаотически расположенных кристаллитов. Он является поликри-сгаллическим материалом: его поверхность образована различными кристаллографическими поверхностями. Размеры кристаллитов в графите колеблются в широких пределах, от десяти до десятков тысяч ангстрем. Углерод кокса топлива практически чистый углеродный материал, по своей структуре он близок к графиту. Кроме того, в процессе сжигания топлива (даже жидкого и газообразного) обра
зуется сажа или нефтяной кокс также чистый углерод.
Кристаллографическими исследованиями углерода коксового остатка частиц твердого топлива установлено, что они имеют Кристал литные включения и даже отдельные монокристаллы. Чем старше топливо, тем больше в нем кристаллитных включений.
Таким образом, углерод топлива имеет неоднородную структуру поверхности.
Наряду с такой микрокристаллической неоднородностью поверхность углерода топлива имеет и другой вид неравномерности порозность. Углеродная поверхность изрезана огромным количеством микротрещин и пор самой разнообразной формы и размеров Поры, проникая глубоко внутрь углеродной частицы и соединяясь между собой, образуют обширную внутреннюю поверхность углеродной частицы, иногда значительно превосходящую внешнюю. При определенных условиях окислитель может проникнуть глубоко в поры и тогда реакция происходит и внутри частицы, на ее внутренней поверхности внутреннее реагирование.
Имеется обширный экспериментальный материал, отражающий взаимодействие угле-
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство«Лань»
ь
ЛАН?
106
Глава 1.6. ГОРЕНИЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
рода с кислородом и другими газами в различных температурных и концентрационных условиях. К настоящему времени можно считать общепризнанным последовательный стадийный характер окисления углерода. Считается, что взаимодействие углерода с окислителем (О2, СО2, Н2О) протекает с участием промежуточных нестабильных образований, которые в течение более или менее длительного времени находятся в адсорбированном состоянии на наружной поверхности углеродного массива и на поверхности пор. Таким образом, взаимодействие идет через образование адсорбированного слоя газа на углеродной поверхности. Адсорбция может происходить под воздействием разных сил: физического притяжения, химических сил и др. При адсорбции такая поверхность стремится образовать химические связи с веществом соприкасающейся с ней фазы. Такой вид адсорбции называют хемосорбцией (химическая адсорбция). Это главный вид адсорбции на поверхности углерода. При взаимодействии углерода коксовых частиц с кислородом в процессе хемосорбции образуются оксид СО и диоксид СО2 углерода, которые принято считать первичными продуктами окисления. При этом происходит глубокое объединение атомов кислорода и углерода с образованием сложных гипотетических соединений типа СхОу. Эти соединения (комплексы) распадаются по истечении некоторого времени с выделением СО и СО2. Вследствие стадийного характера скорость этого процесса будет определяться скоростью протекания наиболее медленной стадии.
При топочных температурах для горения угля в воздухе можно пренебречь нестацио-нарностью реакций горения, так как сорбционные процессы протекают в этих условиях практически мгновенно, и считать, что данному количеству поглощенного углем окислителя отвечает стехиометрическое количество выделяющихся продуктов реакции. Механизм горения в этих условиях приобретает ввиду быстротечности сорбционных процессов, как бы. мгновенный, ударный характер (см. по С. А. Аррениусу).
Основными газами, реагирующими с углеродом кокса топлива или с углеродом сажи, являются кислород, углекислота, водяной пар. Независимо от того, по какому механизму развивается окисление углерода, будем считать, что первичными продуктами горения являются углекислота и оксид углерода. При
высокой влажности сжигаемого топлива, когда в продуктах сгорания может находиться значительное количество водяных паров, или при окислении углерода водяным паром (при «мокрой» газификации) в первичных продуктах возможно появление водорода и метана. При одновременном получении ряда первичных продуктов существует возможность взаимодействия углерода с несколькими окислителями если только они будут находиться в кон такте с углеродной поверхностью. Таким образом, для горения углерода характерно многообразие реакций. Механизм этих реакций весьма сложен и детально еще не выяснен, что затрудняет создание единой, научно обоснованной и полностью доказанной расчетной схемы выгорания углерода.
Основным итогом процесса горения углерода при высоких температурах является соединение кислорода с углеродом по реакци ям С + О2 = СО2 и 2С + О2 = 2СО. Эти реакции принято называть первичными. Наряду с ними у поверхности горящей углеродной частицы возможно взаимодействие образовавшегося оксида углерода с диффундирующим из объема кислородом: 2СО + О2 = 2СО2, а на поверхности горящей частицы возможно восстановление образовавшейся углекислоты: С + СО2 = = 2СО. Эти реакции обычно называют вторичными. При определенных условиях либо первичные, либо вторичные реакции могуч играть основную роль в процессе горения. Каждая из реакций имеет свой тепловой эффект q, знак которого может быть различным.
При высокотемпературном горении углерода протекают следующие основные итоговые реакции на внешней поверхности частицы и на поверхности пор:
1. С + О2 = СО2 + 395 кДж/моль;
2. 2С + О2 = 2СО + 219 кДж/моль;
3. С + СО2 = 2СО 175.5 кДж/моль;
3' . С + Н2О = СО + Н2 130,5 кДж/моль;
3" . С + 2Н1О = СО2 + 2Н2 132 кДж/моль;
3"'. С + 2Н2 = СНд 74,9 кДж/моль.
(1.6.18)
В условиях встречной диффузии продуктов неполного сгорания от поверхности углеродного массива в потоке окислителя, диффундирующего навстречу им из окружающего частицу объема, неизбежно их взаимодействие (вблизи углеродной поверхности):
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство«Лань»
ь
ЛАН?
КИНЕТИКА ОСНОВНЫХ РЕАКЦИЙ ПРИ ГОРЕНШ1 УГЛЕРОДА
107
4.2СО + О2 = 2СО2 + 571 кДж/моль;
4'. 2Н2 + О2 = 2Н2О +231 кДж/моль;
4". CH4 + 2От = СО2 + 2Н2О +
+ 892 кДж/моль;
4"'. СО + Н2О = СОт+Нт +40.4 кДж/моль.
(1.6.18а)
Рассматривая высокотемпературное горение, можно принять упрощенное выражение для скорости реакций исходя из первого порядка реакций по компоненту, находящемуся в недостатке. Скорость гомогенной реакции горения может зависеть от концентраций обоих участвующих в реакции компонентов. Однако опытные данные показывают, что в основном скорость горения СО, Н2 и СН4 определяется содержанием этих компонентов в смеси и лишь при малых концентрациях ки слорода начинает зависеть также от содержания последнего. Примем, что изменение ков стант скоростей реакций от температуры подчиняется закону Аррениуса. Тогда для каждой реакции справедливо
Ei
dGi =CtkGie RTdx, (1.6.19)
где i номер реакции.
Имеется обширнейший экспериментальный материал по определению кинетических констант реакций углерода различных видов топлива с газами. Следует отметить, что эти данные, полученные с применением различных экспериментальных методик на разных видах углеродного материала, отличаются большим разнообразием. В табл. 1.6.3 представлены пределы энергии активации Еа, полученные в различных исследованиях для реакций взаимодействия углерода с газами. Большое различие энергий активации даже для одного вида углеродного материала вызвано не только его неоднородностью, но н недостаточно строгим учетом диффузионного влия
ния. Многие исследователи ввиду трудности разделения реакций 1 и 2 С с О2 используют суммарные константы этих реакций, определение которых также затруднено вследствие большого теплового эффекта реакций, приводящего к разогреву поверхности частиц н искажению констант.
Обработка опытных материалов по кинетике взаимодействия углерода с газами в полулогарифмических координатах Аррениуса показывает (см. рис. 1.3.2), что линии зависимости логарифма константы скорости реакции (IgA) от обратной температуры (1 / Т) по мере роста температуры сходятся, что позволяет сделать предположение о наличии некоторой условной точки полюса. Введение полюса, в котором сходятся линии констант скорости реакций, позволяет связать между собой энергию активации и предэкспоненциальный множитель в зависимости Аррениуса, либо выразить константу скорости реакции, зная только энергию активации, через координаты полюса А* и 7*.
По мере повышения температуры линии констант скоростей сближаются и начиная с некоторой температуры, близкой к температуре сублимации углерода, должны сливаться в одну, так как исчезают различия, вызванные разной структурой кокса отдельных углей и строением решетки углерода кокса.
Это явление находит свое подтверждение в исследованиях Е.С. Головиной реакций углерода с углекислотой, водяным паром и кислородом при температурах выше 2500 К.
Исследования Л.А. Вулиса, В.В. Померанцева н других показывают, что между энергией активации различных реакций углерода с О2 и СО2 для одного и того же кокса имеется определенная связь. На основании анализа многочисленных опытных данных можно принять следующие отношения энергий активации различных реакций:
1.6.3. Кажущаяся энергия активации Ея для различных реакции кДж/моль
Реакция Электродный уголь Кокс разных топлив
С + О2 = СО2 210 ..90 140. . 75
2С + О2=2СО 210.. . 140 125 . . 85
С + СО2=2СО2 100.. . 360 200 .. 100
С + Н2О = со + н2 160.. . 330 140 .. 180
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань»
108
Глава 1.6. ГОРЕНИЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
Е2/Е1 =1,1; Е3/Е\ = 2,2; Е3./Ех = 1,6.
Отсутствие опытных данных по кинетике этих реакций на совершенно одинаковых углеродных поверхностях не позволяет проверить эти соотношения в широких пределах. Однако использование представленных соотношении для практических расчетов дает удовлетворительные результаты. Таким образом, зная энергию активации только для одной реакции углерода кокса, можно легко получить константы остальных реакции (см. рис. 1.3.2).
Влияние внутреннего реагирования. Реальные углеродные частицы имеют пористую структуру, и при проникании газов внутрь пор на внутренней поверхности частицы также могут происходить реакции. Обычно рассматривают пористый углеродный массив частицы твердого топлива или как однородный объем, равномерно заполненный порами сферической формы, или как объем, рассеченный плоскими либо цилиндрическими каналами Ни одна из предложенных схем не может претендовать на полное соответствие физике процесса, и результаты, получаемые по разным методикам в различных конкретных условиях, значительно различаются.
Рассмотрим углеродную частицу' как однородный объем, в котором равномерно распределены поры сферической формы. Для упрощения предположим процесс изотермическим и изохорическим. Погрешности при этом, как показывают расчеты, сравнительно невелики. Примем, что в потоке отсутствуют пары воды и температура процесса относительно низка; при этом Se —> 0 и реакцией догорания СО можно пренебречь. При принятых допущениях для баланса потоков каждого газообразного компонента внутри элемента объема неограниченной пластины получим следующую систему дифференциальных уравнений:
d2p3 А,+А2 .
RT dx2 RT ” ”
Dt d2p2 = k1P1 —k3p2 r
RT dx2 RT "
Dj d2p3 = A2p, +A,p2 F
RT dr2 RT "
(1.6.20) где Dt коэффициент внутренней диффузии; F, площадь внутренней поверхности в единице объема частицы, м^/м3.
Коэффициент внутренней диффузии зависит от порозности частицы отношения объема пор к полному объему частицы: тп = ~ I пор 1 I' ч-
В простейшем предположении
Ег = mD,
где D коэффициент диффузии в свободных условиях при той же температуре.
Коэффициент внутренней диффузии зависит и от размера пор материала. В очень мелких порах, размер которых сравним с длиной свободного пробега молекул газа, диффузия определяется иными условиями, чем в свободном пространстве. Экспериментальные данные по внутренней диффузии кислорода при атмосферном давлении в образцах топлив с различной первоначальной плотностью углерода ро (г/см3), зависящей от порозности, ап проксимированы А.А. Отсом зависимостью
Д = (0,004 + О,О75р0)(Г / Д). (1.6.21)
Решение первого уравнения системы (1.6.20)
Pi = Лехр^8е(^ + Вехр^-8е(^, где Л и В коэффициенты, которые находятся из граничных условий; на поверхности частицы при х = А (полуширина пластины) pi =Рю, а в центре пластины при х = 0 (исходя из условий симмет-
ч dp, /(/с, + Д)КД2
рил) -ЕЕ = 0; Sef = Д-1----^-L— кри_
dx । Di
терий Семенова для внутреннего реагирования кислорода в пластине.
При температуре процесса ниже 1500 К можно пренебречь влиянием реакции С + + СО2 —> 2СО на горение внутри пор, что значительно упрощает формулы для потоков ком понентов. Величиной, количественно характеризующей внутреннее реагирование, является отношение граничного потока (внутри частицы) одного из газообразных компонентов, участвующих в реакции окисления, к суммарному потоку того же компонента. Наиболее удобной является оценка доли внутреннего реагирования по кислороду как наиболее активному компоненту. Для неограниченной пластины толщиной 2 А доля внутреннего реагирования
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство«Лань»
ь
ЛАН?
КИНЕТИКА ОСНОВНЫХ РЕАКЦИЙ ПРИ ГОРЕНШ1 ^ЛЕРОДА
109
Ро2
QhTO
^liO + ^10
1
t ! (l-m)^ +£2)A Z>fSefthSe,
________1_______
I + (1 - m)Se,2 ^ASe^thSe,
/г +/д>
где G10 =-^-p10(l-m)
(1.6.22)
поток кисло-
рода, расходуемый на поверхности; 1 т доля наружной поверхности, занятой углеродом.
Для сферической частицы дифференцн альное уравнение внутренней диффузии кислорода (первое уравнение системы (1.6.20)) примет вид:
А
RT
( d2Pi dr2
2 dpy
Д i ^20?i)
RT г dr2
*j + К г-RT Р' ‘‘
(1.6.23)
Тогда решение этого уравнения
РуГ = Аех
где гч наружный радиус частицы; А и В
постоянные; Se.- — I---------- крите-
В данное выражение входят два безразмерных критерия подобия Se, и Ft гч (или Ft А). В зависимости от их значений, а также от по розности изменяется доля внутреннего реагирования. При высоких температурах значения Se, могут быть большими даже для частиц малых размеров (из-за высоких значений к\ и кА- Для Se, > 40 имеем cth Se,~ 1 (fhSe,»1).
Тогда
Во„ ---------------;------ (1.6.25)
' 1+(1-т)8е,/(Д,,)
Значения Fz имеют порядок десятков тысяч (м2/м3). Для мелких частиц Ft гч << (1 m)Se, п РО2 » Flr,/[(l-mSef]«l. т.е.
доля внутреннего реагирования в мелких частицах при высоких температурах будет небольшой.
В крупных частицах при данных условиях Ft гч сравнимо с (1 m)Se,. Если окажется, что Fl гч (1 m)Se„ то Ро2 «1. Однако в реальных условиях доля внутреннего реагирования в крупных частицах при высоких температурах будет небольшой, так как процесс переходит в диффузионную область и кислород будет поглощаться (реагировать) на по верхности частицы.
При низких температурах значения Se, оказываются небольшими ввиду невысоких значений кх и Аз.
1 Se-
Если Se, < 0,55, то cfhSe# ~---t--
1 Sef 3
рий Семенова для внутреннего реагирования кислорода в сферической частице; постоянные А и В находятся при условии г = гч, р\ = рю, г = 0, dipir1) / dr = 0.
Используя это решение, можно аналогично случаю плоской пластины получить выражение для доли внутреннего реагирования кислорода в сферической частице:
Ро2
__________1__________
,, (l-m)Se?
7rr4(SefrthSef -1)
(1.6.24)
2 l-b3(l-FH)Sef/(TrrJ
Если при этом частицы очень мелкие и Ft гч <’< 3(1 т)8ег, то
Ро2 'P(l-m)Se?]«l.
Для крупных частиц Ft гч 3(1 m)Se, Ч Ро2 ~ 1-
Из приведенных зависимостей очевидно существенное влияние порозности. Зависимости доли внутреннего реагирования Ро2 от температуры Т для углеродных частиц разной порозности представлены на рис. 1.6.2.
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
ь
ЛАНь
Издательство «Лань»
110
Глава 1.6. ГОРЕНИЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
Рис. 1.6.2. Зависимости доли внутреннего реагирования ро^ от температуры Т для углеродных частиц различной порозности (данные В.В. Померанцева):
1 - горение электродного угля в слое, 8 = 1СГ2 м, 777 = 0,1; 2 - горение антрацита в слое, 8 = 0,3-10-2 м, 777 = 0,01; 3 - то же в факеле, 8 = 4*10-7 м
Приведенный анализ внутреннего реагирования справедлив в условиях негорящего пограничного слоя. При высоких температурах, а также когда концентрация О2 мала в сравнении с концентрацией СО2 и Н2О, следует учитывать, что выгорание углерода в порах может происходить в основном за счет реагирования с СО2 и Н2О, используя приведенную выше методику.
На выгорание пылевых частиц (при грубом помоле) высокореакционных топлив (каменных и бурых углей и торфа) большое влияние оказывает диффузионное внешнее сопротивление. Выгорание кислорода на поверхности частиц относительно велико, поэтому учет внутреннего реагирования не имеет большого значения. При слоевом сжигании крупнокускового топлива процесс обычно протекает при высокой температуре (за исключением топок с кипящим слоем) и близок к диффузионному, поэтому с внутренним реагированием при горении в слое также можно не считаться. Оно сказывается при сравнительно невысоких температурах. Изменение видимой энергии активации в соответствующих условиях учитывается при обработке опытных данных по горению топливных частиц с внутренним реагированием.
Как известно, в условиях высокотемпературного горения углерода топлива учет внутреннего реагирования в большинстве случаев дает сравнительно малые поправки.
Рис. 1.6.3. Схема диффузионного горения зольного топлива: (а*зл - толщина зольной оболочки; А - толщина пограничной пленки)
Влияние зольной оболочки. Для топлив, обладающих высокой зольностью (сланца, некоторых каменных углей), явления, связанные с внутренней диффузией, могут иметь место даже при высокотемпературном процессе. Зольная оболочка, нарастающая в процессе горения, является причиной дополнительного сопротивления диффузии (рис. 1.6.3).
При учете внутреннего реагирования (с кислородом) можно ввести приведенную константу скорости горения, суммарно учитывающую поверхностное и внутреннее реагирование,
*.„=^+*2+—^-(1-6.26) Ao dr
Здесь считаем частицу сферической, но не учитываем объема пор, т.е. не вводим множителя (1 - т).
В предположениях для квазистационар-ной задачи процесс горения протекает в диффузионной области, причем внешнее диффузионное сопротивление мало по сравнению с диффузионным сопротивлением зольной оболочки. Концентрация кислорода на внешней границе зольной оболочки совпадет с концентрацией в газовом объеме pi3JI =р\^ а концентрация О2 на поверхности горящего массива (внутренняя граница зольной оболочки) равна нулю.
Диффузионный поток кислорода в этих условиях
и
Dj Р1л.
RT хзл ’
(1.6.27)
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство«Лань» ЛАНЬ
ОБЛАСТИ II СХЕМЫ ГОРЕНИЯ УГЛЕРОДНЫХ ЧАСТИЦ
111
где D, коэффициент внутренней диффузии сквозь зольную оболочку.
Если считать процесс квазистационар-ным и идущим при горении до ССЬ (для простоты не учитываем реакцию 2), то поток кислорода определится количеством выгоревшего углерода:
-Fij рсгАзя / с/т.
Сопоставляя выражения потоков, приходим к уравнению
*2Л__ Д Ал =0 (1.6.28)
A RT рсхэл
В начале процесса при т = 0 и хзя = 0 решение уравнения (1.6.28) будет иметь вид (нарастание зольной оболочки):
(1.6.29)
При этом скорость выгорания углерода
G =G = lD'Pl^Pc с 1 ( 2/<7т
(1.6.30)
Из выражения (1.6.30) следует, что скорость выгорания углерода изменяется с течением времени обратно пропорционально т/т" ввиду нарастания зольной оболочки. В ряде работ горение зольного топлива рассмотрено более подробно с учетом кинетического сопротивления и нестационарности процесса. Имеются опытные данные, подтверждающие наличие зольной оболочки при горении высокозольных топлив, она зафиксирована с помощью микрофотосъемки.
При размоле угля значительная масса внешней золы и частично внутренней, расположенной в топливе в виде зерен разных размеров, отделяется от угля. Если отделение золы не произошло полностью, то при горении угля возможны два случая:
1) температура горящей частицы достаточно высока, и зола на ее поверхности расплавляется и собирается в виде отдельных капель. В этом случае доля реакционной поверхности, занятой зольными каплями, небольшая, и они практически не затрудняют доступа кислорода к горящей углеродной поверхности. Несмачиваемость углеродной поверхности каплями золы может привести к срыву капель с поверхности и ее очистке;
2) температура горящей частицы меньше температуры плавления золы. По мере выгорания частицы на ней может образоваться пористая зольная оболочка, которая постепенно нарастает, затрудняя диффузию кислорода к поверхности. В этом случае ее необходимо учитывать, как показано выше.
Расчеты показывают, что даже при внутренней зольности топлива 30 ... 35 % и выгорании частицы до 50 % скорость выгорания частицы уменьшается всего на 10 ... 12 % без учета разрушения золовой пленки.
Таким образом, при сжигании топлив с умеренной зольностью ее влияние на горение можно не учитывать.
1.6.3. ОБЛАСТИ И СХЕМЫ ГОРЕНИЯ УГЛЕРОДНЫХ ЧАСТИЦ
При горении углеродной частицы кисло род расходуется и непрерывно подводится из окружающего газового объема, а продукты сгорания отводятся от поверхности. Таким образом, химический процесс горения сопровождается физическим процессом встречной диффузии. Следствием одновременности этих процессов является определенное распределение концентраций (парциальных давлений) продуктов сгорания и кислорода у поверхности горящей частицы. Распределение концентраций тесно связано с условиями процесса. Примерное распределение концентраций Сг, парциальных давлений рг и температур Т. и потоков G у поверхности горящей углеродной частицы показано на рис. 1.6.4. Задача о горении углеродной частицы в наиболее полной форме представлена в работах А.С. Предводи-телева, Л.Н. Хитрина и В.В. Померанцева. Несколько разный подход к рассмотрению выгорания не приводит к принципиальному различию результатов.
Выгорание углерода при сухой газификации, когда концентрация паров воды в потоке мала и не оказывает заметного влияния на процесс горения. В этом случае необходимо учитывать одновременное протекание трех гетерогенных реакций на углеродной поверхности и одной гомогенной реакции горения СО в объеме около поверхности при наличии сопутствующих диффузионных процессов. Закономерности диффузионного переноса можно определять по аналогии между обменом массой и теплотой. Тогда поток диффундирующего вещества. кмоль/(м2-с),
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА^
Издательство«Лань» ЛАНЕ
112
Глава 1.6. ГОРЕНИЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
Рис. 1.6.4. Распределение парциальных давлений pi (концентраций С;), температуры Т и потоков газовых компонентов G) вблизи поверхности горящей углеродной частицы при отсутствии паров воды
С7 ар(Спо С об),
(1.6.31)
где Спо, Соб - концентрация веществ соответственно по поверхности и в объеме.
Процессы, происходящие в пограничном слое, наиболее просто учитывать методом приведенной пленки (под "пограничным слоем" понимается область газа вблизи поверхности частицы, фактически отвечающая приведенной пленке). Будем считать, что в ядре потока, омывающего частицу, имеет место интенсивный молярный перенос, вызванный турбулентными пульсациями, а в пределах условной пограничной пленки осуществляется только молекулярный перенос. В связи с этим основной газовый поток однороден и в нем в областях, близких к приведенной пленке, отсутствуют градиенты температур и парциальных давлений, в то время как приведенная пограничная пленка область ярко выраженных градиентов (см. рис. 1.6.4).
Пользуясь понятием приведенной пленки, принимаем, что ее толщина А одинакова около всей поверхности горящего куска. Тогда поток диффундирующего вещества
(1.6.32)
Из (1.6.31) и (1.6.32) имеем
\ = D!aD, (1.6.33)
или А / 6 = D / («о 6) = 1 / Nup,
где 6 - характерный размер углеродного массива, м.
Отсюда очевидно, что размер приведенной пограничной пленки определяется условием:
для плоской частицы
А = 6/Nup;
для шаровой частицы
A = 6/(Nup-2).
(1.6.34а)
(1.6.346)
В формулах (1.6.32) и (1.6.33) коэффициент диффузии D (в м2/с) рассчитывается при условиях, исключающих молярный перенос. Вообще говоря, в пределах приведенной пограничной пленки ввиду неизохоричности реакций 2, 3 и 4 имеет место молярный перенос. Новые объемы, получающиеся в результате этих химических реакций, нарушают равновесие масс и вызывают стефановский поток. В этих условиях более строго представить потоки компонентов в виде:
dC
G = -D— + wC, dx
(1.6.35)
где w - скорость молярного переноса.
Это вносит существенные усложнения в решение задачи. Для простоты будем пренебрегать изменением объема реагирующих веществ и заменим действительные реакции гипотетическими с равным объемом исходных и конечных веществ. При сухой газификации эти реакции таковы:
1. С + О2^СО2;
2. 2С+ О2 2СО;
3. С + СО2 -► 2СО;
4. 2СО + О2 2СО2.
Как показано в работах Л.Н. Хитрина и В.В. Померанцева, это предположение, значи-
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАНБ
ОБЛАСТИ II СХЕМЫ ГОРЕНИЯ УГЛЕРОДНЫХ ЧАСТИЦ
113
тельно упрощая решение, дает погрешность не более 15 % Кроме того, будем считать, что приведенная пленка изотермична и находится в стационарном состоянии. Оба эти предположения достаточно справедливы для мелких частиц. Используя данные Б.Д. Кацнельсона и Ф.А. Агафоновой, можно показать, что для частиц размером около 10 4 м разница температур между поверхностью горящей частицы и окружающей средой даже в начальной части воздушного потока не превысит 100 °C. Время установления стационарного состояния пограничного слоя составит только 1 % времени выгорания частицы данного размера.
Рассмотрим высокотемпературное горение, при котором гетерогенные реакции протекают на внешней поверхности частицы настолько интенсивно, что можно пренебречь реакциями внутри пор. В пределах приведенной пленки протекает реакция горения оксида углерода, и в зависимости от условий происходит частичное или полное его сгорание. Скорость данной гомогенной реакции определяется первым порядком реакции по компоненту. находящемуся в недостатке. Можно составить систему уравнений баланса потоков О2, СО2 и СО в элементе приведенной пленки и получить граничные значения этих потоков вблизи углеродной поверхности с учетом трех гетерогенных реакций.
Распределение парциальных давлений в приведенной пленке в общем случае представлено на рис. 1.6.4 (здесь и далее индексами при р, С и G обозначены компоненты: О2 1; СО2 2; СО 3; Н2 4; Н2О 5). В пределах приведенной пленки возможно различное соотношение между парциальными давлениями СО и О2. Около углеродной поверхности кислород чаще всего находится в недостатке, т.е. р\ < /?з, а около внешней границы приведенной пленки А /?з < рх. В первой зоне выгорание СО определяется концентрацией кислорода, а в третьей концентрацией СО.
Уравнение баланса потоков на элементе dx с учетом стехиометрии реакции 4 (если пренебречь кривизной поверхности) имеет вид dGi = IdG^ = dG^, но dGl = —^-p^dx,
(1.6.36)
где Ад константа 4-й реакции; х координата.
Максимуму кривой /’г(О) с абсциссой А] удовлетворяет условие Pi = Рз = /Лд (см. рис. 1.6.4). Воспользуемся формулой молекулярной диффузии для плоского слоя
G, =---------- и продифференцируем
RT dx
ее пох:
D d2p}
RT d.d
Приравняв ее к выражению (1.6.36), приходим к уравнению
^а-^.й=о. (1.6.37,
dx U
Решение (1.6.37) будем искать в виде
где А и В постоянные, определяемые из граничных условий: х = 0, р\ = х = Ai, р\ = =Pw-
Комплекс ^ТсдA2 /d , который получается при решении этого уравнения, имеет смысл критерия подобия, характеризующего отношение потока вещества, поглощенного гомогенной реакцией догорания 4, к его диффузионному потоку. Этот критерий Семенова позволяет оценить роль этой реакции в выгорании углеродной частицы:
Se = Jkj?/D, или Se =
(1.6.38)
После интегрирования уравнения (1.6.37) получим выражение для распределения парциального давления (концентрации) кислорода в области 0 < х < Ах:
/?]Ash(Se .х/A) + рх osh(Se (Л, - х) / а) А - shfSeA! / А) ’
(1.6.39)
где Sh(Sex/A)= exp(Sex/A)-exp(-Sex/A)
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань>
114
Глава 1.6. ГОРЕНИЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
Поток кислорода в этой области
„ Ф1
(/1 =--------=
RT dx
= -aD----ch{Se х!А) -
D ft^hfSeA./A)' IA| v ' ’
-/?10ch(Se(A] j)/A)]_
Учитывая, что кислород на поверхности углеродного массива расходуется по реакциям 1 и 2 с константами к\ и к2. получим выражение, определяющее поток кислорода на поверхности частицы (х = 0):
ctpSe
10 /<7sl>(SeAl/A)'-/lA|
-PioC^SeAj/A)] = -А‘р32Рю-
KI
(1.6.40)
Комплексы kJ(iDii k2l<iD, которые получаются из этого соотношения, имеют смысл диффузионно-химических критериев подобия на транице. Назовем их химическим критерием Нуссельта:
NuMM=frI/aD=JV,
Для трех реакций, идущих на поверхности, соответственно имеем Nx, N2 и N3. Из выражения (1.6.40) находим
(1.6.41)
После подстановки в уравнение (1.6.37) выражения для р3 (1.6.39) и интегрирования находим поток СО. Для этого потока на поверхности частицы получаем соотношение, учитывающее, что образование СО идет по реакциям 2 и 3:
6» . (16.42)
К1
Используя граничное условие (1.6.42), находим постоянную интегрирования в выражении для G3, а затем, интегрируя „ D dp,
=----------— при граничных условиях х = О,
Дз = Дзо и х = Аь р-s = рЗД1, находим р3(х) и G3(x).
Аналогично можно получить выражения для р2 и G2. Затем рассматриваем область А] < х < А, но считаем, что реакция горения 4 первого порядка по СО, т.е. что
dG3 = — p3dx . Тогда получаем потоки и концентрации компонентов, выраженные через А] и /?]Д . в пределах второй концентрационной области и на ее границах. Следует иметь в виду, что в пределах пограничной пленки должно выполняться условие д = Р\ + р2 +Дз = =Д1д т Дгд + Д3д, т.е. суммарное давление реагирующих компонентов должно быть величиной постоянной.
Сопоставляя потоки О2 и СО при х = Ai, получаем уравнения, из которых можно определить А / А3 н рх/х, а затем находим выраже ния для концентраций и потоков на внешней границе приведенной пленки. Эти потоки и определяют интенсивность выгорания углерода, расход окислителя и соотношение количеств СО н СО2, выходящих за пределы пограничной пленки.
При сжигании высоковлажных топлив, таких как торф, бурые угли, древесина, анализ процесса горения значительно усложняется по сравнению с горением относительно сухих топлив. Число реакций возрастает, и можно принять, что при высокотемпературном горении углерода будут одновременно идти реакции, приведенные выше. Все эти реакции имеют разную скорость и, следовательно, по-разному влияют на процесс горения.
Расчеты скорости конверсии СО водяным паром 4"' показали, что при температуре около 1400 ... 1500 К константа скорости реакции Ад- примерно в 20 раз меньше константы реакции 4 н на семь восемь порядков меньше, чем у реакции 4'. Поэтому для этих условий будем пренебрегать конверсией СО водяным паром. Можно также не учитывать реакции 3"'. Наличие высокореакционного свободного водорода приводит к тому, что кислород, диффундирующий к частице, начинает интенсивно расходоваться по реакции 4'. Константа скорости реакции 4' (при температуре около 1500 К) значительно больше константы скорости реакции 4 и, следовательно, реакцией догорания СО в пограничном слое можно пре
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань>
ОБЛАСТИ II СХЕМЫ ГОРЕНИЯ УГЛЕРОДНЫХ ЧАСТИЦ
11S
небречь. Будем считать, что догорание СО происходит в объеме основного потока дымовых газов.
В этом случае выгорание коксовой частицы будет определяться следующими гипотетическими реакциями, идущими без изменения объемов (что дает небольшую ошибку в конечных выражениях для потоков компонентов):
1.С + О2 ->2СО2;
2.2С+О2 —* 2СО;
3 С + СО2->2СО;
3'. С + 2Н2О —> СО + Н2;
4'. 2Н2 + О2->2Н2О.
Примем, что приведенная пленка изотермична и находится в стационарном состоянии, а парциальные давления СО и Н2 на внешней границе пленки равны нулю. Будем считать, что скорость гомогенной реакции горения водорода в пределах приведенной пленки прямо пропорциональна концентрации компонента, находящегося в недостатке, т.е. водорода. Запишем систему дифференциальных уравнений потоков компонентов, диффундирующих сквозь элемент dx пограничной пленки (считаем пленку плоской):
dG,—-—^-dx; (1.6.43а)
' HTdx'
ГУ d^1
dG, - Р А; (1.6.436) 1<Т dx'
ГУ d"^
dG. = - Ps dx. (1.6.43b) RT dx2
Количество кислорода, поглощенного в гипотетической реакции 4'.
AG, = -^-/>,dx. (1.6.44)
с/2 ру _
d{x//S.Y D
(1.6.45)
Обозначим по-прежнему комплекс fr4.A2/r> = Se2.
Но в данный комплекс входит константа скорости реакции 4' вместо константы скорости реакции 4. Решение уравнения (1.6.45) будет
Se— -Se—
р1 = Ле &+Ве (1.6.46)
Приравнивая потоки кислорода, диффундирующие к частице и поглощаемые в реакци ях 1 и 2, и используя граничные условия, аналогичные ранее рассмотренным, определяем коэффициенты А и В. После преобразований получим распределения:
парциального давления кислорода по толщине приведенной пленки
e~2Se(Se - А\ - N2) + Se + IV; + N2
Г se—
x e~2s (Se Ni N2)e 4 +
—Se—1
+ (Se + jVx +N2)e A ;
потока кислорода
_ ___________Р1д8е___________
RT -TV2) +Se++N2
™ Se^
X e“-be(Se-7V1-A2)e д +
(Se+A^ -f-7V2>e л -
С учетом стехиометрии реакции 4'
dGy=dG4 = 2dG5.
Приравнивая друг другу правые части (1.6.33а) и (1.6.34) и вводя безразмерную координату х/А. получаем
Решая уравнения (1.6.33a) (1.6.33в) и
др., найдем соответствующие зависимости для парциальных давлений и потоков остальных компонентов. Для потока углерода с учетом стехиометрических соотношений получим
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство«Лань»
ь
ЛАН?
116
Глава 1.6. ГОРЕНИЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
GC
RT || + Л',
+ -J—{й0,5Л3. + 1+7V3-
+ йМ +
ZSee^ Д', -^2Л',+(Л', + Л'2)(2 + Л'3.)Л'3 + Л'3.(Л'.; -1-7V3) 1+2V3 е^ЦВе-Л,-ATJ+Se+AT, + Л'2
При достаточно больших значениях Se, когда темп поглощения кислорода не влияет на распределение его концентрации в пограничном слое, можно принять, что постоянная А = 0 в формуле (1.6.46). Решение уравнений для этого случая приведено в работе В.В. Померанцева и С.М. Шестакова. Однако громоздкость полученных выше решений (1.6.29) (1.6.39) затрудняет их использование при обработке опытного материала и расчетах. В связи с этим могут быть рассмотрены некоторые частные случаи, характерные для различных условий горения топлива, в которых конечные выражения значительно проще.
Схемы горения углеродных частиц. По мере роста температуры, т. е. возрастания скорости реакций догорания СО и Hi, а также увеличения толщины пограничного слоя кислород все в большей степени расходуется на догорание СО и Н2 в пределах приведенной пленки. При этом можно рассматривать три случая:
1) схема горящего пограничного слоя кислород несмотря на реагированиес СО и Н2 достигает поверхности, и может протекать его прямое взаимодействие с углеродом. Такая схема горения возможна при сравнительно невысоких температурах и небольшой толщине пограничного слоя;
2) схема двойного горящего пограничного слоя кислород не достигает углеродной поверхности, расходуясь полностью в пределах приведенной пленки на догорание СО и Н2. В этом случае выгорание углерода происходит только по восстановительным реакциям С + СО2 = 2СО и С + Н2О = СО + Н2, а пограничный слой делится на негорящую и горящую зоны, причем зона горения располагается внутри приведенной пленки между двумя гонами, в которых горение отсутствует. Обычно такая схема имеет место при высокой температуре процесса и горении довольно крупных углеродных частиц или при слоевом горении;
3) схема с негорящим пограничным слоем скорость горения СО и Н2 невелика, и, следовательно, их горение в пределах приве
денной пленки практически не влияет на распределение концентраций компонентов, прежде всего кислорода. В этом случае в пределах приведенной пленки происходят только диффузионные процессы, а СО и Н2 выходят из приведенной пленки и сгорают в газовом потоке. Такой случай имеет место при горении мелких углеродных частиц в условиях умеренных температур (1200 ... 1600 К), характерных для существующих пылеугольных топок.
Анализ процесса горения удобно проводить с помощью критерия Se. Согласно расчетам, при Se < 0,4 можно пренебрегать горением СО и Н2 в пределах приведенной пленки и применять для анализа процесса горения углеродных частиц схему негорящего погранично го слоя. Для 0,4 < Se < 2 при анализе необходимо учитывать горение СО и Н2 в пределах приведенной пленки и применять схему горящего пограничного слоя. При Se > 2 применяется схема двойного горящего пограничного слоя. Если Se 100, то зона взаимодействия СО и Н2 с О2 станет настолько тонкой, что эти реакции будут происходить на поверхности горения в объеме приведенной пленки Если процесс протекает в диффузионной или кинетической области, получаемые выражения можно еще упростить (при горении в диффузионной области к Ор, а при горении в кинетической области к<< ссо).
Двойной горящий пограничный слой. При критерии Se 2 можно применять схем) двойного горящего пограничного слоя, по которой толщина приведенной пленки разбивается на три зоны (см. рис. 1.6.4): 1 и 3 только молекулярной диффузии компонентов; 2 взаимодействия продуктов неполного сгорания углерода СО, Н2, СН( с диффундирующим им навстречу О2.
Рассмотрим горение коксовых частиц сухих каменных углей. Так как концентрация водяных паров в потоке относительно невелика, можно не учитывать реакций водяного пара с углеродом кокса и Н2 с О2 в пределах приведенной пленки. Пусть температура процесса
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань>
ОБЛАСТИ И СХЕМЫ ГОРЕНИЯ УГЛЕРОДНЫХ ЧАСТИЦ
117
настолько высока, что скорость реакции СО с О2 велика и Se > 100. Горение протекает по реакциям: С + СО2 = 2СО на поверхности частицы и 2СО + О2 = 2СО2 в пределах приведенной пленки. Они могут быть заменены итоговой реакцией С + О2 = СО2, которая позволяет сделать вывод, что поток углекислоты О2д, покидающей зону приведенной пленки, равен потоку входящего в нее кислорода Ct (рис. 1.6.5).
При двойном горящем пограничном слое вследствие сокращения диффузионного пути кислорода (ему нужно пройти путь только до зоны горения Дь а не до поверхности частицы - А) видимая скорость горения углерода в диффузионной области примерно в 2 раза больше, чем при окислительном горении до образования СО2.
Подробное рассмотрение задачи при /?2л = 0 приводит к следующему условию пере-
Рис. 1.6.5. Распределение парциальных давленийр и потоков G/ компонентов в приведенной пленке около горящей углеродной поверхности при отсутствии водяных паров (схема двойного горящего пограничного слоя при Se > 100)
хода от схемы с двойной горящей пленкой к схеме с одинарной горящей пленкой:
1,1 < 1
Se 2N3 JkjS 2к3 ~ 2 ’
т.е. горящий пограничный слой примерно отвечает пределам критерия Семенова 0,4 < Se < 2.
При горении высоковлажного топлива концентрация паров воды в потоке велика и по реакции С + Н2О = СО + Н2 образуется большое количество Н2 и СО. Поэтому кислород, диффундирующий к углеродной частице, полностью расходуется в пределах приведенной пленки на реакцию с Н2 и СО (рис. 1.6.6). Таким образом, кислород не достигает поверхности частицы и она выгорает за счет восстановительных реакций С + СО2 = 2СО и С + + Н2О = СО+Н2. Константа скорости реакции 2Н2 + О2 = 2Н2О при топочных температурах около 1500 К во много раз превышает константу скорости реакции 2СО + О2 = 2СО2.
Рис. 1.6.6. Распределение парциальных давленийр и потоков компонентов G; в приведенной пленке при наличии водяных паров в потоке газов (схема двойного горящего пограничного слоя при Se —> 00)
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство«Лань» ЛАНЬ
118
Глава 1.6. ГОРЕНИЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
Примем, что кислород расходуется только по реакции 4' и не реагирует в пределах приведенной пленки с СО (СО догорает в потоке). Будем считать, что температурный уровень процесса достаточно высок, критерий Se = = (А4Л2 / D)0’5 > 100 и зона горения водорода становится бесконечно тонкой. Распределение концентраций реагентов в приведенной пленке (предполагается, что пленка изотермична и в ней отсутствует молярный перенос) для плоской задачи линейное. Потоки компонентов сохраняются неизменными по всей толщине пограничного слоя Gj = G^,
Набор гипотетических реакций в этом случае будет следующим:
3. С + СО2 -> 2СО;
3'. С + 2Н2О -> СО+Н2;
4'. 2Н2 + О2 -> 2Н2О.
В результате решения системы уравнений получим выражения для парциальных давлений и потоков компонентов. При этом удельная скорость горения углерода
Gc = (aDIRT) \pilN3 I (1 + 7V3) +
+ (Pia + 0,5р5д)7Уз'/(1 + TVs*)].
При изменении в потоке парциального давления О2 или Н2О зона горения будет перемещаться по толщине пограничной пленки. При уменьшении концентрации кислорода зона горения приближается к внешней границе приведенной пленки (Л] / А) —> 1 и при рм = 0 водород из пограничной пленки выходит в поток. Обратная картина наблюдается при увеличении в потоке парциального давления О2 или при уменьшении парциального давле
ния Н2О. В этом случае зона горения перемещается ближе к частице.
Условие, при котором кислород достигает поверхности частицы, следующее:
/?1Д > 0,5Azyp5A.
При Ai / Д = 0 процесс горения перехо-дит от схемы с двойным горящим пограничным слоем к схеме с негорящим пограничным слоем.
Негорящий пограничный слой. При малых значениях критерия Se горением СО и Н2 в пределах приведенной пленки можно пренебречь. Такой случай может иметь место при горении мелких пылевых частиц в условиях умеренных температур 1200 ... 1600 К, характерных для пылеугольных топок. Оксид углерода в этом случае выносится из приведенной пленки и сгорает в газовом потоке. Горение СО в пределах приведенной пленки можно не учитывать, если Se < 0,4. Это схема горения — с негорящим пограничным слоем. Для нее расчетные формулы сильно упрощаются. Потоки компонентов сохраняются неизменными по всей толщине пограничного слоя Од = G$. Распределение концентраций реагентов в приведенной пленке (предполагается, что пленка изотермична и в ней отсутствует молярный перенос) для плоской задачи линейное (рис. 1.6.7).
Набор гипотетических реакций в этом случае будет следующим:
1 .С + О2^СО2;
2 . С + О2->2СО;
З .С + СО2->2СО;
3 ’. С + 2Н2О -> СО + 2Н2;
4'. 2Н2 + О2 -> 2Н2О.
Рис. 1.6.7. Распределение парциальных давлений р и потоков компонентов Gy у поверхности горящей углеродной частицы (схема негорящего пограничного слоя):
1 - кинетическая область; 2 - диффузионная область
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство«Лань» ЛАНЬ
ОСНОВЫ ТЕОРИИ РАСЧЕТА ВЫГОРАНИЯ ПЫЛИ ТОПЛИВА В ФАКЕЛЕ
119
Водород, образующийся по реакции 3', реагирует с О2 по реакции 4' на поверхности частицы. Скорость реагирования определяется скоростью образования водорода по реакции 3', а не скоростью более быстрой реакции 4'.
Уравнение баланса потоков вследствие изохоричности гипотетических реакций |-G,| = G, + G3.
В результате решения уравнений оказалось, что /?5д = р$о и G5 = 0. Водяной пар, получившийся в результате реакции 4', тотчас вступает во взаимодействие по реакции 3' с углеродом кокса. Количество паров воды, образующееся в результате реакции 4', равно количеству пара, вступающего в реакцию 3'. При постоянном парциальном давлении компонентов в топочном объеме на поверхности частицы устанавливается равновесие между потреблением водяного пара по реакции 3' и его возникновением по реакции 4'. Таким образом. водяной пар не диффундирует сквозь пограничную пленку частицы н парциальные давления водяных паров у поверхности частицы и в топочном объеме равны. Этот вывод получен при решении системы уравнений, описывающей диффузию компонентов сквозь
пограничную пленку и кинетику поглощения их в реакциях, составленных с учетом предположения диффузии водяных паров к поверхности частицы.
Следует отметить, что замена гипотетических реакций 3' и 4' реальными не изменяет этого вывода, так как в реальных реакциях
ство водяного пара, образовавшегося и вступившего в реакцию, одинаково. Появляющий ся в результате реакции 3' водород уменьшает концентрацию кислорода на поверхности частицы. Принятие гипотетических реакции, идущих без изменения объема, автоматически приводит к равенству молярных объемов кислорода и углерода: Gc = |~GJ = G2 + G3. Стехиометрический коэффициент, характеризующий отношение потока кислорода к потоку
По формулам для гипотетических реакций необходимо принимать двойной поток СО, чтобы удовлетворить фактическому соотно-
Поток углерода в лом случае
P2iN3(H-N, + 7V2) + ftA7V3.(l +0,57V, +N3)}.
Вычисления парциальных давлений и потоков с учетом и без учета неизохоричности реакций показывают, что даже при отсутствии инертных газов (р2 / р = 1) в диффузионной области (N-з > 100) разность потоков реаги-
учета изменения объема при реакции, не превышает 30 %. При горении в воздухе эта поправка не превышает 10 %.
1.6.4. ОСНОВЫ ТЕОРИИ РАСЧЕТА ВЫГОРАНИЯ ПЫЛИ ТОПЛИВА В ФАКЕЛЕ
Факельный способ сжигания твердых топлив имеет определенные преимущества и широко применяется в топочной технике современной энергетики. Для его реализации требуется специальная подготовка топлива к сжиганию (см. гл. 3.11. которая включает дробление, сушку и размол исходного топлива. При этом на сжигание в топку поступает поли-дисперсная пыль, содержащая частицы различных начальных размеров.
Измельчение топлива приводит к резкому увеличению площади поверхности гетерогенного реагирования, что улучшает контакт горючего и окислителя и уменьшает время, необходимое для сгорания твердых частиц. Горение топливной пыли происходит в режиме пневмотранспорта. Пылинки топлив движутся практически вместе с газовым потоком, отставая от него на величину скорости витания, а скорости обтекания их потоком малы, поэтому критерий Nu стремится к минимальному значению. Однако интенсивность теплообменных и массообменных процессов (а и ct/J оказывается достаточно большой, вследствие малых размеров частиц, так как а = NuA/8 и ар = NupD/8. В итоге факельные технологии обеспечивают сгорание частиц пыли за короткое время пребывания их в топке.
Летучие топлива существенно облегчают воспламенение. Мелкие пылевидные частицы быстро прогреваются и происходит интенсив-
Издательство <Ланы
120
Глава 1.6. ГОРЕНИЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
ный выход летучих. Летучие, выделяемые мелкими частицами (размером до 200 мкм), насыщают объем аэросмеси, образуя горючую смесь, которая быстро воспламеняется. На начальном этапе горения факела может наблюдаться одновременное выгорание летучих и углерода кокса, однако выгорание углерода значительно более длительная стадия, чем выход и горение летучих и составляет 70 ... 90 % общего времени горения.
Конструкция горелочных устройств, их размещение в топочной камере, скорость и характер движения газовоздушных потоков оказывают существенное влияние на воспламенение пылевоздушного потока и его устойчивость. В зоне вблизи горелок факел неоднороден. Поля скоростей, температуры, состава газов, содержания горючих и концентрации пыли, имеют четко выраженные максимумы и минимумы. Однако вследствие интенсивных турбулентных обменных процессов уже на расстоянии двух калибров (диаметров) горелки происходит существенное выравнивание концентраций пыли, кислорода, составляющих продуктов горения и температуры в поперечном сечении факела [1 - 4 и др.].
Если рассматривать технологию сжигания пылевидного топлива в прямоточном факеле (рис. 1.6.8), то можно выделить ряд положений, которые использовались при разработке расчетных методов выгорания:
1) полноту сгорания топлива определяет выгорание крупных и средних частиц исходной пыли;
2) выгорание углерода кокса таких частиц происходит в условиях, когда имеется существенная однородность параметров по сечению факела, что позволяет рассматривать одномерную схему выгорания по длине факела;
3) время стадий прогрева частиц, выхода и горения летучих мало по сравнению с общим временем выгорания;
4) для топлив с умеренной зольностью влиянием золы на горение углерода кокса можно пренебречь, так как она частично отделяется при размоле топлива и его горении. Это позволяет рассматривать выгорание углеродных частиц;
5) влага топлива отделяется при сушке и размоле в системе пылеприготовления и не оказывает влияния на протекание стадий горения;
6) температура горящих частиц практически близка к температуре газовой среды факела;
7) в кинетическом уравнении горения углерода принимается первый порядок по концентрации кислорода, как компоненту, находящемуся в недостатке;
8) используются кажущиеся кинетические характеристики реакций (не учитывается отдельно роль внутреннего реагирования).
Рис. 1.6.8. Схема организации прямоточного факела (а) и изменение размеров частиц 5/, температуры Т и концентрации кислорода СА по относительной длине факела Z '
°)
1 — бункер топлива; 2 — питатель сырого топлива; 3 — мельница; 4 — сепаратор пыли; 5 — пылепроводы;
6 — горелки; 7 — подвод сушильного агента; 8 — топочная камера
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство«Лань» ЛАНЬ
ОСНОВЫ ТЕОРИИ РАСЧЕТА ВЫГОРАНИЯ ПЫЛИ ТОПЛИВА В ФАКЕЛЕ
121
Полидисперсность топливной пыли при расчетах выгорания учитывается двумя методами: 1) основанном на введении характери стик полидисперсности сжигаемой пыли в основные уравнения выгорания топлива [2, 3]; 2) учитывающем полидисперсность путем разделения массы пыли на ряд классов крупности. в каждом из которых размер частиц усредняется так, чтобы площадь поверхности топливных частиц равнялась суммарной площади поверхности пыли данного класса крупности [5,7].
Эти положения использовались для разработки приближенных методов оценки выгорания. Ниже приводятся основные положения метода расчета, предложенного В.В. Померанцевым, С.Л. Шагаловой и К.М. Арефьевым (метод ЛПП-ЦКТП) [3]. В основу метода положено уравнение выгорания одиночной час тицы в одномерном факеле (1.6.16).
Выражение для расчетной оценки удельной скорости горения углерода Gc определяется условиями и выбирается в зависимости от значения критерия Se и диффузионно-кинетических критериев JVj, N2, N3 в рассматриваемых условиях горения. В случае, когда Se < 0,4 (негорящий пограничный слой), JVi + N2 < 0,1, а ТУз -> 0, что соответствует кинетической области горения, выражение для Gc примет вид:
Г - а-Р - _ aDkl г
С AF^l + TVj ap+Tcj °2’
где Со = концентрация кислорода в
RT газе, кмоль! м3.
Концентрация кислорода Cq2 изменяется по длине факела вследствие выгорания (рис. 1.6.8, б). Рассматривая кислородный баланс при горении 1 кг исходного топлива, учи тывают, что летучие выделяются и сгорают в самом начале траектории факела х, забирая часть кислорода. Кроме того, С1> расходуется на горение углерода кокса. Количество сгоревшего углерода топлива к заданному сечению факела можно найти по разности Cr GK, где С г относительное исходное содержание углерода кокса в рабочей массе топлива, кг/кг топлива; GK количество углерода топлива, не сгоревшего к сечению л (механическая неполнота сгорания кокса). С учетом сказанного
где рт давление в топке; /ZK° = 8,89 м3/кг объем воздуха, необходимый для сгорания 1 кг углерода кокса; Кг — объем продуктов горения 1 кг топлива; ат организованный избыток воздуха при горении.
Тогда уравнение выгорания частицы
dbi _ рт 2А1С Кк° кх
dx RT рс Иг 1 1
Nup D
(1.6.47)
где А1С = 12 кг/моль малярная масса углерода; рс плотность углерода кокса; теку щий размер частицы.
Концентрация кислорода определяется совместным выгоранием частиц различного начального размера к определенному сечению факела.
При горении частиц в кинетической об-kfit
ласти у—— —> 0 . Это приводит к тому, что
правые части уравнения (1.6.47) будут одина ковы для частиц любого размера. Следовательно, выгорание всех частиц за время dx будет равным:
<75, = <781,или бе, б, = 801 81,
а кривые выгорания частиц в кинетической области эквидистантны (рис. 1.6.8, б). Это позволяет использовать указанный закон выго рания для определения GK. Связь между текущими размерами частиц и механической неполнотой сгорания кокса приводит к интегральному соотношению
где 80г и 8, - соответственно текущий и начальный размер частицы; 8qi - начальный размер наиболее крупной частицы; Rq, относительное массовое содержание частиц, равных и более крупных, чем 8qz в исходной пыли.
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство«Лань»
ь
ЛАН1>
122
Глава 1.6. ГОРЕНИЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
Распределение частиц исходной пыли по начальным размерам можно описать формулой Розина - Раммлера:
где b и п коэффициенты, характеризующие соответственно тонкость помола и полидисперсность пыли.
Используя соотношения, вытекающие из закона изменения размеров частиц при выгорании, получим
J bn80j<
Вводим безразмерные соотношения: х = = 51 / 501 - текущий относительный размер наиболее крупной частицы; у = 50, / 501 - относительный начальный размер частицы /-го класса крупности; т = Ъ 5]'| . Тогда
----для диффузионной
1 -т”
GK = С пт J [у - (1 - х)]3 dy.
Интеграл
представляет собой долю, которую составляет неполнота сгорания к моменту т от исходного количества кокса С. Величина 1\ является функцией от относительного размера наиболее крупной частицы и показателя полидисперсности топлива. Значение 1\ может изменяться от 1 (в начале факела) до 0 в конечной части факела, если х —> 0, т.е. полностью выгорает наиболее крупная частица. Зависимость 1\ =fix, п) представлена на рис. 1.6.9.
Значение Л(ц, соответствующее наиболее крупной частице пыли, должно быть близко к 0. Если принять т = 6,9, то R01 = е = 0,001. Это условие позволяет получить соотношение для определения размера самой крупной час-
Поскольку неполнота сгорания углерода кокса зависит от выгорания наиболее крупной частицы, то необходимо установить связь ме-
ждух и т.
Уравнение выгорания наиболее крупной частицы в кинетической области, вводя Р _ Рс^г RT 1
можно представить в виде
(1.6.48)
Если отнести значения ki и Р, которые
являются функциями температуры, к средней
эффективной температуре факела Т’эф, то после
интегрирования (1.6.48) получим искомую
связь между временем выгорания факела и относительным размером наиболее крупной
частицы:
кр f dx
d— = -----T7T = /2U)-
P801 Jfl + AW
>01
Отсюда появляется возможность найти (х) в зависимости от т (или связь между GK и т).
Издательство «Лань
ОСНОВЫ ТЕОРИИ РАСЧЕТА ВЫГОРАНИЯ ПЫЛИ ТОПЛИВА В ФАКЕЛЕ
123
Рис. 1.6.10. Зависимости
для кинетической области (сплошные линии)
И _ /NudD? с I Р8§1 )
для диффузной области
(штриховые линии) при п = 1
На рис. 1.6.10 представлены расчетные зависимости Ц = GK / Сг как функции от ком-плекса ----, определяющего выгорание топ-
Р^01
лива в кинетической области (сплошные линии). Ход кривых выгорания определяется также величиной и и комплексом а. Здесь же показаны расчетные зависимости для диффузионной области горения факела.
Уравнение выгорания частицы в диффузионной области вследствие того, что NudD .
---------> 0 примет вид:
^8,-
2МС NupZ) рт Кк° ; ,
<7т рс &Д RT 9 Кг
Тогда закон изменения размеров частиц при выгорании
= 51 <751, или ddj =
И 5Z = — (Sqj — 5^j| 2. При этом скорость
выгорания мелких частиц будет больше, чем крупных. В итоге изменится и интегральное выражение для GK:
= CrI}(x).
Зависимость /i(x) для диффузионной области горения представлена на рис. 1.6.9. Выгорание топлива в диффузионной области горения определяется относительным размером наиболее крупной частицы х. Уравнение выгорания наиболее крупной частицы в диффузионной области:
б/5, _ 2-22,4 рт NuDZ)
~ск~ РсЛ RT 51
или, после введения безразмерных комплексов х, р и а
+ (1-649)
б/Т P5ojX
Если отнести Р и D к средней эффективной температуре факела, то после интегрирования (1.6.49) получим ЛМ, выражающим связь между хит:
NudDt _ aDT _ г xdx PSoi Р§01 +
NuoD
где aD =------- - коэффициент массообме-
801
на для наиболее крупной частицы.
Таким образом, в диффузионной области
полнота сгорания топлива будет определяться
NudDt n Gk
комплексом -----—. Зависимости р =---=
PSoi Сг
NuldDt: рз§1
представлены на рис. 1.6.10
(штриховые линии). Следует отметить, что при выгорании топливной частицы происходит (вследствие уменьшения ее размера) переход из одной области горения в другую. Уменьшение размеров частицы приводит к интенсификации диффузионного обмена и все большее влияние приобретают кинетические факторы.
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАНЬ
124
Глава 1.6. ГОРЕНИЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
В промежуточной области горения приходится учитывать влияние как массообменных, так и кинетических факторов. Вследствие этого, выводя закон, определяющий выгорание частиц разного размера, приходим к выражению:
1 +
NudD
К- =
dSp (1.6.50)
Так же, как при рассмотрении процесса выгорания полидисперсного пылевидного факела для кинетической и диффузионной областей, представляя GK = С7|(х) и определив 1[(х) с учетом закона выгорания отдельных частиц (1.6.50), придем к уравнению выгорания наибольшей частицы:
dx а + Д (х)
PSoi । । /ciSoi x Nud£)
Рис. 1.6.11. Зависимости = у NudD
₽Sqi t Р501 .
Интегрируя это уравнение при средней эффективной температуре факела, получим
связь между изменением хит:
^iT _ А кхЪ^х рб01
для п = 1,1х(х) = 0,001
1 , „
1 1 н----х
кгт _ г Nu^D PSoi ' « + А(Ч
при разных значениях а
dx = /2(х).
Многочисленные расчеты выгорания полидисперсного угольного факела в промежуточной области горения показали, что зави-
симости
^1Т _ A ^oi р501
и
Nu^Dt PSoi
^oi
апроксимируются прямыми
Nu^Dt
-----— от параметра а при различ-PSoi
ных значениях 1\(х) и п = 1. По правой части номограмм определяются поправочные коэффициенты Ъ для случаев п 1 [3].
Искомые величины 1Ах) для случаев п #= 1 определяются по соотношениям:
линиями независимо от значений п и /Дх). Результаты расчетов представлены на рис.
1.6.11, где точками нанесены результаты решений при определенных значениях п и
Практически линейная зависимость Ь(х)
^dD ~
от ------ и и во всех областях горения по-
^oi
/2(Х) =
12(х) =
кхт PSoi
кхх
+ Ь(п-1);
Nu^Dt PS§1
Nu^Dt
PSoi „=1
+ b(n-l).
зволила разработать достаточно простую методику расчетной оценки и построить расчетные номограммы (рис. 1.6.12) для расчета выгорания в кинетической и диффузионной областях горения. Левые части номограмм к т
дают зависимость величины Д(х) = —®— или PSoi
Данная методика носит приближенный характер, однако точность расчетов достаточна для оценок в интервале 0,8 < п <1,6. Используя данные зависимости, можно рассчитать либо время полного сгорания топлива, либо неполноту сгорания топлива при заданном времени
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань»
ОСНОВЫ ТЕОРИИ РАСЧЕТА ВЫГОРАНИЯ ПЫЛИ ТОПЛИВА В ФАКЕЛЕ
125
I2 b
---БП
1 0,60,40,20,10,06 0,02 0,02 0,060,10,2 0,6 0
1 0,60,4 0,2 0,10,06 0,02 ’ 0,02 0,06 0,1 0,2 0,6 1 а б)
ьа,ь
1 0,60,4 0,1 0,1 0,06 0,02 0,02 0,060,10,2 0,6 1 а
6)
Рис. 1.6.12. Номограмма для расчета выгорания полифракционного пылеугольного факела: а - в кинетической области; б - в промежуточной области при А | । / (Nii/)D) = 1; в - в диффузионной области
его сгорания. Связь между 7i(x) и потерей теплоты 6/4 от механической неполноты сгорания, %, достаточно проста:
идеально промежуточной области
NudD
где 2к = 33,913 МДж/кг - удельная теплота
сгорания углерода кокса; Q- - низшая удель-
ная теплота сгорания топлива.
Расчеты выгорания в промежуточной области зависят от диффузионно-кинетического £1$01
критерия ------=-----, т.е. от смещения про-
Nud£> aD
цесса в сторону кинетической
или диффузионной области
^oi
NudD
NudD
^1^01
от
При этом для оценки выгорания в промежуточной области горения необходимо строить вспомогательные графики, аналогичные рис. 1.6.11, и определять величину 1\(х) методом последовательных приближений. В настоящее время имеются программы расчета по представленной методике, что значительно упрощает ее использование.
Представленная методика расчета позволяет проанализировать влияние на процесс выгорания режимных факторов (ат, Тгл и др.) и выполнять сравнительные оценки выгорания топлива при различных условиях организации процесса в прямоточном факеле.
Одним из важнейших вопросов выполнения расчетных оценок является вопрос о влиянии температурных условий на выгорание топлива. Авторы рассмотренной методики предложили выполнять расчеты при постоянной заданной средней эффективной температуры факела Тэ§ [3]. При этом центральным
ЭЛ
Издательство «Лань» ЛАНЬ
126
. ГОРЕНИЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
11 и? i % а М hi. Ш
точены в комплексе /2(х) в кинетической об-
Г 11 лИ Ml IJ1! 1 < потечим- к ~ е В -0 т ~ ~ -
но И|0 Ц|н Й! s а| f ШИ Hili IIIH пшпчим. 1 е , р ~ ",Т1 ~ ~ 0. гч г z \ П R^> \ Следовательно, /2(х) - е ’
s ° u s ! s S i § Is 311S ihihi M1sI&& '«HO li!i и|У|г 1 со а, S ф Ч И Hi / Si) > 11 i -1- II 1 5 П
J ©2(--) ®эф
Интеграл в левой части ^гого равенства
.1 1 я S « " i S । 1 i i о &’ 1 ® g ! J h|g|. I i i
ПН ПГ ИН § nt 1 1 1»11 -1 ш!
реальные температурные поля топок различной что ©зф слабо зависит от Arr и ©н. Поэтому
© = (е’^-Яе“Цг)1/4, (1.6.51) В диффузионной области горения факела
где п относительное расстояние от места Nup7?t
Иг 1 g ° ш : i = hl' III ш “1 b ! 3 = » ® " 2 i “И HI Hi a s ® : : = - I *
температуре на выходе на тонки 0£ и коор- Уе-Т.-)^ _ е”Ф J 02(д) 02ф'
мума температуры в топочной камере.
ОАО "НПО ЦКТИ", ОАО "ВТИ", ОРГРЭС и
иНр^мн^^^^вИ^олКожеХ™"
симума температуры и ход температурной
(1-6.51) хорошо отражает реальное темпера- ни S S SS . ; 1 § S В [11 гад
~М ОСНОВУ ““ УСРеДНе“И
ь
ОСНОВЫ ТЕОРИИ ВЫГОРАНИЯ И ГАЗИФИКАЦИИ СЛОЯ ТОПЛИВА
127
Рис. 1.6.13. График для определения средней температуры факела
Несмотря на развитие в последние годы численных методов расчета сложных физико-химических процессов, задача создания расчетных моделей выгорания и теплообмена в топочных камерах, удовлетворяющих по учету влияния различных факторов, универсальности и точности расчета, далека от своего завершения. Конечно, за методами численного моделирования - будущее. По мере развития и уточнения расчетных моделей и вычислительной техники они станут мощным инструментом оптимизации режимных и конструктивных решений при создании и эксплуатации топок.
Однако роль простых и физически обоснованных приближенных аналитических методов расчета, подобных рассмотренному выше, остается важной, так как они наглядно показывают сложную взаимосвязь явлений, протекающих при горении, позволяют сравнительно просто сделать сравнительные расчеты. Поэтому такие методы широко используются в научно-технических разработках.
1.6.5. ОСНОВЫ ТЕОРИИ ВЫГОРАНИЯ И ГАЗИФИКАЦИИ СЛОЯ ТОПЛИВА
Особенности организации и условий выгорания в слоевых процессах. Слоевые методы энергетического использования твердого топлива широко применяются наряду с факельными методами сжигания. Слоевые топки, аппараты для газификации топлива и технологические устройства широко используются в энергетике, коммунальном хозяйстве, металлургии и химическом производстве.
Преимущества слоевых технологий: простота организации процесса, отсутствие сложной системы пылеприготовления, универсаль
ность (возможность использования топлив с различными характеристиками) и высокая устойчивость процесса горения - делают слоевые технологии горения предпочтительными особенно для установок сравнительно небольшой производительности. Слоевые процессы обладают возможностями интенсификации тепловыделения.
В слоевых устройствах обычно используют сортированное твердое топливо, содержащее частицы размером 0,005 ... 0,05 м. Высокая концентрация топлива в единице объема слоя приводит к развитию в слоевых процессах высоких температур. В итоге слоевые процессы обычно смещены в сторону диффузионной области горения. Это подтверждено существенной зависимостью скорости горения топлива в слое от интенсивности подвода дутья.
Схема противоточного слоя. Наибольшее распространение получила схема противоточного слоя (рис. 1.6.14, а), по которой топливо подается на колосниковое полотно и пронизывается дутьевым воздухом снизу. Такая схема проста, обладает устойчивым воспламенением свежего топлива, которое поступает на раскаленный горящий слой и омывается горячими дымовыми газами, выходящими с поверхности слоя. Частицы топлива при этом быстро сушатся, прогреваются, начинают выделять летучие и воспламеняются. Это позволяет сжигать в противоточных слоевых топках топливо с влажностью до 50 ... 55 %.
При этом возрастание форсировки за счет увеличения расхода воздуха приводит к росту скорости фильтрации воздуха в слое и выносу из него все более крупных топливных частиц. Крупные частицы топлива уже не успевают сгореть в надслоевом пространстве. В результате возрастает механический недожог и затрудняется сжигание в слоевых противоточных топках полидисперсного топлива, содержащего значительное количество мелких частиц. Как правило, вследствие этого, теплона-пряжение зеркала горения слоевых противоточных топок
1,6-106 Вт/м2
реш
где В - расход сжигаемого топлива; Fpem -площадь колосникового полотна решетки.
Схема кипящего слоя. Дальнейшее увеличение форсировки слоевого процесса приводит к началу активной перестройки залегания
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАН1э
128
Глава 1.6. ГОРЕНИЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
Топливо Дымовые
Зола f шлак а)
Топливо+ воздух
Шлак+дымовые газы б)
Рис. 1.6.14. Основные схемы слоевого процесса и изменение температуры и концентраций СО, СО2 и О2 в слое: а - противоточный слой; б - кипящий слой; в - прямоточный слой
в слое частиц топлива, возрастающему выносу их из слоя, и, наконец, при некотором критическом расходе воздуха весь слой теряет свою устойчивость и переходит в кипящее или псевдоожиженное состояние, характеризующееся беспорядочным движением всей массы частиц над поверхностью решетки (рис. 1.6.14, б). Условием потери аэродинамической устойчивости противоточного слоя и перехода слоевого процесса в псевдоожиженное состояние является уравновешивание веса материала перепадом давлений потока воздуха:
dp
Рпас<? — ~Т~ •
dz
Интегрирование этого уравнения по высоте слоя с учетом реальных характеристик
слоя монодисперсного материала позволяет получить условие потери устойчивости слоя:
-^Д- = (Рч-ргк(1-'«о),
где Арсл - перепад давлений воздуха на слое; Hq - начальная высота слоя в стационарном (устойчивом) состоянии; рнас, рч, рг - плотность соответственно насыпная (материала в слое), частиц и потока газов (воздуха); hiq -начальная порозность засыпки.
После перехода слоя в псевдоожиженное состояние сопротивление слоя Арси практически перестает зависеть от расходной скорости потока w (рис. 1.6.15).
ЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА^)
Издательство «Лань» ЛАНЬ
ОСНОВЫ ТЕОРИИ ВЫГОРАНИЯ И ГАЗИФИКАЦИИ СЛОЯ ТОПЛИВА
129
Рис. 1.6.15. Изменение сопротивления слоя Арсл в зависимости от скорости потока w:
а - при выходе на режим кипения без учета факторов, усиливающих сцепление частиц;
1 - мелкие зерна; 2 - крупные зерна;
б - при переходе от неподвижного слоя к закипанию (3) и дальнейшему увеличению скорости до И'11И | (4);
5 - обратный ход кривой от кипения к устойчивому слою
Критическая скорость перехода слоя в псевдоожиженное состояние И’кр зависит от крупности и однородности зерен материала. Если за показатель однородности материала п принять неоднородность размеров 5 и плотности р исходных частиц, ТО п = бтахРтах / ЗютРтт- При п < 10 обычно удается предотвратить суффозию (миграцию и вынос мелких частиц из слоя крупного материала) и обеспечить однородное вскипание материала слоя.
Стационарный кипящий слой существует в ограниченном интервале расходной скорости потока:
wKp < Щ < Щвит,
где И’Кр и И’В11Т - скорость соответственно критическая расходная и витания частиц материала слоя.
При скоростях потока ниже wKp слой находится в неподвижном состоянии на решетке, а при скорости потока выше скорости витания щВит происходит унос всех частиц слоя (режим пневмотранспорта частиц) и кипящий слой перестает существовать. В кипящем слое возможно повышение форсировки слоевого процесса до (2,5 ... 3)-106 Вт/м2. Кипящий слой обладает высокой интенсивностью процесса переноса, что обеспечивает более равномерное распределение температуры и концентрации продуктов горения по высоте слоя, чем в пределах неподвижного противоточного слоя.
Если высота противоточного (или кипящего) слоя достаточно большая, то кислород дутья расходуется полностью к некоторой промежуточной высоте слоя Акз. Эту высоту называют высотой кислородной зоны. В то
почных устройствах высота слоя меньше /?1<3, что исключает возникновение в слое восстановительной зоны Авз, в которой отсутствует кислород и макрохимизм процесса иной, чем в кислородной зоне слоя. При газификации топлива, наоборот, высоту слоя увеличивают, чтобы увеличить Авз.
Если в кислородной зоне итоговой реакцией расходования углеродного материала является С + О2 = СО2, то в восстановительной зоне идет газификация углерода через восстановительные реакции.
Топочные устройства кипящего слоя стали интенсивно внедряться в последние 30 лет в связи с возможностью осуществлять устойчивый процесс горения мелкодробленого топлива (5Ч < 10 ... 15 мм) в условиях низкотемпературного процесса (Т < 1200 К). При осуществлении сжигания топлива при температурах 850 ... 950 °C и добавки в слой связующих сорбентов (СаО, Са(ОН)2 и др.) удается получить низкие выбросы NC)V и почти полностью связать и уловить образующиеся оксиды серы. Это является большим преимуществом технологии кипящего слоя. Температурное поле кипящего слоя почти полностью изотермично вследствие высокой интенсивности тепломассообменных процессов в слое и между частицами и потоком газов. Этому способствует низкая концентрация горючего в объеме кипящего слоя. Процесс протекает устойчиво даже при концентрации всего несколько %, остальная масса материала слоя - инертный наполнитель и сорбент. Для описания обмена между частицами и потоком можно использовать зависимость Nu = 0,1 Re / wPr1 /3 [16].
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань»
130
Глава 1.6. ГОРЕНИЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
Схема прямоточного слоя. Третьей распространенной схемой слоевого процесса является сжигание (газификация) в прямоточном или "зажатом” слое (см. рис. 1.6.14, в). Подача воздуха и подвод воздушного дутья осуществляется либо сверху, либо перекрестно (топка скоростного горения ОАО НПО "ЦКТИ"). При этом топливо прижимается к колосниковой (зажимающей) решетке не только под действием веса, но и аэродинамическим сопротивлением слоя набегающему потоку воздуха. Решетка препятствует нарушению аэродинамической устойчивости слоя при увеличении интенсивности дутья. Элементы зажимающей решетки оказываются в зоне высоких температур, поэтому необходимо их надежное охлаждение, которое выполняется обычно включением элементов решетки в циркуляционные контуры котла. Процесс с обращенным или зажатым слоем почти на порядок интенсивнее процесса с противоточным слоем, однако при этом утрачено интенсивное нижнее зажигание свежего топлива, поэтому термическая подготовка и розжиг топлива осуществляются в специальной камере подготовки, откуда на слой поступает уже горящий полукокс топлива.
Основные зоны горения в неподвижном слое. Рассматривая более детально развитие процесса преобразования топлива в условиях
слоя, можно отметить, что пространство слоя по высоте распадается на ряд характерных зон (рис. 1.6.16).
В поверхностной зоне слоя - зоне подготовки к горению - происходит нагрев, сушка и начинается выход летучих. Учитывая высокую интенсивность этих процессов в условиях противоточного слоя, они протекают и заканчиваются в тонкой поверхностной зоне, высота которой не превышает обычно размера средней частицы. Частица практически теряет влагу, прогревается до 1 000 ... 1100 К, что вызывает интенсивных выход летучих. Летучие вступают в активное взаимодействие с потоком и сгорают или частично выносятся в надслоевое пространство, где происходит их догорание за счет вторичного воздуха. Образовавшийся полукокс имеет не только измененный качественный состав по сравнению с исходным топливом, но и плотность, и структуру, при этом увеличивается внутренняя пористая структура. Процессы в этой зоне приводят к росту температуры коксового остатка и способствуют началу главной стадии горения -выгоранию углерода коксового остатка. Зона выгорания углерода кокса занимает по существу всю остальную высоту горящего слоя (а в случае прямоточного слоя - всю высоту слоя).
Такая схема горения слоя является упрощенной. Она получила развитие в работах
Воздух
Рис. 1.6.16. Основные зоны горения в неподвижном слое при противоточной схеме процесса и изменение температуры Т и концентраций С в нем:
1 — сушки и выхода летучих; 2 — выгорания углерода кокса; 2' — восстановительная; 2" — кислородная; 2"' — шлаковой подушки (выжига шлака)
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство«Лань» ЛАНЬ
ОСНОВЫ ТЕОРИИ ВЫГОРАНИЯ И ГАЗИФИКАЦИИ СЛОЯ ТОПЛИВА
132
Глава 1.6. ГОРЕНИЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
кислорода, углекислоты и выгоревшего углерода связаны уравнением
(71 = G2 = Gc.
В случае двойного горящего пограничного
где Р1д и р2\ - парциальное давление соответственно кислорода О2 и углекислоты СО2.
Учитывая, что горение протекает в диффузной области горения (ар « ку), пренебрегая кинетической составляющей, имеем
Gi =«^(2^ +р2А)^-.
Тогда уравнение выгорания для любой частицы примет вид ( в предположении, что частицы - шары с диаметром 8Z):
л8,- / \ 7 е2 24 ze
——+ —d°i-
RT pc
(1.6.52)
Из рассмотрения уравнений выгорания, полагая, что ар зависит от размера частицы, получим, что в слое за время ch частицы выгорают на одинаковую величину б78? = б/8[, т.е. наблюдается эквидистантность кривых выгорания (рис. 1.6.17). К некоторой высоте слоя h мелкие частицы выгорят и останутся частицы начального размера больше, чем 80/ . При этом связь выгорания любой частицы и наиболее крупной следующая:
8oi - 8/ = 8qi - 8i. (1.6.53)
Вследствие выгорания из количества углерода кокса Вк, поступающего на единицу
поверхности слоя до сечения слоя, отстоящего от поверхности на величину h, дойдет меньшее
количество углерода кокса В/} (рис. 1.6.18). Если известен гранулометрический состав исходного топлива Rqj = /(8oz), то, опираясь на закон выгорания (1.6.53), можно найти вели-
чину В к ’.
(1.6.54)
где определенный интеграл
дает массовую долю углерода кокса, оставшуюся от 1 кг исходного топлива к высоте слоя h с учетом выгорания частиц различного начального размера. Если перейти к относительным размерам х = 8i / 801 и у = 8о/ / 801, z х 8Z x+j-1
то, используя (1.6.53), получим -=---------.
8о/ У
Тогда (1.6.54) преобразуется к виду:
доля углерода кокса, не сгоревшего к сечению слоя h.
Теперь можно получить выражения, связывающие текущие значения р\^и р2\ с долей несгоревшего углерода. Схема процесса в условиях прямоточного слоя представлена на рис. 1.6.18.
Рис. 1.6.17. Выгорание частиц углерода топлива по высоте слоя при асл = 0,8 и = 0,5:
I — кислородная зона; II— восстановительная зона; III — относительная высота слоя
Издательство «Лань» ЛАНЬ
ОСНОВЫ ТЕОРИИ ВЫГОРАНИЯ И ГАЗИФИКАЦИИ СЛОЯ ТОПЛИВА
133
Воздух + топливо
Рис. 1.6.18. К выводу уравнения выгорания кокса в условиях прямоточного слоя топлива (£, = h / 601):
I — кислородная зона; 2 восстановительная зона
На участке слоя, расположенном выше
зависимость
уровня h, выгорело
молей
dG{ = d(jQ =
углерода. Так как выгорание углерода в кислородной зоне слоя может быть представлено итоговой реакцией С + О2 = СО2, то число молей выгоревшего углерода равно числу молей израсходованного кислорода и образовавшейся углекислоты. Рассмотрение материального баланса для участка слоя, расположенного выше уровня й, позволяет прийти к следующим соотношениям для определения р-^ и р2& на любом уровне кислородной зоны слоя:
= -ас0,21рт[2асл
-1 + Дх)]
dF acnRT ’
где dF - площадь поверхности углеродных частиц в элементе слоя dh.
Вместе с тем
dBh в dxdhdJfx)
Мс к Mcdxdh
Тогда
Ад = 0,21[асл - ] + Дх)]-^-;
^СЛ
Ад = 0,21[1-Дх)]-^, ^СЛ
[2асл-1 +
- ал0.21р„ 1—
Я7асл
Вк dJ(x) dx п
= —----------dh
Мс dx dh
(1.6.55)
где асл - избыток организованного воздуха при горении слоя; рх - давление в топке (газификаторе).
Эти выражения в итоге являются функциями выгорания наиболее крупной частицы углерода кокса. Поэтому дальнейший анализ направлен на получение зависимости х = f(Q, где £, - относительная текущая высота слоя; С = й/501.
На основе рассмотрения выгорания углерода и кислорода в элементе слоя dh на уровне слоя Л В.В. Померанцевым [6, 13] предложена
Для определения реакционной площади поверхности частиц в условиях выгорающего полидисперсного слоя необходимо знать не только гранулометрическое распределение частиц, но и закон изменения структуры слоя при его выгорании, т.е. закон изменения порозности слоя т.
Слой топливного материала занимает некоторый объем, одной частью которого является материал углеродных (коксовых) частиц, а другой пустоты между частицами. Тогда
т = (V- VK) / V,
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издател ьство «Лань» ЛАНЬ
134
Глава 1.6. ГОРЕНИЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
O,O8LTDpo
Fdh 6(1 - т0 Mi (Л№
ОСНОВЫ ТЕОРИИ ВЫГОРАНИЯ И ГАЗИФИКАЦИИ СЛОЯ ТОПЛИВА
135
При линейном законе распределения топлива по размерам и пЬ\ = 1
0,217(1-т0М =
J(x)dx 2асл-1 + Дх)'
Процесс в восстановительной зоне горящего слоя. Следует иметь в виду, что расходование углерода определяется его газификацией по восстановительной реакции С + СО2 = = 2СО. Скорость выгорания углерода при этом
RT(\-N3)
Из рассмотрения материального баланса в восстановительной зоне
=[°’21(2асл-1 + -/1Йк
сл
Поскольку число молей газифицированного углерода равно числу молей прореагировавшего СО2, для элемента dh восстановительной зоны слоя будет справедливо равенство
dGc — GcdF.
Откуда
RT(1-N3) Мс dx dh
(1.6.60)
Если в это уравнение подставить (1.6.54) и принять для восстановительной зоны справедливой полученную ранее зависимость для dF, а ТУз » 1, так как процесс протекает в диффузионной области, то придем к уравнению изменения наибольшей частицы в восстановительной зоне, полностью совпадающему с уравнением (1.6.58) или с уравнением (1.6.59) при постоянной по высоте порозности.
Для зоны выгорания углерода кокса противоточного слоя уравнение выгорания наибольшей частицы полидисперсного топлива имеет вид:
при переменной по высоте порозности
0,217(1-т0М
xdx
2acn-«801J(x)’
(1.6.61)
при постоянной по высоте порозности
0,217(1-т0М
J(x)dx 2асл-и801Дх)’
Полученные дифференциальные уравнения учитывают влияние порозности слоя, исходного фракционного состава, выгорание частицы углерода по высоте слоя и избытка воздуха. В уравнениях отсутствуют зависимости выгорания от температуры, что является следствием принятого условия о протекании процесса в диффузионной области (7УЬ Nz, » 1) и выгорании при Se > 10, т.е. по схеме двойного горящего пограничного слоя.
Уравнения (1.6.57) - (1.6.61) численно интегрировались для кислородной и восстановительной зон со следующими граничными условиями:
— 0, х — 1,^ — ^кз, х — хкз,
— — — ^ПОЛН, А: — 0.
На рис. 1.6.19 показана зависимость dR
J(x) =./(х) Для —~ — ^01 = 1-Ф
Решение уравнения выгорания (газификации) прямоточного полидисперсного слоя позволяет представить зависимости (1 - Що)^полн и относительной "плотной высоты" кислородной ЗОНЫ (1 - /77())^Кз ОТ асл И л8о1, т.е. получить связь между величинами, определяющими организацию процесса. Эти зависимости показаны на рис. 1.6.20. Сравнение расчетных данных позволяет сделать вывод, что высота полидисперсного слоя топлива, необходимая для осуществления процесса с заданным асл, значительно больше в случае закона переменной по высоте порозности слоя.
Рис. 1.6.19. Зависимость доли I несгоревшего углерода кокса от относительного размера х наиболее крупной частицы
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство«Лань» ЛАНо
136
Глава 1.6. ГОРЕНИЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
Рис. 1.6.20. Результаты интегрирования уравнений выгорания прямоточного слоя топлива:
1 — полифракционный слой с переменной порозностью при z?Soi = I; 2 - то же; ибо! = 1>2;
3 - слой с постоянной порозностью; 4 — моно фракционный слой;
I — кислородная зона; II — восстановительная зона
Хк.з
0,6 0,8 асл
На основании полученных решений можно сделать вывод, что высота горящего слоя полидисперсного материала при одном и том же асл существенно зависит от закона изменения порозности слоя. Быстрое выгорание мелких частиц в верхних участках слоя приводит к сильному увеличению порозности в нижних участках, что при переменной порозности способствует увеличению требуемой высоты слоя при заданном асл.
Сопоставление теоретических данных выгорания и газификации слоя с опытными дано на рис. 1.6.21.
Рис. 1.6.21. Сопоставление результатов решения уравнений выгорания прямоточного слоя с экспериментальными данными: ----решение для слоя с переменной порозностью; ----решение для слоя с постоянной порозностью
Экспериментальные точки получены в ходе стендовых и промышленных исследований. Они располагаются в основном между расчетными линиями, причем точки, расположенные ближе к верхним кривым, относятся к опытам при высокой форсировке слоевого процесса на рядовом топливе, содержащем значительное количество мелких частиц, а точки, расположенные к нижней штриховой линии (постоянной порозности), относятся к опытам на сортированном угле при малом содержании мелочи и небольшим форсировкам.
Начальная порозность то в слоевых процессах горения может изменяться в широких пределах (от 0,4 до 0,65 ... 0,7) в зависимости от содержания в топливе мелочи, конструктивных особенностей топки, способа подачи топлива на слой и режима работы топки.
Рассмотренные основы теории слоевых процессов, несмотря на приближенный характер, в целом правильно отражают основные закономерности протекания процесса и могут использоваться при выполнении проектных и наладочных работ.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Шагалова С.Л., Шницер И.Н. Сжигание твердого топлива в топках парогенераторов. Л.: Энергия, 1976.
2. Шагалова С.Л., Арефьев К.М. Анализ влияния режимных параметров на величину механического недожога в камерных топках // Теплоэнергетика. 1960. № 2. С. 41 - 47.
Э
ЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА^})
Издательство «Лань» JIAHd
ВИДЫ ВРЕДНЫХ ВЕЩЕСТВ И ИХ НОРЬП1РОЕАНШ
137
3. Померанцев В.В., Шагалова С.Л., Арефьев К.М. Приближенная методика расчета выгорания пылеугольного факела // Теплоэнергетика. 1958. № 11. С. 31 41.
4. Проектирование котельных агрегатов на основе расчетного анализа горения и теплообмена в топочных камерах / В.В. Митор и др. // Труды ШШЭинформэнергомаш. Энергетическое отделение. Вып. 3.1981.
5. Хзмалян Д.М., Каган А.Я. Теория горения и топочные устройства > Под ред. Д.М. Хзмаляна. М.: Энергия, 1976.488 с.
6. Основы практической теории горения: Учебное пособие для вузов / В.В. Померанцев и др. Л.: Энергоатомиздат, 1986. 312 с.
7. Погосян М.М. Исследование закономерностей горения пыли в факеле. М.: МЭН. 1974.
8. Бабий В.И., Иванова ИЛ. Изучение механизма выгорания угольной частицы // Теплоэнергетика. 1966. № 4. С. 54 59.
9. Мигай В.К. Моделирование теплообменного энергетического оборудования. Л.: Энергоатомиздат, 1987.
10. Патанкар М. Численные методы решения задач теплообмена и динамики жидкости: Пер. с англ. М.: Энергоатомиздат. 1984. 150 с.
11. Устименко Б.П.. Джакубов К.Б.. Кроль Б.О. Численное моделирование аэродинамики и горения в топочных и технологических устройствах. Алма-Ата: Наука, 1986
12 Шницер ИЛ. Технология сжигания топлива в пылеугольных котлах. СПб.: Энер-гоатомиздат, 1994. 248 с.
13. Померанцев В.В., Рундыгнн Ю.А., Соковишин Ю.А. Приближенная теория выгорания и газификации слоя топлива / ИФЖ. 1962. Т. 4. №8. С. 3 9.
14. Померанцев В.В. Топки скоростного горения для древесного топлива. Л.: Машгиз, 1948.
15. Слоевые методы энергохимического использования топлива I Под ред. В.В. Поме ранцева. Л.: Госэнергоиздат, 1962.
16. Теория топочных процессов / Под ред Г.Ф. Кнорре и И. И. Палеева. M.-JL: Энергоатомиздат, 1966.
Глава 1.7
ЭМИССИЯ ВРЕДНЫХ ВЕЩЕСТВ ПРИ ГОРЕНИИ ОРГАНИЧЕСКИХ ТОПЛИВ
1.7.1. ВИДЫ ВРЕДНЫХ ВЕЩЕСТВ И ИХ НОРМИРОВАНА
Горение органических топлив сопровождается образованием вредных для окружающей среды веществ, состав и количество которых в конкретном случае зависит от состава топлива, технологии и режимов его сжигания. К наиболее важным загрязнителям атмосферы, генерируемым топками энергетических установок. относятся твердые частицы (зола. пыль, сажистые частицы), оксиды серы, азота и углерода В ряде случаев значимыми токсичными выбросами являются также полициклические ароматические углеводороды (в частности, бенз(а)пирен), хлористый и фтористый водород, полихлордибензодиоксины и поли-хлордибензофураны (ПХДД И ПХДФ), соеди нения свинца, кадмия, ртути, ванадия, никеля и др.
Для основных загрязнителей атмосферы, выбрасываемых энергетическими установками, как и для прочих загрязнителей, законодательно установлены максимальная разовая и среднесуточные предельно допустимые концентрации в атмосферном воздухе населенных пунктов (соответственно ПДКмр и ПД1\.С). которые представлены в табл 1 7.1 (ГН 2.1.6 1982 05).
Загрязняющие вещества, имеющие близкий характер биологического воздействия на организм человека, обладают эффектом сум мации К таким веществам относятся, в част ности, NO и SO2. При одновременном содер жании в атмосфере их допустимые приземные концентрации должны удовлетворять неравенству:
^SO2/^^SO2 -1’
где CSq2 и CNq2 — фактические концентрации веществ в атмосферном воздухе
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань>
138
Глава 1.7. ЭМИССИЯ ВРЕДНЫХ ВЕЩЕСТВ ПРИ ГОРЕН1Ш ОРГАНИЧЕСКИХ ТОПЛИВ
1.7.1. Предельно допустимые концентрации вредных веществ
Вещество ПДК.ф, мг/м3 ГЦДМ., мг/м3
Диоксид азота NO2 од 0,040
Оксид азота NO 0,40 0,060
Сернистый ангидрид SO2 0,5 0,05
Сероводород H2S 0,008 -
Оксид углерода СО 5,0 3,0
Формальдегид НСНО 0.035 0.003
(LtiTK-ii С 0,15 0,050
Нетоксичная пыль 0,5 0,15
Угольная зола ТЭС при содержании оксида кальция 35 ... 40 % 0,05 0,02
Мазутная зола ТЭС в пересчете на ванадий - 0,002
Бенз(а)пирен С20Н12 0,000001
Диоксины (в пересчете на 2,3,7,8-тетрахлордибензо-1,4-диоксин) 0,5 г/м3
Концентрации вредных веществ в дымовых газах многократно превышают указанные предельно допустимые концентрации в приземном слое. Поэтому их рассеивают с помощью дымовых труб достаточной высоты для конкретных условии, исходя из мощности источника и характера выбросов. Однако независимо от высоты труб, которые у мощных электростанций достигают 250 ... 320 м, решить задачу только с их помощью невозможно. В первую очередь это касается электростанций, работающих на твердом топливе.
Высокое содержание золы в твердом топливе и, соответственно, в дымовых газах не позволяет обеспечить санитарные нормы по запыленности атмосферы при разумной техни чески и экономически обоснованной высоте труб. Поэтому очистка дымовых газов от летучей золы перед дымовой трубой является обязательной. Даже при этом, несмотря на высокую эффективность современных газоочистных установок по улавливанию летучей золы, содержание некоторых микроэлементов в неуловленных фракциях золы может ограничивать топливоиспользование по санитарно-ги гиеническим нормам. Например, зола низкосортного антрацитового штыба некоторых месторождений содержит большое количество химических соединений мышьяка, зола кан-
ско-ачинских углей содержит свободный оксид кальция. Д ля такой золы ПДК в приземном слое воздуха в 10 раз ниже, чем для нетоксичной пыли.
Твердые выбросы при сжигании мазута, как правило, содержат высокотоксичные соединения ванадия и никеля Что же касается газообразных вредных выбросов, то ограничение их содержания перед дымовой трубой определяется не только соответствующей высотой трубы, но и международными соглашениями об ограничении трансграничных переносов вредных вешеств В рамках конвенции Европейской Экономической комиссии ООН о трансграничном загрязнении воздуха (13 ноября 1979 г.) в 1985 г. был принят протокол о сокращении выбросов серы или их трансграничных потоков по меньшей мере на 30 % (к 1993 г.). В 1988 г. принят аналогичный протокол о сокращении выбросов оксидов азота и их трансграничных потоков, в соответствии с которым присоединившиеся к нему страны обязались принять эффективные меры по ограничению или сокращению национальных годовых выбросов и применять национальные нормы выбросов к крупным новым и подвергающимся существенной реконструкции стационарным источникам.
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань>
ВИДЫ ВРЕДНЫХ ВЕЩЕСТВ И ИХ НОРМ11РОВАЕП1Е
139
Выполнение требовании по защите атмосферного воздуха в нашей стране и исполнение обязательств по упомянутым выше протоколам потребовало на уровне государственных стандартов регламентировать предельно допустимые выбросы (ПДВ) вредных веществ из различных источников и, в частности, из котлов электростанций. Согласно ГОСТ Р 51831 выбросы оксидов азота и серы регламентируются как суммарные NOX = NO + NO2 в пересчете на NO2 и SO, = SO2 + SO3 в пересчете на SO2 (массовые концентрации указываются в сухих дымовых газах при нормальных условиях приведенные к коэффициенту избытка воздуха 1,4)
В целом задача ограничения вредных выбросов решается по следующим направлениям: путем перевода топливоиспользующих установок на другие виды топлива;
разработкой и применением методов (технологий) уменьшения образования вредных выбросов;
разработкой и применением систем очистки дымовых газов.
Перевод топливоиспользующих установок на другие виды топлива с целью улучшения экологических условий в данном регионе или на локальном объекте является эффектив ным мероприятием, но по технико-экономи ческим причинам далеко не всегда возмож
ным. Для сравнительного анализа воздействия на окружающую среду различных видов органического топлива можно воспользоваться суммарным показателем вредности каждого из сравниваемых топлив £П. Данный показатель определяется как сумма относительных вредностей, выраженных в долях значения ПДК, для соответствующих веществ £П = £Пг.
Сравнение ряда топлив по этому показателю приведено в табл. 1.7.2.
Использование экологически чистых топлив является важным и в ряде случаев единственно возможным способом защиты приро ды от загрязнения в случаях маломощных бытовых и коммунальных тепловых установок, для которых применение сложных систем технически и экономически неприемлемо.
Разработка и применение технологий сжигания топлив с ограничением образования вредных веществ до уровня ПДВ является основным направлением обеспечения экологи ческих требований для промышленных и энергетических установок, для которых это направление экономически наиболее выгодно. Системы очистки дымовых газов от газообразных вредных веществ (оксидов азота и серы) ввиду сложности и высокой стоимости применяются в основном в тех случаях, когда технологические мероприятия не могут обеспечить регламентируемый уровень вредных выбросов.
1.7.2. Сравнение топлив по относительному показателю вредности
Топливо ПзоОЫ nso2 ПЫО2 nv2os ЕП
Природный газ 4,07 4,07
Кузнецкий уголь 0,26 1,82 6,66 8,74
Мазут Sp = 0,5 % 0,76 6,41 1,91 9,08
Донецкий AUI 0,46 3,71 6,90 11,07
Назаровский бурый уголь 0,33 3,87 7,56 11,76
Мазут Sp=l % 1,58 6,47 3,82 11,76
Сланцы 2,59 8,57 8,16 19,77
Мазут Sp = 2,5 % 3,82 6,41 9,54 19,77
Подмосковный уголь 1,12 14,58 7,26 22,86
Мазут Sp = 3,5 % 5,34 6,41 13,36 25,11
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКАД
Издательство«Лань» ЛАН1
140
Глава 1.7. ЭМИССИЯ ВРЕДНЫХ ВЕЩЕСТВ ПРИ ГОРЕНИИ ОРГАНИЧЕСКИХ ТОПЛИВ
1.7.2. ЭМИССИЯ ОКСИДОВ АЗОТА
Из всех оксидов азота при анализе топочных устройств рассматривают только NO, образуемый в основном в этих условиях. При относительно низких температурах термодинамически предпочтительно образование ди оксида азота NO,, однако ввиду малой скорости образования NO, в котле и относительно малого времени прохождения дымовых газов по тракту котла его содержание в сумме NO + + NO, за котлом не превышает 5 ... 10 %. В то же время в результате доокисления NO в атмосфере содержание NO2 в их сумме увеличивается до 60 ... 80 %. В связи с этим выбросы оксидов азота представляются как NOX и определяются суммой NO и NO2 в пересчете на NO,.
Реальный выход оксидов азота в процессе горения органических топлив, кроме термодинамических условий, определяется кинетическими факторами: конкретными цепочками реакций (механизмами), приводящими к получению искомого продукта и их скоростями. К настоящему времени в результате исследований среди многочисленных цепочек возможных реакций общепризнаны три механизма образования оксидов азота: тепловой окисления азота воздуха; окисления азота воздуха с участием реакций пиролиза углеводородов (образование так называемых "быстрых" оксидов азота); окисления азота, содержащегося в топливе (топливные оксиды азота).
Тепловой механизм в основном его варианте, разработанный Я.Б. Зельдовичем, П.Я. Садовниковым и Д.А. Франк-Каменецким, определяется цепными реакциями О + + N2 —> NO + N и N -г О, —> NO + О в предположении о наличии термодинамического равновесия реакции образования атомарного кислорода.
Для условий топок паровых котлов при пренебрежимо малой скорости обратных реакций (при Т < 2100 К) и с учетом закономерностей образования равновесной концентрации оксида азота скорость его образования по теп левому механизму' может быть определена по уравнению
JNO / dx = 2,67-1013ехр(-135 000 / RT) х xN^.
В ряде исследований рассмотрен вопрос об участии дополнительных реакций в тепло
вом механизме образования оксидов азота. Имеются описания уточненного и расширенного тепловых механизмов. В первом случае учитывается наличие вблизи фронта пламени сверхравновесной концентрации атомарного кислорода, а во втором кроме указанных цепных реакций реакция с участием радикала ОН: N + ОН -> NO + Н.
Кроме реакций теплового механизма наиболее вероятна последовательность дополнительных реакций:
NO + NO —> N2O + О;
O+N2O->N2 + O,.
Для оценки возможного количества оксидов азота, образующихся по тепловому механизму, различными исследователями (в частности, в ОАО "НПО ЦКТИ") выполнены систематизированные термодинамические и кинетические расчеты для широкого диапазона исходных данных с определением равновесного состава всех основных компонентов продуктов сгорания с учетом диссоциации. Кинетические расчеты проведены с использованием кинетического уравнения расширенного механизма Зельдовича с учетом участия в цепных реакциях радикала ОН. Результаты этих расчетов свидетельствуют о высокой степени влияния на выход оксидов азота температуры и коэффициента избытка воздуха. При этом высокая энергия активации реакций образования тепловых оксидов азота обусловливает достаточно высокий уровень температуры, при котором становится заметным их образование.
При реальных коэффициенте избытка воздуха а 1,1 и времени реакции до 5 с тем пература на уровне 1600 К является предельной, ниже которой образованием оксидов азота по тепловому механизму можно пренебречь. При температуре 1600 К и сс = 1,1 за максимально возможное время пребывания продуктов сгорания в топках мощных котлов 3 ... 5 с концентрация образовавшегося NO не превышает 10 ... 20 мг/м3. В то же время, следуя экспоненциальному характеру/ влияния температуры на образование оксидов азота по тепловому механизму, повышение температуры до 2000 К при а = 1,03 ... 1,1 приводит к росту концентрации NO до 1200 ... 2000 мг/м3 за время реакции 0.2 с (реальном для времени пребывания в зоне максимума тепловыделения). Эти закономерности образования тепловых оксидов азота не могут быть использова
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань>
ЭМИССИЯ ОКСИДОВ АЗОТА
141
ны для расчета их выхода в конкретных топках ввиду неравномерности температурных полей и концентраций компонентов продуктов горения.
Образование "быстрых" оксидов азота впервые было описано Фенимором Отличи тельной особенностью этого механизма является высокая скорость реакций, соизмеримая со скоростью горения, при относительно низких температурах. Основой механизма образования "быстрых" оксидов азота при сжигании углеводородных топлив являются низкоэндо-термичные реакции молекулярного азота с углеродсодержащими радикалами, продуктами пиролиза топлива:
N2 + CH —> HCN + N ( 8,38 кДж/моль);
N2 + C2 —>2CN( 16,72 кДж/моль);
N2 +СН2 -> HCN+ NH ( 37,6 кДж/моль).
Образовавшиеся азотсодержащие радикалы затем реагируют с кислородсодержащими радикалами и между собой, в частности.
HCN + (Н, ОН) CN + (Н2, Н2О);
CN + О2 —> NO +СО;
CN + OH >NH + CO;
NH + OH->NO+H2;
nh+no->n2 + oh.
В результате конкурирующих направлений реакций образования оксида азота и восстановления молекулярного азота в зависимости выхода "быстрых" оксидов азота от коэффициента избытка воздуха а имеется экстремум, расположенный в области богатых смесей (Ct < Г). Количественный выход "быстрых" оксидов азота и расположение его максимума в зависимости от а существенно зависят от вида и состава топлива (соотношения С / Н). По результатам лабораторных исследований максимальный уровень образования «быстрого» оксида азота имеет место при сжигании ацетилена при коэффициенте избытка воздуха о. = 0,65 (около 280 мг/м3). При сжигании керосина максимум выхода имеет место при а = 1 (200 мг/м3), а при сжигании метана максимум достигается при а = 0,85 .. 0,9 (140 мг/м3). По результатам исследований на котле (ТГМП-324, 1000 т/ч, газоплотный) максимум выхода "быстрых" оксидов азота при сжигании мазута имеет место при а = 0,95 .. 1. При этом
обнаружено, что "быстрых" оксидов азота образуется тем больше, чем медленнее выгорает топливо, что, по-видимому, объясняется большим временем существования углеродво-дородных радикалов.
Оксиды азота из азота топлива, как и "быстрые" оксиды азота, образуются в зоне горения (во фронте пламени и вблизи его) со скоростью, соизмеримой со скоростью реакций горения и относительно мало зависящей от температуры.
В общем случае механизм образования оксидов азота из азота топлива представляется следующей схемой. Азотсодержащие соединения топлива в зоне реакций горения распада ются с образованием радикалов и соединений азота CN, HCN. (CN)2. NH3, NH2, NH. N, которые вступают в реакции по двум конкурирующим направлениям: окисления кислородсодержащими радикалами и соединениями (О, ОН, О2) с образованием оксидов азота и восстановления их до N2 при взаимодействии азотсодержащих соединений (включая NO) между собой. Наиболее важными факторами, влияющими на выход оксида азота в этом слу чае, являются содержание азота в топливе и коэффициент избытка воздуха.
Оба механизма образования оксидов азота во фронте пламени фактически представляют собой идентичный набор реакций. Принципиальным отличием является характер первых актов этой цепочки реакций. В случае механизма образования "быстрых" оксидов азота первым ключевым моментом является пиролиз топлива при недостатке окислителя, продукты которого (СН и др.) благодаря высокому .химическому сродству с молекулярным азотом легко вступают с ним реакцию с образованием азотсодержащих радикалов и веществ. В случае "топливного" механизма азотсодержащие радикалы образуются сразу в результате разложения топлива в процессе горения и дальнейшие реакции идут в соответствии с концентрациями реагирующих веществ.
Таким образом, конкурирующими направлениями реакций зависимость выхода оксидов азота из азота топлива от коэффициента избытка воздуха при сжигании мазута имеет пологий максимум в области а > 1 (примерно при а = 1,1 ... 1,15).
В топочных мазутах содержание азота, как правило, составляет 0,2 ... 0,5 % (чаще 0,2 ... 0,3%). В оксид азота, если не приняты специальные меры (например, ведение режима
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань>
142
Глава 1.7. ЭМИССИЯ ВРЕДНЫХ ВЕЩЕСТВ ПРИ ГОРЕН1Ш ОРГАНИЧЕСКИХ ТОПЛИВ
горения с минимальным избытком воздуха), переходит примерно 20 ... 50% ( большая доля при меньшем количестве азота в топливе).
В случае твердых топлив образование оксида азота из азота топлива имеет особенности, связанные с присущими твердому топ ливу физическими стадиями горения: одна часть азота топлива выделяется с летучими и преобразуется в оксид азота в процессе горения летучих, другая часть остается в коксовых частицах и преобразуется в оксид азота в процессе их выгорания. Соотношение оксидов азота, образующихся при горении летучих и коксового остатка, зависит от марки топлива, в частности от выхода летучих и энергии актн вации процесса их возгонки.
С увеличением доли легковозгоняемых фракции летучих веществ возрастает и доля перехода в оксиды азота азота топлива относительно его полного содержания в топливе. Для такого топлива степень перехода азота топлива в оксиды азота определяется прежде всего коэффициентом избытка первичного воздуха (Xi относительно теоретически необходимого количества воздуха для сгорания летучих веществ. С достаточной для практики точностью долю воздуха, идущего на сгорание летучих веществ относительно теоретически необходимого для сгорания всей массы топлива можно принять равной доле тепловыделения летучих веществ qR.
В области изменения коэффициента избытка первичного воздуха 0 < cti < qR выход оксида азота возрастает с ростом cq и достигает максимума при cti » qR. Увеличение суммарного избытка воздуха в горелках за счет вторичного воздуха и интенсивности его смешения с первичным воздухом приводит к увеличению конечного выхода NOX. Степень зависимости выхода оксидов азота от общего коэффициента избытка воздуха в горелках зависит от организации смешения на начальном участке факела, доли первичного воздуха, температурного уровня процесса горения и особенностей топлива.
Вклад каждого из описанных механизмов образования NOX в общих выбросах зависит от вида и характеристик топлива и технологии сжигания, определяющей температуру? и концентрации реагирующих веществ. При сжигании, например природного газа, в составе ко
торого отсутствуют азотсодержащие вещества, образуются в основном "тепловые" и в меньшей мере "быстрые" оксиды азота. Но при организации низкотемпературного сжигания газа ^ниже 1800 К), основную долю будут составлять "быстрые" оксиды азота. При сжигании топочных мазутов образование оксидов азота идет по всем трем механизмам. При сжигании низкореакционных твердых топлив особенно при жидком шлакоудалении (ЖШУ) высока доля термических оксидов азота, в других случаях (высокореакционные топлива, твердое шлакоудаление) в основном образуются топливные оксиды азота.
1.7.3. ОБРАЗОВАНИЕ ОКСИДОВ СЕРЫ
В продуктах сгорания энергетических топлив оксиды серы присутствуют в виде сернистого SO2 и серного SO3 ангидридов Содержание SO3, как правило, составляет не более 2 ... 3 % содержания SO2. В составе продуктов это несколько тысячных долей процента (по объему).
В состав газообразных топлив сера входит в виде сероводорода H2S или сернистого ангидрида SO2. В мазуте сера присутствует главным образом в виде сероорганических соединений и. в меньшей мере, в виде сероводорода и элементарной серы. В твердых топливах сера может содержаться в трех видах: органическая Sop, колчеданная SK и сульфатная Sc. Органическая сера входит в состав сложных высокомолекулярных органических соединений топлива. Колчеданная сера представляет собой соединения серы с металлами, чаще всего с железом (железный колчедан FeS2) и входит в минеральную часть топлива. Сульфатная сера входит в минеральную часть топлива в виде сульфатов щелочных металлов (CaSO4 и MgSO4) и в процессе горения дальнейшему окислению не подвергается и переходят в золу шш частично разлагаются при высоких температурах (выше 1200 ... 1300 °C).
При сжигании сернистых топлив практически вся сера окисляется до сернистого ангидрида в соответствии со следующими брут-то-реакциями:
Sop + O2=SO2;
2H2S + ЗО2 = 2SO2 +2Н2О;
4FeS2 +1Ю, = 2Fe,O3 + 8SO2.
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань>
ОБРАЗОВАНИЕ САЖИСТЫХ ЧАСТИЦ ИПОЛ11Ц11КЛ1ГЧЕСК11Х УГЛЕВОДОРОДОВ
143
Эти реакции идут по цепному механизму с участием промежуточных веществ HS и SO.
Образование серного ангидрида SO3 происходит в зоне горения в результате следующих реакции:
SO2 + О + М —> SO3 + М;
SO+O2->SO3.
Кроме того, с участием катализаторов (V2O5, Fe2O3) возможна реакция SO2 + ЧО2 —> ->SO3
Возможно также взаимодействие серии стого ангидрида с оксидами азота:
SO2 + 2NO —> SO3 + N2O;
SO2 +NO2 -vSO3 + NO.
Наряду с образованием сернистых газов в соответствии с приведенными реакциями в топке и по тракту котла могут происходить реакции связывания сернистых газов щелочноземельными и щелочными оксидами, имеющимися в составе золы, с образованием сульфатов Объем этого связывания зависит от соотношения компонентов реагирующей системы и температурного уровня. Оптимальной температурой является температура в диапазоне 800 ... 1000 °C, мольное отношение Са / S не менее 2. При более высокой температуре происходит разложение сульфатов. Практическое значение этот процесс имеет для высоко реакционных твердых топлив, сжигаемых при относительно низких температурах (1250 ... 1300 °C) с большим содержанием в золе оксидов кальция и магния. Например, при сжигании при указанной температуре (для предотвращения шлакования поверхностей нагрева) бурого угля Березовского месторождения Кан ско-Ачинского бассейна оксидом кальция, содержащегося в золе (CaO SO2 = 3,5 ... 4,5), связывается до 50 % серы. При сжигании других углей этого бассейна при твердом шлако-удалении связывается до 20 % серы. При низкотемпературных технологиях сжигания связывание оксидов серы возрастает и может достигать 50 ... 60%.
Серный ангидрид SO3 является коррозионноактивным компонентом продуктов сгорания, вызывающим сернокислотную коррозию низкотемпературных поверхностей нагрева (в частности воздухоподогревателей). Исследование влияния различных факторов на концентрации серного ангидрида в дымовых газах показали, что образование SO3 в зависимости
от содержания серы в тошшве подчиняется степенной зависимости SO3 = «(S₽)0,5 и увеличивается с ростом температуры факела в зоне активного горения до 1700 ... 1800 °C (научастке 1550 .. 1750°С примерно в 5 раз, например, от 0,001 до 0,005%). По этой причине (в связи со снижением температуры факела) примерно прямо пропорционально уменьшается концентрация SO3 со снижением нагрузки.
Зависимость концентрации S(J3 от а имеет экстремальный характер с максимумом примерно в области а = 1,25 и с минимумам (практически нулевым уровнем) при а = 0.95 .. 1,0. Увеличение коэффициента избытка воздуха от 1,0 до 1,03 ... 1,05 приводит к резком}' росту концентрации SO3, приближая ее к максимальной.
При сжигании твердых сернистых топлив на концентрацию SO3 в дымовых газах и коррозию низкотемпературных поверхностей нагрева существенно влияет качественный и количественный состав золы. Наличие в золе топлива щелочных компонентов приводит в высокотемпературной зоне к снижению концентрации серного ангидрида по реакции
RnO + SO3 -v RnSO4,
где RnO оксид щелочного металла.
На высокотемпературных поверхностях нагрева щелочные соединения также подавляют реакции окисления SO2 до SO3 и связывают в сульфаты образовавшийся серный ангидрид.
1.7.4. ОБРАЗОВАНИЕ САЖИСТЫХ ЧАСТИЦ И ПОЛПЦ1ПСЛПЧЕСКПХ
АРОМАТИЧЕСКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ
При сжигании газообразных, жидких и твердых тошшв вид и состав твердых выбросов имеют существенно различный вид и состав.
Твердые выбросы при сжигании газообразных топлив состоят из пыли, характер и состав которой зависит от происхождения газов (природный, доменный, коксовый), и сажевых частиц, образовавшихся в процессе горения в результате газофазных реакций продуктов горения.
Частицы сажи представляют собой цепочкообразные агрегаты приблизительно монодис-персных сферических звеньев. Диаметр сфер обычно составляет около 100 ... 500 А. Части цы сажи являются соединением углерода и водорода с атомным отношением С / Н = 1 ... 8.
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань>
144
Глава 1 7 ЭМИССИЯ ВРЕДНЫХ ВЕЩЕСТВ ПРИ ГОРЕНИИ ОРГАНИЧЕСКИХ ТОПЛИВ
Процесс образования сажевых частиц делится на стадии: образование зародышей, образование сферических элементарных звеньев (размером около 250 А) агломерацией и ростом поверхности, образование цепи сферических звеньев коагуляцией. Предполагается, что при температуре 1200 ... 2200 К наибольшее зна чение имеют механизмы, в которых основную роль в образовании зародышей сажи и росте поверхности частиц играют ацетилен, дифенил, полициклические ароматические углеводороды, полиацетилены. радикалы перечисленных углеводородных классов, а также углеводородные ионы. С точки зрения .химического процесса, зародышеобразование включает реакции как дегидрогенизации, так и полимеризации.
Твердые выбросы при сжигании топочных мазутов состоят из недогоревших коксовых частиц, образовавшихся из капель мазута, и. в меньшей мере, из частиц сажи, образовавшихся в результате газофазных реакций. Коксовые частицы представляют собой конгломерат углерода и минеральной части, т.е. золы. В зависимости от зольности топлива и полноты выгорания в них содержится 20 .. 90 % углерода.
На процесс ококсовывания мазутных капель наиболее сильное влияние оказывают асфальтены, количество которых в мазуте на порядок больше карбенов и карбоидов. Попав в высокотемпературное топочное пространст во, капля мазута в процессе нагрева и испарения начинает ококсовываться в результате превращения на ее поверхности смол в асфальтены и разложения асфальтенов с образованием кокса, а при высокой температуре в результате крекинга смол, асфальтенов и кар-боцдов. Ококсовывание поверхности капель тормозит их испарение, но увеличивает скорость прогрева. В какой-то момент происходит прорыв коксовой оболочки с выбросом паров и жидкости. Таким образом, образуется полая коксовая частица с отверстием в стенке.
Основное количество коксовых частиц (более 70 % по массе) имеет размеры 63 ... 200 мкм, количество частиц меньше 50 мкм, включающее в основном осколки коксовых частиц и сажу, составляет около 7 %. Максимальный размер коксовых частиц (250 .. 320 мкм) сравнительно мало зависит от исходного максимального размера капли (соответственно 400 ... 1300 мкм), что, по-видимому, объясняется распадом (разрывом) крупных капель в процессе их испарения или (и) вто
ричным дроблением в высокоскоростном воздушном потоке на выходе из форсунки.
Коксовый остаток мазутной капли является высокопористым образованием. Удельная площадь поверхности коксовых частиц 8 13,5 мм2/г, а общая пористость 0,5 см3/г
Образование сажевых частиц при сжигании жидкого топлива с точки зрения химического процесса сажеобразования, в частности зародышеобразования из газовой фазы, не отличается от описанного выше. Однако наличие стадии испарения капель и характер горения паров топлива вокруг и вблизи капли и влияние на этот процесс физических условий (температуры, состава окружающей среды и др.) существенно влияют и на условия сажеобразования и количественные результаты этого процесса.
Известно, что при обтекании капли потоком фронт пламени, окружающий каплю, деформируется, приобретая вытянутую форму, при которой основная масса паров топлива горит во фронте пламени с тыльной стороны капли. При определенной скорости скорости затухания пламя, окружающее каплю, отрывается от нее и пары топлива горят в следе капли на некотором расстоянии от нее. Скорость затухания пропорциональна диаметру капли в квадрате и уменьшается со снижением температуры окружающей каплю среды и концентрации кислорода в ней.
По сравнению с горением капли в неподвижной среде (или при нулевой относительной скорости) увеличение относительной скорости первоначально приводит к повышению скорости выгорания капли до определенного предела. Скорость выгорания капли скачкообразно снижается и имеет минимальное значение при достижении критического значения относительной скорости, при которой фронт горения вокруг капли имеет сильно вытянутую овальную форму и находится на грани отрыва от капли. Именно в этом случае, кроме резкого замедления выгорания капли, имеет место максимальное сажеобразование (ввиду' замед ленного подвода кислорода к фронту горения).
Дальнейшее увеличение относительной скорости (уже при отрыве фронта горения от капли) несколько повышает скорость испарения капли благодаря усиленному конвективному уносу паров топлива от поверхности капли. При этом скорость перемешивания паров топлива с окружающей средой возрастает, продукты пиролиза высокомолекулярных ком-
ЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА К
Издательство «Ланы ЛАН?
МЕТОДЫ СНИЖЕНИЯ ВРЕДНЫХ ВЫБРОСОВ И ОБРАЗОВАНИЯ ОКСИДОВ АЗОТА
145
понентов окисляются быстрее, а сажи образуется меньше.
Общее количество коксовых частиц и частиц сажи выбрасываемых из котла представляет собой динамическое равновесие образования и выгорания частиц с учетом изложенных явлений, уровня температуры в топке (ввиду малого размера указанные частицы горят в кинетической области) и времени пребывания в топке
Образование бенз(а)пирена. Среди ряда полициклических ароматических углеводородов, образующихся в процессе горения органических топлив, наибольшей канцерогенной активностью выделяется бенз(а)пирен С20Н]2. Первым этапом в его образовании, как и при образовании сажевых частиц, является пиролиз углеводородов. Механизм образования бенз(а)пирена протекает с участием ацетилена и других углеводородов ацетиленового ряда, образующихся при пиролизе или крекинге.
Известные гипотетические механизмы образования, базирующиеся на теоретических исследованиях, предложены Н.В. Лавровым и Г.М. Беджером. Н.В. Лавровым рассмотрены два пути образования C2eHJ2: высоко- и низкотемпературный. Начальная стадия образования С20НГ2 происходит через уплотнение ацетилена по радикально-цепному механизму и приводит к образованию триацетилена, который взаимодействует с ацетиленом и радикалом С2Н. что приводит к образованию C20HJ2. Образование С20Н]2 из С2Н2 рассматривается Г.М. Беджером как процесс удлинения цепи с синтезом бутадиена, а затем стирола. В пределах тракта котла бенз(а)пирен в зависимости от температуры изменяет агрегатное состояние. При температуре выше 312 °C бенз(а)пи рен представляет собой газообразное вещество, ниже этой температуры и до температуры 178 °C капельную жидкость, ниже 178 °C выпадает в виде твердых частиц. Образуясь в зоне горения параллельно с образованием сажистых частиц, значительная масса бенз(а)пн рена адсорбируется на поверхности пор этих частиц.
Лабораторные исследования показали, что максимальное образование бенз(а)пирена имеет место в зоне горения с локальными коэффициентами избытками воздуха а = 0,1 ... 0,6, а с увеличением коэффициента избытка воздуха содержание бенз(а)пирена уменьшается до исчезновения при а > 1,5.
Измерения выбросов бенз(а)пирена на котлах, показали, что концентрация бензапирена в зоне активного горения достигает в зависимости от вида топлива и организации процесса горения от 500 ...800 до 3000... 6000 мг/м3. В связи с выгоранием по ходу факела его концентрация в дымовых газах на выходе из котла обычно составляет 2... 5 мг/100 м3 при сжигании газа и от 5 ... 10 до 40.. 60 мкг /100 м3 при сжигании мазута.
Такие концентрации на выходе из дымовых труб мощных ТЭС. как показали специальные измерения, не приводят к превышению ПДК в приземном слое. В то же время в дымовых газах мелких отопительных котельных, особенно отапливаемые углем, концентрация бенз(а)пирена на несколько порядков выше. Учитывая относительно низкую высоту/ дымовых труб таких котельных выбросы бенз(а)пи-рена из них представляют серьезную опас ность для здоровья человека. Важно отметить четкую корреляцию повышения концентрации бенз(а)пирена с ухудшением качества горения, сопровождающимся сажеобразованием.
1.7.5. МЕТОДЫ СНИЖЕНИЯ ВРЕДНЫХ ВЫБРОСОВ И ОБРАЗОВАНИЯ
ОКСИДОВ АЗОТА
Методы снижения образования оксидов азота представляют собой конструктивные и режимные мероприятия, приводящие к изменению термодинамических и кинетический условий в сторону подавления реакций образования оксидов азота и активизации реакций их восстановления в молекулярный азот В общем случае это означает управление тем пературным режимом и концентрационными соотношениями компонентов реагирующей системы в различных зонах факела или топочного объема, а также временем пребывания продуктов горения в каждой реакционной зоне, т.е. временем реакции. В зависимости от вида и характеристик топлива и технологии сжигания в образовании оксидов азота в конкретных условиях превалирует, как правило, один из описанных механизмов. В соответствии с особенностями этого механизма (механизмов) и выбирается стратегия его подавления.
При сжигании газа и мазута мероприятия по снижению выбросов оксидов азота должны быть направлены в основном на подавление теплового механизма, а при необходимости максимального снижения выбросов механизма образования "быстрых" оксидов
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань>
146
Глава 1.7. ЭМИССИЯ ВРЕДНЫХ ВЕЩЕСТВ ПРИ ГОРЕН1Ш ОРГАНИЧЕСКИХ ТОПЛИВ
азота, а при сжигании мазута механизма образования "топливных" оксидов азота.. Основные мероприятия подавления теплового механизма направлены на снижение температуры в топке, точнее в высокотемпературной ее части (в зоне максимального тепловыделения), и концентрации кислорода в этой зоне (снижение коэффициента избытка воздуха^.
В качестве основного средства снижения температуры в зоне активного горения при сжигании газа и мазута применяется рециркуляция дымовых газов, отбираемых, как правило, за водяным экономайзером и вводимых в зону активного горения следующими способами:
в смеси со всем воздухом, подаваемым на горение;
в смеси с частью воздуха, подаваемым на горение по одному из каналов горелки;
через автономный канал горелки (с под-вариантами по расположению каналов для газов рециркуляции периферийный или между воздушными каналами).
Ввиду экспоненциальной зависимости выхода оксидов азота от температуры (по тепловому механизму) эффективность ввода газов рециркуляции тем больше, чем выше исходная температура в топке в зоне максимального тепловыделения. Для котлов с исходной тем пературой (без ввода рециркулирующих газов) 1700 ... 1750 °C ввод газов рециркуляции через горелки в количестве 15 % количества дымовых газов, покидающих котел, уменьшает выбросы оксидов азота более, чем в 2 раза.
Способы ввода газов рециркуляции имеют примерно равную эффективность по сни жению образования оксидов азота, но различаются конструктивно и по влиянию на другие показатели топочного процесса.
Ввод газов рециркуляции в смеси со всем воздухом, подаваемым на горение, является одним из наиболее эффективным. Отличается возможностью организации простой схемы газоходов со сравнительно небольшой металлоемкостью, обеспечивает идентичность степени рециркуляции во всех горелках котла. К его недостаткам относятся:
явно выраженное влияние на устойчи вость горения и повышение выбросов сажистых частиц при сжигании мазута, особенно на сниженных нагрузках;
необходимость достаточно высокого на пора дымососов рециркуляции газов и вентиляторов дутьевого воздуха для преодоления
повышенного аэродинамического сопротивления газовоздушного тракта:
взаимное влияние изменения режимов по рециркуляции и по коэффициенту избытка воздуха, что несколько усложняет оперативное управление топочным процессом по этим параметрам
Его применяют преимущественно при сжигании газа с обеспечением полного перемешивания газов рециркуляции с воздухом до входа в горелки.
Ввод газов рециркуляции в смеси с частью воздуха, подаваемого в периферийные каналы горелок, отличается от предыдущего способа меньшим влиянием газов рециркуляции на зону воспламенения и начальных стадий горения, что особенно важно при сжигании мазута (выбросы сажистых частиц меньше по сравнению с предыдущим способом) Однако его осуществление сложнее, так как требуется разделение воздушных коробов перед горелками на два потока. В остальном этот способ имеет такие же характеристики. Его применение возможно при сжигании как газа, так и мазута с обеспечением полного перемешивания газов рециркуляции с периферийным воздухом до разделения на потоки к горелкам (или к группам горелок при индивидуальной или индивидуально-групповой раздаче воздуха на горелки).
Ввод газов рециркуляции через отдельные периферийные каналы горелок наиболее гибок с точки зрения управления распределением газов рециркуляции в факеле горелки. Управленце этим процессом достигается путем изменения длины обечайки между каналом газов рециркуляции и смежным воздушным каналом, скоростью истечения газов рециркуляции, длины и формы амбразуры горелки. Благодаря этому можно достичь максимальной эффективности в подавлении оксидов азота, не балластируя зону воспламенения и начальной стадии горения, а следовательно, не ухудшая устойчивости горения и существенно не увеличивая выбросов сажистых частиц в широком диапазоне нагрузок и степеней рециркуляции газов (до 60 %).
Кроме того, ввод газов рециркуляции отдельными каналами (как правило, без закрутки) требует значительно меньшего напора дымососов рециркуляции газов и вентиляторов дутья и практически не приводит к взаимному влиянию изменения режимов по коэффициен ту избытка воздуха и степени рециркуляции
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань>
МЕТОДЫ СНИЖЕНИЯ ВРЕДНЫХ ВЫБРОСОВ И ОБРАЗОВАНИЯ ОКСИДОВ АЗОТА
147
газов. Рекомендуемая скорость истечения газов рециркуляции равна или близка к скорости истечения воздуха в смежном канале. К недостатку этого способа относится усложнение газовоздушного тракта, особенно при индивидуальной раздаче воздуха и газов рециркуляции по горелкам, и конструкции горелки.
Ввод газов рециркуляции отдельным каналом горелки, расположенным между воздушными каналами. В этом случае кроме сни жения температуры факела кольцеобразная струя газов рециркуляции замедляет смешение внутреннего и внешнего потоков воздуха, что при соответствующем подборе распределения топлива по сечению факела позволяет полу чить более глубокое подавление образования оксидов азота. Применение такой схемы подачи газов рециркуляции требушет очень тщательной настройки рабочего процесса, поскольку попадание топлива (особенно жидкого) в поток газов рециркуляции может приводить к пульсационному горению с вибрацией топки, чрезмерной концентрации коррозионно-активной восстановительной среды в пристенной зоне экранов и к повышенному образованию сажистых частиц и бенз(а)пирена.
Двухступенчатый подвод воздуха. Для подавления образования оксидов азота по всем трем механизмам применяется двухступенчатый подвод воздуха (двухступенчатое сжигание), при котором большая часть воздуха (70 ... 80 %) подается на горение через горелки, остальная часть для дожигания продуктов горения, образовавшихся в первой ступени, вводится над горелками через специальные сопла. Это эффективный способ подавления топливных и "быстрых” оксидов азота
Расчет подачи воздуха второй ступени производится из условия общего коэффициента избытка воздуха а = 1,05 ... 1,1. Расстояние расположения сопл вторичного воздуха над горелками должно выбираться из условия прохождения продуктами горения этого расстояния за время 0,1 ... 0,5 с для обеспечения протекания реакций восстановления образовавшихся в первой ступени оксидов азота продуктами недожога.
Недостатками этого способа являются: усложнение конструкции топки и газовоздушного тракта; возможность омывания экранов топки коррозионно-активной восстановительной средой; повышенная склонность к сажеоб-разованию. Последнее особенно неблагоприятно проявляется при сжигании мазута, так как
достаточно полное дожигание образовавшихся в первой ступени сажистых частиц весьма затруднено. Кроме того, необходимо повышать общий коэффициент избытка воздуха в топке, что увеличивает потери теплоты с уходящими газами, и несколько снижать интенсивность теплообмена в топке, т.е. повышать температуру на выходе из топки при прочих равных условиях.
Для газомазутных котлов с многоярусной компоновкой горелок возможна организация двухступенчатого подвода воздуха путем полного или частичного отключения подачи топлива на верхний ярус с сохранением на нем полной подачи воздуха. При этом соответст венно перегружаются по топливу нижние яруса горелок. Примером удачного применения такой схемы является использование ее на котле энергоблока 800 МВт (тепловое напряжение сечения топки 9,1 *106 МВт/м2), на кото ром из трех ярусов горелок полный расход топлива (природного газа) подается на первый и второй ярусы (а = 0,7). а воздух через третий ярус горелок (общий коэффициент избытка воздуха по топке а = 1,06). В комбинации с рециркуляцией дымовых газов через периферийные каналы горелок со степенью рециркуляции 15 % достигнуто снижение выбросов оксидов азота в 6 раз (до 140 мг/м3)-
Вариантом двухступенчатого сжигания топлива является нестехиометрическое сжигание. В этом случае режим горения в части горелок устанавливается с существенным недостатком воздуха fa = 0.7 ... 0.8). в остальных горелках подача воздуха осуществляется с соответствующим превышением над стехиометрическим количеством. Такая организация процесса горения эффективно уменьшает выбросы оксидов азота, но, как известно из общей практики оптимизации топочного процесса, существенно ухудшает показатели топочного процесса по экономичности и выброскам сажистых частиц.
Применение горелок специальной конструкции. Горелочное устройство, поскольку оно влияет на максимальную температуру факела, время пребывания продуктов горения при этой температуре, а также на образование тепловых оксидов азота. Замедленное смесеобразование, а следовательно, удлиненный факел, умеренная закрутка воздуха в вихревых горелках являются отличительной особенностью таких горелок. В подавлении образования "быстрых" и топливных оксидов азота особенно велико
ЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА Д)
Издательство «Ланы ЛАН?
148
Глава 1.7. ЭМИССИЯ ВРЕДНЫХ ВЕЩЕСТВ ПРИ ГОРЕНИИ ОРГАНИЧЕСКИХ ТОПЛИВ
значение организации горения на начальном участке факела. Для решения этой задачи горелочное устройство должно обеспечивать смешение топлива и воздуха в зоне воспламе нения и активного горения таким образом, чтобы уменьшить время пиролиза топлива и ускорить окисление продуктов пиролиза, обеспечить в указанной зоне процесс горения преимущественно при а ~ 0,7 и активное перемешивание с остальным воздухом в конце зоны активного горения. Температурное поле по сечению факела не должно иметь резких пиков.
Конструктивное исполнение горелок, отвечающих перечисленным требованиям, может быть весьма разнообразно, но, как правило, это многоканальные горелки (не менее двух воздушных каналов) с распределением топлива, главным образом, в потоке воздуха внутреннего канала с вводом газов рециркуляции одним из описанных выше способов.
Применение различных комбинаций перечисленных способов ограничения образования оксидов азота, как показал опыт, позволяет обеспечить выбросы их из энергетических котлов при сжигании природного газа на уровне 100 .. 125 мг/м3 (приведенных к содержанию кислорода в дымовых газах 6 %), а при сжигании топочного мазута можно достичь до 120 ... 150 мг/м3. Однако в этом случае резко возрастают выбросы сажистых частиц и бенз(а)пирена. Поэтому при сжигании тяжелого топочного мазута в качестве мероприятий по снижению выбросов оксидов азота применяют, как правило, только рециркуляцию дымовых газов и оптимизацию конструкции горелочного устройства. На мощных энергетических котлах при этом достигаются выбросы на уровне 250 мг/м3.
При сжигании твердых топлив в топках пылеугольных котлов проблема уменьшения образования оксидов азота в целом более сложная, чем в газомазутных котлах. Прежде всего это обусловлено различными свойствами и характеристиками многочисленных марок твердых топлив, предопределяющими организацию топочного процесса и механизмы образования оксидов азота.
В высокотемпературных топках котлов с ЖШУ значительная доля оксидов азота (до 40 ... 60 %) образуется по тепловому механизму и в зависимости от содержания азота в топливе большая или меньшая часть по топливному механизму'. При твердом шлакоуда-
лении (ТШУ) в большинстве случаев весь или практически весь выброс оксидов азота определяется топливным механизмом и содержанием азота в топливе (в расчете на единицу' теплоты сгорания). Значимость механизма образования "быстрых" оксидов азота при сжигании твердого топлива относительно невелика.
В этих условиях выбор мероприятий по уменьшению образования оксидов азота может иметь ограничения как по количеству, так и по интенсивности. Например, на котле с жидким шлакоудалением нельзя снижать температуру в топке ниже уровня, обеспечивающего текучесть шлака, при использовании низкореакци онных топлив нельзя снижать температуру ниже уровня, обеспечивающего устойчивость горения топлива. В связи с этим не рекомендуется применять технологию сжигания угля с ЖШУ при создании новых котлов.
Ввод рециркулирующих дымовых газов с первичным воздухом. Применяется при сжигании высокореакционных каменных и бурых утлей при жидком и твердом шлакоудалении. Достигаемое снижение концентрации оксидов азота (10 .. 25 % для ЖШУ и 5 .. 15 % для ТШУ) ограничивается устойчивостью горения и текучестью шлака на сниженных нагрузках.
Перераспределение подачи топлива между'ярусами горелок и отдельными горелками обеспечивает эффективность снижения NOA 10 ... 30 %. Применение и пределы снижения NOX ограничены опасностью высокотемпературной газовой коррозии, сепарацией несгоревшей угольной пыли на под и металлизацией пода топки, возрастанием температуры газов на выходе из топки или требуемой высоты топки. При этом требуется строгий контроль за расходом топлива и воздуха на каждую горелку.
Применение горелок специальной конструкции с малым выходом NOK одно из основных мероприятий по ограничению образования оксидов азота из азота топлива на твердотопливных котлах. Принципиально конструкция горелок с малым выходом оксидов азота учитывает описанные выше закономерности влияния на степень перехода азота топлива в оксиды температуры процесса горения, избытка подачи первичного воздуха, суммарного коэффициента избытка воздуха в горелке и интенсивности смешения первичного и вторичного воздуха.
Как правило, такие горелки отличаются организацией, по крайней мере, трех зон факе
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань>
МЕТОДЫ СНИЖЕНИЯ ВРЕДНЫХ ВЫБРОСОВ И ОБРАЗОВАНИЯ ОКСИДОВ АЗОТА
149
ла, каждая из которых отличается следующими особенностями. В первой зоне происходит газификация, прогрев топлива, воспламенение и горение первичной смеси. В этой зоне необходимо обеспечить интенсивный прогрев смеси и коэффициент подачи первичного воздуха численно меньше доли тепловыделения летучих веществ (cti < 0,6 ... 0,7). Минимальные и максимальные значения ограничиваются устойчивостью воспламенения. На участке ин дукции и горения летучих должна обеспечиваться минимальная степень смешения со вторичным воздухом. Во второй зоне процесс горения протекает с коэффициентом избытка воздуха а] 4- а2 < 1 за счет смешения продуктов горения первой зоны со вторичным воздухом, поступающим по каналу горелки, смежному с каналом первичной смеси. В третьей зоне организуется дожигание продуктов горения путем ввода дополнительного воздуха через периферийный канал горелки шли через специальные сопла, расположенные над горелками.
Наиболее полно осуществить принцип интенсивного прогрева топлива на участке индукции при минимальном избытке воздуха в первичной смеси позволяет подача пыли высокой концентрации. Избыток воздуха в первичной смеси при концентрации пыли 20 ... 50 кг пыли/кг воздуха) пренебрежимо мал, и избыток воздуха в первичной смеси на выходе из горелки определяется степенью смешения потоков угольной пыли и воздуха перед амбразурой, т.е. степенью заглубления насадка первичной смеси в канал горячего воздуха. При малом заглублении насадка воспламенение первичной смеси происходит по периметру топливного «шнура» в основном за счет прогрева его наружного слоя излучением из ядра факела, и процесс прогрева и горения топлива на начальном участке факела протекают при незначительной доле присоединенного горячего воздуха.
Эффективность по снижению выбросов оксидов азота горелок специальной конструкции составляет 10 ... 30 %. Предельное снижение ограничено высокотемпературной коррозией экранов, увеличением недожога топлива и температуры на выходе из топки. Поэтому при применении горелок оптимальной конструкции по снижению оксидов азота применяются дополнительные мероприятия, устраняющие шли уменьшающие негативные явления.
Организация верхнего дутья воздуха при снижении избытка воздуха в горелках до сте
хиометрического и ниже. Режим работы горелок по коэффициенту избытка воздуха устанавливается, как правило, на уровне а = 0,95 .. 1,0 Верхнее дутье через сопла над горелками увеличивает коэффициент избытка воздуха примерно до 1,2. Расстояние сопл вторичного дутья от горелок должно обеспечивать продолжительность реакций восстановления оксидов азота до молекулярного азота по крайней мере 0,5 с. При этом эффективность по снижению NOX составляет 20 ... 40 %. Ограничения по применению этого способа связаны с загрязнением экранов и их коррозией, повышением температуры на выходе из топки или необходимостью в повышении ее высоты.
Ввод дополнительного топлива над основными горелками и организация верхнего дутья для дожигания продуктов недожога трехступенчатое сжигание. В первой ступени (в основных горелках) сжигается 80 ... 85 % топлива с о. ~1. Остальное топливо подается во вторую ступень таким образом, чтобы после смешения с основным потоком а = 0,9 ... 0,95. Образующиеся во второй ступени углеводороды и продукты недожога СО2 и Н2 вступают в реакции восстановления NO в N2. В третью ступень подается воздух для дожигания продуктов неполного сгорания, образующихся во второй ступени. В качестве дополнительного топлива-восстановителя наиболее эффективно применять высокореакционное топливо (природный газ). Имеются успешные опыты по применению основного топлива специально подготовленной утольной пыли.
Этот способ организации топочного процесса является наиболее сложным, но и наиболее эффективным: выбросы оксидов азота уменьшаются на 30 ... 50 %. Однако, как и при других способах уменьшения выбросов NOX, возникает опасность коррозии экранов и их загрязнения, повышения температуры на выходе из топки, а также возможного увеличения недожога.
Предварительный подогрев твердого топлива в инертной среде до температуры выхода летучих. Снижение образования оксидов азота достигается за счет того, что выделяющиеся в результате возгонки летучих ве ществ азотсодержащие соединения вступают в реакции с образованием молекулярного азота. В итоге в первичной смеси снижается содержание азотсодержащих компонентов, что по результату фактически соответствует умень шеншо содержания азота в исходном топливе.
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань>
150
Глава 1.7. ЭМИССИЯ ВРЕДНЫХ ВЕЩЕСТВ ПРИ ГОРЕНИИ ОРГАНИЧЕСКИХ ТОПЛИВ
В качестве характерной температуры подогрева угля принимается разность температуры его подогрева Гп и максимальной температуры подогрева То, не приводящей к заметному снижению выхода оксидов азота. Значение То принимается по следующей экспериментальной зависимости: То = 775 7
По результатам исследований при характерной температуре угольной пыли Т„ То = = 300 К степень снижения выхода оксидов азота составляет более 50 %.
Специальные технологии сжигания твердых топлив с малыми вредными выбросами оксидов серы и азота. Применение котлов с топками низкотемпературного сжигания (КС, ЦКС, НТВ) позволяет значительно уменьшить выбросы оксидов азота и. что весьма важно, уже в процессе сжигания топлива осуществить глубокую очистку продуктов горения от серы. Благодаря низкой температуре слоя процесса в КС (как правило, около 800 °C) оксиды азота по тепловому механизму не образуются. В то же время в стационарном (пузырьковом) кипящем слое образование топливных оксидов азота достигает того же уровня, что и в обычных котлах. Подавление образования наряду с тепловыми и топливных оксидов азота осуществляется путем организации двухступенчатого дутья в котлах с топками циркулирующего кипящего слоя. Для этого в нижнюю часть топки воздух подается в количестве соответствующим а = 0,7 ... 0,8, на некотором расстоянии от нижнего ввода через специальные сопла вводится воздух второй ступени, обеспечивая полный установленный коэффициент избытка воздуха. Уменьшение образования оксидов азота происходит в соответствии с уже описанными выше закономерностями. Аналогичные результаты получены при НТВ-сжигании.
Уникальной особенностью котлов с топками кипящего слоя является связывание серы непосредственно в процессе сжигания топлива. При температуре 800 .. 900 °C осуществляется практически полное связывание серы (до 90 ... 95 %) оксидами щелочноземельных элементов, имеющимися в золе в достаточном количестве либо путем добавки к топливу? молотых известняка или доломита. Полученные сульфаты выводятся с золой.
1.7.6. ОЧИСТКА ДЫМОВЫХ ГАЗОВ
Непременной составной частью котельных установок, использующих твердое топли
во, является система очистки дымовых газов от твердых частиц (золы!
Очистные установки. В зависимости от мощности котельной установки и требований к полноте очистки в конкретных условиях применяются следующие типы очистных установок.
Наиболее простой и широко распространенной системой очистки является циклон. Минимальный размер частиц, улавливаемых промышленными циклонами, примерно 30 мкм. Эффективность очистки 50 ... 60 %. Применяется главным образом на установках малой мощности. Более высокое качество очистки обеспечивают мультициклоны, представ ляющие собой блоки, объединенные по входу и выходу циклонов малого размера. Минимальный размер улавливаемых частиц 10 15 мкм, эффективность очистки 90 ... 95 %.
Достаточно широко распространены мокрые золоуловители (центробежные и мокропрутковые скруберы), позволяющие улавливать частицы до 0,5 мкм с эффективностью 75 ... 85 % (в лучших образцах до 98 %). Они отличаются меньшей стоимостью и значитель но меньшими габаритными размерами по сравнению с электрофильтрами, однако возможность их применения определяется не только по показателю эффективности, но и значительным расходом воды (0,1 ... 1 л/м3).
В качестве основного типа золоуловителя для мощных энергетических котлов применяют электрофильтр. Он обладает наиболее высокими показателями качества очистки дымовых газов. При этом требуется высокая равно мерность скоростного паля при скорости течения дымовых газов на рабочих участках 1 ... 1,5 м/с. Поэтому электрофильтр имеет большие габаритные размеры и требует большой площади для установки. Минимальный размер улавливаемых частиц 0,1 мкм, а эффективность очистки 96 ... 99 %.
К наиболее эффективным системам очистки дымовых газов относятся тканевые фильтры (рукавные), которые позволяют улавливать частицы размером 0,5 мкм, а их эффективность достигает 99 %
Методы очистки дымовых газов. Важным требованием к таким методам является получение в результате очистки дымовых газов продуктов экологически безопасных и пригодных для полезного использования.
Способы очистки дымовых газов от серы. Наиболее распространенным типом уста
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань>
ОЧИСТКА ДЫМОВЫХ ГАЗОВ
151
новок сероочистки являются установки, работающие по мокрому известняковому методу и обеспечивающие эффективность очистки 80 ... 90 % . Метод заключается в том, что дымовые газы после предварительного охлаждения в дополнительном регенеративном теплообменнике поступают в нижнюю часть специального аппарата-абсорбера, в котором сверху орошаются известняковой суспензией. При контакте дымовых газов с известняковой суспензией идет реакция, в результате которой получается сульфит кальция.
С целью максимального использования известняка в абсорбере организуется рециркуляционное орошение, т.е. выпадающая в ниж нюю часть абсорбера суспензия насосом повторно подается на орошение Очищенные и охлажденные примерно до 45 °C дымовые газы проходят каплеуловитель и после выхода из абсорбера смешиваются с небольшим количеством горячего неочищенного газа для испарения оставшихся капель. После подогрева в том же регенеративном теплообменнике дымовые газы выбрасываются в дымовую трубу.
В нижнюю часть абсорбера вводится воздух, который доокисляет сульфит кальция в нейтральный сульфат гипс Из сборной емкости в нижней части абсорбера часть прореагировавшей суспензии в виде пульпы направляется в гидроциклов, где отделяются крупные кристаллы гипса. Мелкие кристаллы гипса и непрореагировавший известняк возвращаются в абсорбер. Крупные кристаллы гипса с помощью специального фильтра отделяются от жидкости, собираются в силос и отправляются потребителю. Часть фильтрата выводится из цикла, нейтрализуется, очищается от тяжелых металлов и сбрасывается в водоемы.
Полная автоматизация установки обеспечивает стабилизацию значений PH суспензии в сборной емкости абсорбера в узком диапазоне 4,5 5.5. Благодаря этому исключается зарастание абсорбера минеральными отложениями и обеспечиваются товарные свойства гипса. Для длительной и надежной работы установки внутренние поверхности абсорбера и газохода защищены слоем резины толщиной 3 .. 4 мм, орошающие сошла и суспензионные насосы выполнены в износоустойчивом исполнении.
Известняковая суспензия готовится из тонко размолотого известняка (95 % частиц размером менее 90 мкм) Для очистки 1-106 м3/ч дымовых газов с содержанием оксидов серы на уровне 7,3 г/м3 требуется 13 т/ч
известняка с 95 %-ным содержанием СаСО3. При этом получается 23 т гипса, содержащего не более 6 % нейтральных примесей.
На применении недифицитного известняка основан также сухой известняковый (аддитивный) метод очистки дымовых газов от оксидов серы, существенно уступающий предыдущему по эффективности (30 ... 40 %), но значительно дешевле его. Тонко размолотый известняк вдувается в тракт дымовых газов котла в зону с температурой 900 ... 1100 °C. После обжига получается негашенная известь В зоне конвективной шахты с температурой 600 ... 800 °C происходит связывание сернистого ангидрида известью. Образовавшаяся смесь сульфита, оксида кальция, золы и не-прореагировавшей извести улавливается в золоуловителях и складируется на специальных золоотвалах. Однако применение этого способа сопровождается опасностью шлакования поверхностей нагрева.
На основе применения более активной, но и более дорогой ( в 2 3 раза) по сравнению с известняком, извести освоен мокросухой метод распылительной абсорбции. Установка включает бак для приготовления известковой суспензии (мокросухой абсорбер), устанавливаемый за электрофильтром, а также рукавный фильтр шли электрофильтр второй ступени. В баке приготовления известковой суспензии после смешения с водой образуется гашеная известь. Суспензия распыляется в абсорбере и смешивается с предварительно очищенными от золы дымовыми газами. На развитой поверхности контакта мелких капель суспензии с дымовыми газами происходит поглощение известью сернистого ангидрида Вода в абсорбере испаряется, а сульфит в сухом виде улавливается в рукавном фильтре шли в электрофильтре второй ступени и поступает в специальные золоотвалы шли доокисляется до нейтрального сульфата кальция.
Этот метод отличается высокой эффективностью (80 ... 85 %), но требует высококачественное дорогое сырье и аппарат больших размеров.
На основе комбинации процессов в аддитивном методе и распылительной абсорбции фирмой "Тампелла" (Финляндия) разработана установка обессеривания дымовых газов "Ли-фак". В газоход котла вдувается размолотый известняк в избыточном количестве. Непрореагировавшая в газоходе негашенная известь поступает при температуре 140 ... 160 °C вме-
ЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА К
Издательство «Ланы ЛАН?
152
Глава 1.7. ЭМИССИЯ ВРЕДНЫХ ВЕЩЕСТВ ПРИ ГОРЕНИИ ОРГАНИЧЕСКИХ ТОПЛИВ
сте с дымовыми газами в установленный за воздухоподогревателем активационный реактор, в который впрыскивается вода. В результате контакта с водой негашенная известь переходит в активную гашенную, которая реагируя с SO2, образует сульфит. Общая степень очистки достигает 80 ... 85%.
Циклические методы очистки дымовых газов от оксидов серы основаны на многократном использовании регенерируемых реагентов, например, водного раствора соединений аммония или окиси магния.
В аммиачно-циклическом способе поглощение сернистого ангидрида происходит аммиачной водой (NH3 > 25 %) при температуре газов 50 °C. Образующиеся сульфит и бисульфит аммония регенерируются под вакуумом при 95 ... 100 °C с выделением в смеси с паром SO2. В конденсаторе водяной пар кон денсируется,а концентрированный SO2 (93 ... 95 %) поступает на переработку в элементарную серу или серную кислоту. Эффективность этого метода 85 ... 95 %.
В магнезитовом циклическом способе очищаемый газ орошается в абсорбере суспев зией оксид магния, которая реагирует с SO2 с образованием сульфита магния, которая обезвоживается, сушится до удаления кристаллизационной влаги. Затем при температуре 900 ... 1000 °C в специальной печи происходит термическое разложение сульфита магния с выделением концентрированного серистого газа SO2. Регенерированный оксид магния возвращается в цикл, а сернистый газ перерабатывается в элементарную серу или серную кислоту.
Из относительно простых способов обессеривания дымовых газов следует отметить способ с использованием щелочных свойств летучей золы. Поглощение сернистого ангидрида в этом методе происходит осветленной водой гидрозолоудаления, содержащей растворенные элементы щелочно-земельных металлов. Процесс улавливания происходит в существующих на ТЭС мокрых золоуловителях при повышенном расходе воды на орошение. Эффективность этого способа достигает 35%. Продукты очистки вместе с золой направляются в золоотвал.
Способы очистки дымовых газов от оксидов азота. Они могут быть условно разделены на две группы по виду получаемых конечных продуктов.
К первой группе, конечными продуктами которой являются азот и вода, относятся следующие способы: селективное каталитическое восстановление;
селективное некаталитическое восстановление:
восстановление на активированном угле.
В качестве восстановителя во всех трех способах применяется аммиак.
Основными преимуществами этих способов являются относительно незначительные производственные расходы и получение нейтральных по отношению к окружающей среде продуктов разложения NOX.
Ко второй группе, конечными продуктами которой являются комплексные аммонийные удобрения, относятся:
мокрый магнезитовый метод;
мокрый озонно-аммиачный метод;
сухая обработка дымовых газов потоком электронов.
Отличительной особенностью второй группы способов является то, что очистка дымовых газов происходит не только от оксидов азота, но и от оксидов серы Эти установки отличаются большой сложностью и требуют больших производственных расходов. Получаемый конечный продукт комплексные аммонийные удобрения необходимо непрерывно удалять из установки, доводить до кондиции и отправлять потребителю.
Опыт применения тех или иных установок очистки дымовых газов от оксидов азота показал, что наиболее полно по эффективности и простоте исполнения соответствует сухой способ каталитического разложения аммиаком.
Максимальная степень восстановления достигается при температуре 300 ... 430 °C в присутствии катализатора и составляет не менее 80 %. По тракту котельного агрегата установка может располагаться за водяным экономайзером перед воздухоподогревателем или в конце тракта после системы сероочистки. В последнем случае требуется установка дополнительного теплообменника для подогрева охлажденных дымовых газов до указанной оптимальной температуры и дополнительный регенеративный подогреватель дымовых газов перед дымовой трубой
Установка включает реактор с катализатором, аммиачную станцию с емкостью жидкого аммиака и испарителем, смеситель ам
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань>
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
153
миака с воздухом, узел ввода аммиачно-воздушной смеси в реактор. Основным элементом и по значению (и по стоимости) является катализатор. Применяют два вида катализаторов: керамические и пластинчатые.
Керамические катализаторы обычно изготовляют в виде элементов прямоугольной формы с мелкоячеистыми сквозными каналами. Основой керамического катализатора обычно является оксид титана, "пропитанный" для повышения активности в большинстве случаев оксидами вольфрама и молибдена. Гарантийный срок службы в условиях пылеугольных котлов 2 года.
Пластинчатые катализаторы представля ют собой собранные в блоки тонкостенные стальные профилированные листы, на которые после придания им шероховатости (плазменным способом) наносится каталитическая масса. Толщина пластин 1 мм, расстояние между ними 6 ... 10 мм. Пластинчатые катализаторы обладают рядом преимуществ перед керамическими, основными из которых является большая активность и селективность, больший срок службы. Имеются модификации этих катализаторов для различного содержания SO2, запыленности потока до 30 мг/м3.
С целью сведения к минимуму "проскока" аммиака в атмосферу обычно ограничивают эффективность установки 80 %, для чего молярное отношение NH3 / NOX устанавливают в пределах 0,80 ... 0,85.
Применение установок каталитического разложения NOX приводит к увеличению удельной стоимости ТЭС на 5 ... 9 %.
Установки некаталитического разложения оксидов азота не приводят к стать существенному удорожанию ТЭС, так как они состоят только из систем приготовления аммиачно
воздушной смеси н ввода ее в газоход котла (в зону температур 800 .. 900 °C). Недостатком таких систем является низкая эффективность (не более 40 %), "проскок" непрореагировавшего аммиака в дымовую трубу, загрязнение поверхностей нагрева сульфатом аммония Поэтому этот способ практически не применяется.
Не получили распространения и рассмотренные способы одновременной очистки дымовых газов от оксидов азота и оксидов серы ввиду высокой стоимости установок и большого расхода энергии на получение озона (необходимого для доокисления азота и серы до их высших оксидов), или потока электронов.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Справочник по котельным установкам: Топливо. Топливоприготовление. Топки и топочные процессы / Под общей ред. МП. Неуй-мина, Т.С. Добрякова. М.: Машиностроение, 1993.392 с.
2. Сигал И.Я. Защита воздушного бассейна при сжигании топлива. Л.: Недра, 1988. 312 с.
3. Ахмедов Р.Б., Цирульников Л.М. Технология сжигания горючих газов и жидких топлив. Л.: Недра, 1984. 238 с.
4. Теснер П.А. Образование углерода из углеводородов газовой фазы. М.: Химия, 1972. 136 с.
5. Шпирт M.5L, Клер В.Р., Иерцнков ИЗ. Неорганические компоненты твердых топлив М.: Химия, 1990. 240 с.
6. Баскаков А.П., Мацнев В.В., Распопов И.В. Котлы и топки с кипящим слоем. М.: Энергоатомиздат, 1996. 352 с.
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань»
Раздел 2
ПАРОВЫЕ КОТЛЫ
Глава 2.1
ТИПЫ И ПАРАМЕТРЫ ПАРОВЫХ КОТЛОВ
2.1.1. ПАРАМЕТРЫ И КЛАССИФИКАЦИЯ СТАЦИОНАРНЫХ ПАРОВЫХ КОТЛОВ
Параметры котлов. Они устанавливаются в соответствии с требующимися параметрами потребителей пара (паротурбинных установок, теплообменников, технологических агрегатов), с учетом потерь в соединительных трубопроводах. В соответствии с ГОСТ 3619 номинальные значения основных параметров паровых котлов приведены в табл. 2.2.1.
Котлы на давление 13,8; 17,3... 19 и 25 МПа имеют промежуточные перегреватели пара, с температурами пара 542...563 °C. По согласованию между производителем и потребителем параметры котла могут быть иными.
Классификация паровых котлов. Паровые котлы классифицируют по ряду признаков.
1. По организации движения рабочей среды котлы разделяются на следующие типы (рис. 2.1.1):
с естественной циркуляцией в экранах топки, с кратностью циркуляции в испарительной части/С 1. Циркуляция пароводяной смеси происходит вследствие разности плотностей воды в опускной системе и пароводяной смеси в обогреваемой части (тип Е);
с многократной принудительной циркуляцией. Движение рабочей среды в испарительной части происходит за счет давления, создаваемого циркуляционными насосами (тип Пр);
прямоточные. Движение среды во всем тракте котла обеспечивается за счет давления, создаваемого питательным насосом, с кратностью циркуляции К = 1 (тип П);
с комбинированной циркуляцией прямоточные котлы, у которых в зоне максимальных тепловосприятий (в топочной камере) при пусках и при сниженных нагрузках движение среды обеспечивается с К 1 за счет циркуляционных насосов, а при номинальной нагрузке с К = 1 (тип К).
2. По аэродинамической схеме организации движения газовоздушных потоков котлы могут быть:
с уравновешенной тягой, в которых аэродинамическое сопротивление газового тракта преодолевается дымососами, а воздушного тракта дутьевыми вентиляторами. При этом топка котла находится под небольшим разрежением. близким к нулю;
под наддувом, в которых воздух и продукты сгорания прокачиваются по всему тракту? под напором, создаваемым дутьевыми венти ляторами или другими дутьевыми машинами.
Обязательное требование к котлам под наддувом полная герметичность всего газового тракта котла. Их преимуществами являются отсутствие присосов воздуха в газовый тракт (повышение КПД котла брутто) и сниженный расход электроэнергии на собственные нужды (повышение КПД нетто).
3. По организации сжигания топлива котлы подразделяют:
с неподвижными колосниковыми решетками для сжигания твердого топлива;
2.1.1. Параметры паровых котлов по ГОСТ 3619
Котел Паропроизводи-тельностъ, т/ч Давление, МПа Пар
Малой мощности 0,16...2,5 0,9 Насыщенный
Средней мощности 4...160 1,4...3,9 Насыщенный перегретый до 250...440 °C
Большой мощности 160...3950 9,8; 13,8; 17,3...19; 25 Перегретый до 545.. .560 °C
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань>
ПАРАМЕТРЫ И КЦАССПФИКАЦПЯ СТАЦИОНАРНЬ1Х ПАРОВЫХ КОТЛОВ
155
Рис. 2.1.1. Принципиальные схемы организации движения рабочей среды в котлах:
а — типа Е; 1 - экономайзер; 2 - барабан; 3 — испарительная часть; 4 — пароперегреватель; б — котел Пр;
1 — экономайзер; J - барабан; 3 — испарительная часть; 4 — циркуляционный насос; 5 — пароперегреватель;
в — типа П; 1 - экономайзер; 2 - топочная камера; 3 - сепаратор растопки; 4 - пароперегреватель; г - типа К;
1 — экономайзер; 2 - топочная камера; 3 — сепаратор растопки; 4 - пароперегреватель; 5 - циркуляционный насос
с движущимися цепными колосниковыми решетками для сжигания твердого топлива;
с камерными топками для сжигания пылевидного твердого, газообразного и жидкого топлив;
с топками стационарного кипящего слоя, с циркулирующим кипящим слоем;
с вихревыми или циклонными топками;
котлы-утилизаторы (для утилизации теплоты продуктов сгорания)
Сжигание твердого топлива производится в котлах с камерными топками как с твердым. так и с жидким шлакоудалением (в этом случае топка может быть однокамерной, двухкамерной, циклонного или вихревого типа).
4. По системе опирания котлы могут быть самоопорными (опирающимися на собственную трубную систему’) или подвесными (подвешенными к несущим хребтовым балкам здания или собственного каркаса котла).
Вее котлы оборудуются системами лестниц и площадок для осмотров и ремонтных работ.
5. По назначению котлы классифицируют следующим образом:
энергетические (промышленные и для паротурбинных электростанций);
водогрейные;
энерготехнологические (для установок с получением энергии пара или горячей воды и дополнительного технологического продукта!:
комбинированных парогазовых установок.
Кроме того, котлы разделяют на водотрубные (вода внутри труб, а продукты сгорания снаружи) и жаротрубные (вода снаружи труб, а продукты сгорания внутри). Жаротрубные котлы изготовляют небольшой мощности (до 25 т/ч).
Условные обозначения паровых котлов. Тип парового котла определяется прежде всего принятой схемой организации движения рабочей среды в испарительной зоне:
Е - с естественной циркуляцией;
Еп- то же. с промежуточным перегревом;
Пр с принудительной циркуляцией;
Прп - то же. с промежуточным перегревом;
П- прямоточные;
Пн - то же, с промежуточным перегревом;
К- с комбинированной циркуляцией;
Кн - то же. с промежуточным перегревом.
Условное обозначение котла должно содержать:
тип котла (Е, Пр, П, К) и наличие промежуточного перегрева;
номинальную паропроизводшельность. т/ч; абсолютное давление острого пара. МПа; температуры острого пара и промежуточного перегрева на выходе из котла. °C;
индекс вида топлива: П - пылеутольный; М- мазутный; Г- газовый:
индекс вида топочного устройства: К -камерная; Р и ЦР- цепная решетка и др.;
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» JIAHI
156
Глава 2.1. ТИПЫ II ПАРАМЕТРЫ ПАРОВЫХ КОТЛОВ
добавочный индекс Н, отражающий давление в топке выше атмосферного (наддув).
Иногда к обозначению типа топки добавляют обозначение способа шлакоудаления: Т твердое; Ж жидкое
Пример. Котел паровой прямоточный с промежуточным перегревом, абсолютным давлением пара 25 МПа и паропротгаводительностъю 1000 т/ч, температурой перегретого острого пара 545 °C, температурой пара промежуточного перегрева 542 °C, со сжиганием каменного угля в камерной топке с твердым шлакоудалением имеет обозначение: Пп-1000-25,0-545/542 КТ.
Наряду с условным обозначением в соответствии со стандартом, существует заводская маркировка котлов. При этом завод-изготовитель вначале ставит букву, отражающую наименование завода, а затем номер серийного проекта (или паропроизводитель-ность) котла, например: П-57, БКЗ-220 или ТПЕ-209. Индекс ОАО "ТКЗ" Т, ОАО «Машиностроительный завод "ЗиО-Подольск"» П, Барнаульского котельного завода ПК "Сиб-энергомаш" БКЗ
2.1.2. КОТЛЫ С ЕСТЕСТВЕННОЙ ЦПРКУЛЯЦ1ЕП
Паровые котлы с естественной циркуляцией применяются в широком диапазоне мощностей (паропроизводительностью 1...670 т/ч и более). В котлах этого типа питательная вода из экономайзера 7 (или при его отсутствии из питательного узла) подается в барабан 2 котла, в котором смешивается с котловой водой (см. рис. 2.1.1, а). Вода из барабана котла с температурой, близкой к температуре насыщения, опускается по необогреваемым (или слабо-обогреваемым) опускным трубам и поступает в нижние распределительные коллекторы, а откуда в испарительные поверхности нагрева.
Движущий напор, возникающий в замк нутой системе барабан опускные трубы нижний коллектор подъемные (испарительные трубы) барабан, вследствие разности плотностей воды в опускных трубах и пароводяной смеси в испарительных подъемных трубах, приводит к естественной циркуляции воды в контуре. Пароводяная смесь из испарительных труб поступает в барабан, в котором осуществляется отделение котловой воды от пара. В паровом пространстве барабана котла происходит отделение крупных капель котловой воды, а затем дополнительная сепарация
мелких капель. Насыщенный пар из барабана отводится к поверхностям нагрева первичного пароперегревателя 4.
Котлы с естественной циркуляцией обеспечивают надежную работу при давлении не выше 18,5 МПа. При дальнейшем увеличении давления разность плотностей в испарительной и опускной системах котла становится небольшой, что уменьшает движущий напор, а следовательно, надежность естественной циркуляции.
Интенсивность циркуляции в контуре естественной циркуляции характеризуется кратностью циркуляции K = D^T/Dn- представляющей отношение расхода рабочего тела в циркуляционной системе котла т (кг/ч), к паропроизводиьтельности Dn (кг/ч).
Д ля современных энергетических котлов высокого давления (выше 10 МПа) кратность циркуляции К = 5... 10, которая увеличивается с уменьшением рабочего давления.
Котлы с естественной циркуляцией имеют широкое распространение, так как обладают определенными преимуществами, обеспе чивая надежную работу при меныних требованиях к водоподготовке, и не требуют насосов для обеспечения циркуляции.
На рис. 2.1.2 показан водотрубный котел с естественной циркуляцией Е-25-14 Р (паро-производительность 25 т/ч, температура перегрева пара 250 °C, давление 1,4 МПа).
Конструкция котла развивает конструктивные принципы широко распространенных котлов типа ДКВр. Котел предназначен для слоевого сжигания угля и применяется как парогенерирующая установка для промышленных предприятий и в коммунальном хозяйстве. Он относится к котлам средней мощности Верхний барабан котла укорочен до 1/г глубины топки, а топочная камера полностью экранирована, за исключением самой нижней части фронтовой стены. В связи с уменьшением надежности циркуляции он снабжен тремя рециркуляционными трубами 1. Для повышения полноты сгорания топлива котел оборудован системой острого дутья 2 и возврата уноса.
Унос на дожигание из бункеров 4 подается в топку по трубопроводам с помощью вентилятора 3 возврата уноса. Топка снабжена механической решеткой обратного хода и пневмомеханическими забрасывателями топлива.
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань>
КОТЛЫ С ЕСТЕСТВЕННОЙ ЦИРКУЛЯЦИЕЙ
157
Рис. 2.1.2. Конструктивная схема парового котла Е-2 5-14Р (КЕ-25-14Р)
Рис. 2.1.3. Паровой котел ЕП-640-545-13,6КТг
6 по сопочный первичный перегрева 1’оь, 7 акрпшровлпие сген киннесгшнных галп-ОДОВ, 6' нассенпыи
в регенерашвный возпухопопогревагеаь (РВИ1,16 РВП, 17 мехиншировакное шоакоудапение. 1% угиовая гишшшпи пыдеусо оьных иршютны! ropeomr
h ЛАН?
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань»
158
Г пава 2 1 ТИПЫ И ПАРАМЕТРЫ ПАРС)ВЫХ КОТЛОВ
На рис. 2.1 3 представлен энергетический котел Ел-640-545-13,6 КТ (ТПЕ-209) для блока 200 МВт ОАО "ТКУ Котел имеет естественную циркуляцию, П-образную компоновку и предназначен для сжигания каменного утля в камерной топке с TLL1V Котел выполнен в газоплотном исполнении экранов юлки, переходного и конвективного газоходов Трубы заднего экрана образуют однорядный фестон 5 Толка снабжена восемью пря moi пины » и утло-выми горелками (в два яруса) Для регулирования температуры промежуточного перегрева предусмотрен ввод газов рециркуляции в нижнюю части холодной воронки. Дымовые газы на рециркуляцию забирают после дымососов котла с помошью дополни 1ельиы* дымососов рециркуляции
21 3 КОТЛЫ С МНОГОКРАТНОЙ ПРЦНУДЦТЕОЬНОй ЦИРКУЛЯЦИЕЙ
В котлах с многократной принудительной циркуляцией движение рабочее о тела (воды ) по • пари । елкному контуру осуществляется с помощью циркуляционного насоса 4, включаемого в опускной поток рабочего тела (рис 2.1.4)
Краеноеть циркуляции в мошны?, энергетических котлах такого типа обычно к = 4 — 8 Циркуляционный насос обеспечивает ее под
держание при любых колебаниях режима и нагрузки. При многократной принудительной циркуляции уменьшаются габаритные размеры котла и расход металла Кроме того, возможность работы при давлениях. близких к критическому (18...20 МПа), позволяет повысить КПД паротурбинного блока при сохранении преимуществ, присущих котлам с естественной циркуляцией. Наличие барабана котла и продувок котловой воды позволяет поддерживать требуемое качество пара (по солесодер-жанию) без применения системы полного обессо ливания питательной воды.
2.1.4 ПРЯМОТОЧНЫЕ ПАРОВЫЕ КОТЛЫ
В прямоточном котле кратность циркуляции К = 1 и движение рабочего тела по пароводяному тракту (от входа воды в экономайзер до выхода пара из котла) принудительное Оно осуществляется за счет преодоления гидравлического сопротивления тракта рабочего тела питательным насосом
Прямоточные котлы универсальны по рабочему давлению и могут применяться при ра <н ых его значениях. я при сверхкритическом давлении являются ед инственмым и. Они получили широкое распространение в современной энергетике Рост параметрон современны? энергетических установок способствует этому
Рис. 2.1Л. Конструктивная схема котла с i
разиача новы по циркуаяштонмыы контурам, б испарительные рапиаштонные поверхкт
7 фестон: £ пароперегреватель. 9 регенеративный возпухопопотреватеаь
издательство «даны
ПРЯМОТОЧНЫЕ ПАРОВЫЕ КОТЛЫ
159
В прямоточном котле отсутствует барабан - довольно сложный и дорогой элемент котла, который в значительной мере определяет маневренные характеристики котельной установки. Отсутствие барабана делает прямоточные котлы более маневренными, сокращает время пуска.
Проблемой прямоточных котлов является обеспечение надежности работы радиационных (топочных) поверхностей нагрева при снижении нагрузки, что требует принятия дополнительных решений по надежному охлаждению этих элементов при работе на пониженных нагрузках.
Характерной особенностью прямоточных котлов является отсутствие четких границ между экономайзерной, испарительной и пароперегревательной зонами. При изменении режима работы котла (температуры питательной воды, рабочего давления, качества топлива, воздушного режима топки и др.) соотношение между отдельными зонами и их границы изменяются.
В прямоточном котле примеси, поступающие с питательной водой, ввиду отсутствия барабана не могут удаляться с продувкой и при испарении откладываются на внутренних стенках поверхностей нагрева или уносятся с паром в турбину. Это обусловливает высокие требования к водоподготовке. В принципе, возможно удаление солей с продувкой и в
прямоточном котле путем установки сепаратора в конце испарительного участка. Однако осуществление этого на практике затруднительно вследствие смещения границ отдельных зон при изменении условий работы.
Для уменьшения опасности повреждения труб из-за возможного отложения солей, зону, в которой завершается испарение воды в котлах с докритическим давлением, выносят в конвективный газоход, в котором тепловые потоки к трубам существенно ниже (вынесенная переходная зона).
Вследствие малого аккумулирующего объема воды для прямоточных котлов важное значение приобретает синхронность подачи воды и тепловыделения в топке. Нарушение такой синхронизации приводит к существенным изменениям температуры перегретого пара, что предъявляет более жесткие требования к системам автоматического управления работой прямоточных котлов.
Для обеспечения надежного температурного режима радиационных (топочных) поверхностей нагрева прямоточного котла принято их конструктивно разделять на три или две части: нижняя радиационная часть (НРЧ), средняя радиационная часть (СРЧ) и верхняя радиационная часть (ВРЧ).
На практике применяют различные конструктивные схемы прямоточных котлов (рис. 2.1.5).
Рис. 2.1.5. Конструктивные схемы прямоточных котлов:
а - Бенсона; 1 - экранные панели; 2 - пароперегреватель; 3 - вынесенная переходная зона испарения;
4 - экономайзер; 5 - воздухоподогреватель; 6- подача питательной воды; 7- вывод перегретого пара; 8 - вывод продуктов сгорания; б - Зульцера; 1 - горизонтальные панели экранов; 2 - вертикальные панели экранов;
3 - вынесенная переходная зона испарения; 4 пароперегреватель; 5 - экономайзер; 6 воздухоподогреватель;
7 - подвод питательной воды; 8 - вывод перегретого пара; 9 - вывод продуктов сгорания; в - Рамзина;
1 - экономайзер; 2 - перепускные необогреваемые трубы; 3 - нижний распределительный коллектор воды;
4 - экранные трубы; 5 - верхний сборный коллектор смеси; 6 - вынесенная переходная зона; 7 - настенная часть перегревателя; 8 - конвективная часть перегревателя; 9 - воздухоподогреватель; 10- горелка
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАНв
160
Г Qjta 2 1 ТИПЫ И ПАРАМЕТРЫ ПАPC)ВЫХ КОТЛОВ
Для котлов системы Бенсона характерно внизу годки и дародерегревагельной — вверху
еыпотиеине «кранов сопки в виде вертикаль- (рис. 2.1 5, б) В двухфазной зоне (вода — дар)
пых многотрубных панелей / с додьемным срубы располагаются вертикально
движением рабочей среды (рис. 2.1 5, а) Пере- Поверхности нагрева, в которых дроисхо-
брос пароводяной среды из верхних в нижние дит фазовый переход (вода —> пир) и движение
коллекторы доследуюших панелей произво- двухфазного потока, выполняются из верти-
дигся до наружным необогреваемым одуск- кально расдоложентгы х денлеосразных срубных
ным трубопроводам Вертикальные испари- лент, что исключает необогреваемые опускные
тельные панели способствуют лучшей и рав- труЬы. использованные в системе Бенсона.
номерной циркуляции до трубам панели. Од- Особенностью котлов системы Рамзина
нако наличие ьольшего числа наружных тру- является компоновка рауша i (ионны х доверхно-
ьопроводов приводи! к увеличению затрат осей солки в виде горизонсально-додьемных
металла. paboc аюшего под давлением срубных лент (рис. 2.1 5, в) При «сом не голь-
Конны системы Зульцера характеризуют- ко ликвидируются опускные срубы, но и резко
ся применением горизонсальных тру иных лент сокращается число промежуточных коллексо-
для зон с однофазной средой экономайзерной - ров Преимушессвом такой схемы экранов
Рис. 2.1.6. Полупиковыи котел Пп-1800-14,0 МН:
горенки; 6 сопочный перегрева сеоь. 7 кинкекискныеперефеватешс: 8 приыежу сочный перегревлеаь.
h ЛАН?
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань»
ПАРОВЫЕ КОТЛЫ СПЕЦИАЛЬНЫХ ТИПОВ
161
является равномерный обогрев, так как все трубки ленты последовательно проходят по высоте топки все температурные зоны в одинаковых условиях теплообмена. Однако вследствие большого приращения энтальпии рабочего тела при такой конструкции возникает вероятность теплогидравлических разверток. Кроме того, сложнее поставка крупных заводских блоков и их стыковка на монтаже.
В настоящее время при создании крупных прямоточных энергетических котлов на высоком и сверхкритическом давлении особенности этих трех систем котлов практически сгладились, так как в их конструкциях широко используются положительные стороны каждой из них. Широко используются системы блочной комбинированной навивки, включающие блоки горизонтальной и вертикальной навивки.
На рис. 2.1.6 показан полу пиковый котел Пп-1800-14,0 МН к полупиковому блоку 500 МВт, работающему на высокосернистом мазуте. Маневренные возможности прямоточного котла позволяют включать его в работу после ночного простоя за 20 мин.
Котел имеет рабочее давление 13,8 МПа и температуру перегрева пара 510 °C, что позволяет уменьшить толщину стенки коллекторов и избежать применения аустенитных сталей для улучшения маневренных характеристик и повышения надежности в условиях частых пусков и остановов. НРЧ экранирована навивкой Рамзина, а ВРЧ выполнена в виде последовательных вертикальных трубных панелей.
2.1.5. ПАРОВЫЕ КОТЛЫ СПЕЦИАЛЬНЫХ ТИПОВ
К ним относятся котлы для парогазовых энергетических установок, а также специальные котлы-утилизаторы и котлы технологического назначения промышленных предприятий.
Специальные котлы существенно отличаются от энергетических условиями эксплуатации и параметрами, что вносит существенные особенности в их конструкцию.
Высоконапорный парогенератор (ВПГ). Он предназначен для работы в составе парогазовой установки (ПГУ), в которой ВПГ является генератором продуктов сгорания для газовой турбины (ГТ), не имеющей своей камеры сгорания, и пара для паросиловой установки. TS-диаграмма и принципиальная схема ПГУ с ВПГ показаны на рис. 2.1.7.
Рис. 2.1.7. Принципиальная схема и 7х-диаграмма термодинамического цикла ПГУ с ВПГ:
1 подвод воздуха; 2 - компрессор; 3 подача топлива; 4 - топочная камера ВПГ; 5 - газовая турбина; 6 - выброс отработанных уходящих газов;
7 - электрогенератор; 8 - парогенерирующие поверхности ВПГ; 9 паровая турбина;
10 - конденсатор; И - конденсатный насос;
12 - подогреватель высокого давления (ПВД)
ВПГ работает под давлением, создаваемом компрессором 2 газотурбинной установки (ГТУ); давление газов в корпусе ВПГ соответствует давлению, требуемому на входе в проточную часть газовой турбины.
Топливом для ВПГ служат газ или дизельное топливо. Поверхности нагрева (экраны топочной камеры, конвективные пакеты) имеют плотную обшивку или газоплотное экранирование и заключены в силовой корпус. Необходимый для горения воздух подается компрессором в зазоре между корпусом и экранной системой.
Конвективная часть ВПГ выполняется с тесными шагами труб (приведенная скорость газов 150...200 м/с); газовый тракт в связи с этим имеет более высокое аэродинамическое сопротивление (по сравнению с котлами традиционной конструкции). Температура газов за ВПГ составляет около 850 °C.
Эксплуатируемые в России ВПГ с многократной принудительной циркуляцией имеют паропроизводительность 120 и 450 т/ч в составе ПГУ-250.
Отличительная особенность ВПГ относительно малые габаритные размеры, позволяющие устанавливать все основное оборудование ПГУ в однопролетном главном корпусе сниженной высоты.
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» JIAHd
162
Глава 2.1. ТИПЫII ПАРАМЕТРЫ ПАРОВЫХ КОТЛОВ
Фирмой АББ-Карбон, являющейся филиалом фирмы АББ-Груп (Швеция), разработаны ПГУ с ВПГ со сжиганием угля в кипящем слое под давлением [4,5].
Действующие установки такого типа эксплуатируются при начальной температуре газов перед ГТУ около 850 °C (температура в кипящем слое) и имеют термический КПД 44...46%. В перспективе при повышении начальной температуры ГТУ до достигнутого в настоящее время уровня 1150...1200°C в модифицированных установках ?а счет дополнительного сжигания топлива перед ГТУ термический КПД может быть увеличен до 50.. .51 %.
В настоящее время фирмой АББ-Карбон разработаны два модуля:
Р200 мощностью около 80 МВт, состоящий из котла с топкой кипящего слоя, системы очистки газов, погруженных в слой поверхности нагрева и других вспомогательных компонентов, газовой турбины АББ GT 35 Р. Котел имеет круглый корпус диаметром 13,5 и высотой 21,3 м. Давление в корпусе котла 1,2 МПа;
Р 800 мощностью 350 МВт с газовой турбиной АББОТ 140 Р.
Установки Р200 эксплуатируются на следу ющих электростанциях:
"Вартан" в Стокгольме (Швеция) - два модуля Р200 работают на одну паровую турбину. Общая мощность 135 МВт. (Введена в промышленную эксплуатацию в 1991 г.);
"Тидд" в Огайо (США) - один модуль Р200 работает после модернизации старой электростанции с имеющейся паровой турбиной. (Введена в промышленную эксплуатацию в 1992 г.);
"Эскатрон" (Испания) - один модуль Р 200 мощностью 70 МВт;
"Вакамацу" (Япония) - один модуль Р 200 мощностью 70 МВт;
"Карита" (Япония) - один модуль Р 800 мощностью 350 МВт.
Котлы-утилизаторы (КУ) парогазовых установок. Их используют в парогазовых установках для охлаждения выхлопных газов после газовой турбины и выработки пара или горячей воды, используемых в паросиловой или теплофикационной установке.
Котлы-утилизаторы выполняются одноконтурными или двухконтурными (по рабочей среде). Давления и температуры рабочей среды в контуре определяются с учетом параметров греющих газов (после ГТУ) и обеспечения оптимальных температурных напоров в поверхностях нагрева. Ввиду малых температур
ных напоров в поверхностях нагрева, их целесообразно выполнять из труб с поперечным ленточным оребрением.
Паровые котлы-утилизаторы выполняются в горизонтальной (пролетной) компоновке с естественной циркуляцией в испарительной части или вертикальными (башенными), с испарительными контурами многократной принудительной циркуляции среды.
Для увеличения мощности паросиловой части возможно дожигание части топлива в дожигающем устройстве, которое размещается перед поверхностями нагрева.
В ПГУ необходимо предусматривать шумоглушение, с установкой шумопоглощаю-щих устройств в газоходе перед котлом-утилизатором или после него.
Схема котла-утилизатора ПГУ двухконтурного типа показана на рис. 2.1.8.
Рис. 2.1.8. Схема двухконтурного котла утилизатора с башенной компоновкой: 1 — подогреватель конденсата; 2,5 — испарители; 3,6 — пароперегреватели: 4 — экономайзер высокого давления; 7 — насос рециркуляции конденсата;
8 - деаэратор; 9,10 — питательные насосы;
11,12 — барабаны; 13,14 — циркуляционные насосы; I- газы после газовой турбины: II—уходящие газы: III— конденсат; Л' - пар низкого давления;
V— пар высокого давления
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАН1
ПАРОВЫЕ КОТЛЫ СПЕЦИАЛЬНЫХ ПШОВ
163
Паровой котел-утилизатор с двумя уровнями давлений и многократной принудительной циркуляцией в испарительных контурах предназначен для производства перегретого пара и подогрева конденсата за счет теплоты выхлопных газов газотурбинной установки (ГТУ) мощностью 50 МВт. Котел-утилизатор имеет вертикальный корпус, в котором расположены поверхности нагрева: газовый подогреватель 1 конденсата (сетевой воды), испари тель 2 и пароперегреватель 3 низкого давления; водяной экономайзер 4. испаритель 5 и пароперегреватель 6 высокого давления. Вне корпуса расположены барабаны высокого 12 и низкого 11 давления, питательные насосы 9 и 10, трубопроводы с арматурой, циркуляционные насосы 13, 14. каркас, изоляция, шумоглушитель, шибер-дождевая заслонка, дымовая труба, компенсаторы на газоходах.
Поверхности нагрева состоят из горизон тально расположенных оребренных труб, объединенных раздающими и собирающими коллекторами. Они подвешиваются за трубные доски гирляндой к горизонтальным балкам.
Котел-утилизатор изготовляется газоплотным и рассчитан на работу под наддувом. Параметры котла-утилизатора приведены ниже.
„ Высокого Низкого
Тракт.....................
давления давления
Производительность по пару, т/ч........... 68 12
Температура пара на. выходе, °C................ 500 230
Давление пара на выходе, МПа....................... 8 0,9
Температура питательной воды, °C.. 157
Расход конденсата через газовый подогреватель конденсата (ГПК), т/ч .. 172
Температура конденсата, °C: на входе ГПК............... 70
на выходе ГПК....................... 150
уводящих газов...................... 160
Температура газов после 1 ГУ.......... 526
Энерготехнологические котлы для целлюлозно-бумажной промышленности. Наиболее распространенным в целлюлозно-бумажной промышленности является сульфатный процесс-варка древесины в растворе Na2S+NaOH.
Энерготехнологические котлы в этом процессе используются как для покрытия потребностей в паре и тепловой энергии, так и для восстановления сульфата натрия Na2SO4 в
сульфид натрия Na2S при сжигании "черного шелока", поступающего после выпарных установок. Такие котлы получили название содорегенерационных (СРК).
В СРК щелок сжигается на поду топки, где образуется слой горящей пористой массы. В результате протекающих при этом реакций и выгорания органической части образуется жидкий шлак (плав), в котором восстановление сульфата достигает примерно 95%.
Основными специфическими свойствами золы, уносимой с продуктами сгорания, являются:
низкая температура плавления (около 850 °C);
тонкая структура золовых частиц (0.2...0.3 мкм);
коррозионное воздействие золы на металл при температуре металла выше 500 °C (высокотемпературная щелочная коррозия).
В связи с этим, в СРК приходится огра ничивать температуру? перегрева пара (до 480 °C), топочная камера имеет большой объем и высоту?, а сниженная температура газов на выходе из топки приводит к увеличению поверхностей нагрева конвективной части котла.
Паропроизводительность СРК обычно составляет от 25.. .40 до 80...120 т/ч.
Энергетические котлы и котлы-утилизаторы в химической промышленности и в металлургии. Котлы-утилизаторы используются в сернокислотном производстве для охлаждения сернистых газов, в азотной промышленности для охлаждения газов после конверторов. Основная особенность таких котлов это тесная взаимосвязь с остальным технологическим оборудованием и работа в химически агрессивной среде.
Для типовой схемы производства серной кислоты из природной серы используются котлы-у?тилизаторы типа СКУ, устанавливаемые после печей или циклонов для сжигания серы.
На ряде предприятий применяют котлы-у?тилизаторы охладители газогенераторных газов, например, при синтезе аммиака. В них газы охлаждаются от начальной температуры примерно 900... 1000 до 180...200 °C. Конструкция котла-утшшзатора должна быть полностью герметичной
В нефтехимии их используют для охлаждения газов пиролиза, причем отдельные элементы котла (экономайзер, испарительная часть, пароперегреватель) разнесены по тракту
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань>
164
Глава 2.2. ОСНОВНЫЕ ЭТАПЫ ТЕПЛОВОГО РАСЧЕТА И ПРОЕКТИРОВАНИЯ КОТЛА.
технологической установки, в цветной и в черной металлургии для сухого тушения кокса (конверторные котлы-утилизаторы).
Конструкции котлов-утилизаторов для различных отраслей промышленности отличаются многообразием.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Парогенераторы / А.П. Ковалев и др. М.: Энергоатомиздат, 1985.
2. Зах Р.Г. Котельные установки. М.: Энергия, 1968.
3. Парогенераторы сверхкритического давления / А.П. Ориатский и др. Киев: Вшца школа, 1980.
4. Нормативный метод гидравлического расчета паровых котлов: руковод. указания. Л.: ЦКТИ-ВПЕ 1972.
5. Дорман ЕЛ. Современные конструкции энерготехнологических агрегатов и котлов-утилизаторов. М.: Энергия, 1964
6. Котлы-утилизаторы и энерготехнологические агрегаты / Под ред. Л.Н. Сидель-ковского. М.: Энергия, 1989.
7. Котлы-утилизаторы и энерготехнологические: каталог-справочник М.: Энергия, 1985.
8. Промышленная теплоэнергетика и теплотехника: справочник / Под ред.: В.А. Григорьева, В.М. Зорина, М.: Энергия, 1983.
9 Семененко Н.А. Организация тепло-использования и энерготехнологическое ком бинирование в промышленной огнетехнике, М.: Энергия, 1976.
Глава 2.2
ОСНОВНЫЕ ЭТАПЫ ТЕПЛОВОГО РАСЧЕТА И ПРОЕКТИРОВАНИЯ КОТЛА
2.2.1. РАСЧЕТНОЕ ЗАДАНИЕ И ВЫБОР ОСНОВНЫХ КОМПОНОВОЧНЫХ РЕШЕНИЙ
ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ
Тепловые расчеты котла. Различают два вида тепловых расчетов котла: поверочный и конструктивный (проектный). Методика этих расчетов является общей. Отличие заключается в задачах расчета и исходных данных.
В поверочном тепловом расчете конструкции котла и его элементов заданы Целью расчета является определение температур воды, пара, воздуха и продуктов горения на границах отдельных поверхностей нагрева, а также КПД расхода топлива, расхода и скоростей
воздуха и дымовых газов в элементах котла. Этот расчет производят для оценки возможного изменения показателей котла при изменении проектного топлива, проведении реконструкции элементов котла, а также для оценки изменения показателей экономичности и надежности при изменении нагрузки и других условий его работы.
При конструктивном расчете главная задача определение площадей поверхностей нагрева и конструкции элементов котла, необходимых для обеспечения номинальной паро-производительности и параметров пара, а также требуемых показателей экономичности и надежности котла.
Конструктивный расчет дает исходные данные для последующих расчетов: аэродинамического, гидравлического и прочностного.
Для тепловых расчетов котла главными являются заданные в проектном задании исходные данные:
вид топлива, его характеристики и показатели качества;
номинальная паропроизводительность;
температура перегретого пара и давление пара у главной выходной задвижки котла;
температура и давление питательной воды;
расход и параметры вторичного пара на входе в промежуточный перегреватель (при его наличии) и выходе из него;
расход насыщенного пара (при его отборе), расход непрерывной продувки;
особые условия эксплуатации котла (ячейка, высота и др.).
При выполнении конструктивного расчета котла тепловые расчеты и конструирование отдельных элементов и поверхностей нагрева осуществляется совместно. Поэтому для проведения конструктивного расчета необходимо составить предварительные конструктивную и тепловую схемы котла, которые затем уточняется в ходе тепловых расчетов.
Предварительный анализ данных проектного задания и рекомендации нормативных материалов по расчету и проектированию [1 3] являются главными для обоснования технических решений.
Важнейшим этапом является выбор и обоснование технологии сжигания топлива и типа топочного устройства. Определяющими при этом являются: показатели качества топлива и его технические характеристики; особенности сопутствующей минеральной части топлива (общая зольность, химический состав
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань>
РАСЧЕТНОЕ ЗАДАНИЕ И ВЫБОР ОСНОВНЫХ КОМПОНОВОЧНЫХ РЕШЕНИЙ
165
золы и ее температурные характерце тики, склонность к шлакованию и образованию связанных отложений), а также дародроизводи-тельность и параметры дара. При сжигание твердых топлив приходится при выборе проектных решений учитывать больший объем факторов вследствие более сложного состава топлива (наличие Sr, Аг, влияние характеристики золы, ее сосзава и др ) При выборе технологии сжигания и типа топочного устройства необходимо обеспечить требуемые зкологические показатели работы котла.
Пользуясь рекомендациями нормативных материалов [1, 2] и учитывая данные знали за проектного задания, выбирают пт зодочного устройства, вцд шлакоудаления (твердое, жидкое), схему зодливодригозовления и требуемую гранулометрическую характерце гику сжигаемой пыли (для твердого топлива)
Современные знергетические козлы обычно используют факельные технологии сжигания топлива в камерных топках, когда скорость газовоздуизного позока ТГ выше ско
рости витания топливных частиц При згом топливо сгорает за время пролета через топочную камеру (в режиме пневмо транспорта ТОП ППГКМЫХ ЧИП I (fl 1}
Выбор компоновки поверхностен нагрева, а следовательно, конструктивной и тепловой схем козла взаимосвязан и зависят от температуры подогрева воздуха, типа воздухо-дерегревателя. способа циркуляции рабочего тела и его параметров, наличия промежуточного перегрева дара и др
Компоновка котла определяет втащи ное расположение газоходов и движение продуктов сгорания до газоходам козла. Выбор компоновки в значительной степени зависит от вида топлива, свойств его минеральной части, выбранной технологии сжигания топлива и типа зодочного устройства.
В современных котлах средней и большой мощности (знергехических .котлах) в основном применяют четыре компоновочные схемы, предс заиленные на рис. 2.2.1
Рис. 2.2.1. Основные типы компоновок энергетических котлов (стрепками показано надрав пение окижения сыновых Газиз*)
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство«Лань»
h
ЛАН?
166
Глава 2.2. ОСНОВНЫЕ ЭТАПЫ ТЕПЛОВОГО РАСЧЕТА И ПРОЕКТИРОВАНИЯ КОТЛА
П-образная (иногда Г-образная) компоновка котла является наиболее распространенной (рис 2.2.1, а). Призматическая топочная камера 1 по существу определяет высоту котла, полурадиационные поверхности нагрева размещены в выходном окне топки, а конвективные - в горизонтальном переходном 2 и опускном 3 конвективном газоходах. При такой схеме обеспечивается удобное размещение пылеприготов1ггельного оборудования и тягодутьевых машин на нулевой отметке котельного цеха, а также удобный подвод воздуха и топлива к горелкам 4, которые расположены в нижней части топки. Зола и шлак отводятся из нижней части топки и зольников конвективного газохода.
Наличие поворотов потока дымовых газов в газовом тракте создает неравномерное омывание трубных пучков, расположенных за поворотом, неравномерность скоростных полей газов и концентрации золы в продуктах горения, а также опасность локального эолового износа поверхностей нагрева.
Т-образная компоновка котла способствует снижению скорости газов в симметричных конвективных газоходах 3 вследствие разделения потока на выходе из топки 1 на два нисходящих потока (рис. 2.2.1, б). Кроме того, уменьшается высота выходного окна топки, что способствует снижению общей высоты котла. Такой тип компоновки применяется обычно для
котлов большой мощности, работающих на топливах с высокой абразивностью золы.
N-образная компоновка котла обеспечивает уменьшение общей его высоты и удобство размещения развитых ширменных конвективных поверхностей нагрева (рис. 2.2.1, в). Она обычно используется при сжигании высокозольных топлив с минеральной частью, склонной к образованию связанных отложении (сланцев, некоторых видов бурых углей). Кроме того, при такой компоновке усиливается сепарация золы в газоходах и ее отвод через нижние золовые бункера.
Башенную компоновку котла используют для топлив с высокой абразивностью золы (рис. 2.2.1, г). При этом продукты горения движутся только вверх, последовательно проходя через полурадиационные и конвективные поверхности нагрева. Отсутствие поворотов потока газов способствует высокой равномерности полей скоростей газов и концентрации золовых частиц, что способствует меньшей интенсивности эолового износа труб поверхностей нагрева. Главный недостаток такой компоновки - большая высота котла, высота здания ТЭС, а следовательно, большие капитальные затраты. При котлах с уравновешенной тягой требуются длинные опускные газоходы к золоулавливающим установкам и дымососам, что еще больше повышает стоимость котла. Кроме того, котлы такого типа отлича-
Рис. 2.2.2. Варианты нетрадиционной компоновки котлов:
а - с инвертной топкой (U-образной); б - четырехходовой (сланцевой); в - типа "скорпион”: 1 - пылевой бункер; 2 - топка; 3 - регенеративный воздухоподогреватель; 4 - пароперегреватель;
5 - водяной экономайзер; 6 - воздухоподогреватели; 7 - дутьевой вентилятор
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань*
ТЕПЛОВАЯ СХЕМА КОТЛА
167
ются низкой ремонтопригодностью вследствие большой его высоты.
В котлах с N-образной и башенной ком поновками воздухоподогреватель обычно размещают в отдельном газоходе, примыкающем к выходному газоходу котла.
К нетрадиционным компоновкам котла можно отнести U-образную (инвертную), Г-образную и некоторые другие реже приме няемые типы (рис. 2.2.2).
При выборе компоновки котла учитываются общая трудоемкость изготовления и монтажа, затраты на сооружение станции, а также требования по ремонтопригодности элементов котельной установки.
За рубежом (например, фирмы Дойче Бабкок) можно встретить башенную компоновку котла, которая позволяет экономить площадь под котлом. В этом случае над топкой выстраивается вверх конвективная шахта. Воздухоподогреватель (ВП), золоуловитель и даже дымовая труба могут быть расположены на крыше котла. Если система денитрификации De-NO,, установлена за водяным экономайзером в опускном газоходе, то ВП и система десульфуризации De-SO? находятся на уровне земли (на нулевой отметке).
В некоторых проектах применена компоновка Эль-пасо, в которой за топкой располагаются две части конвективной шахты с подъемным и опускным движением газов. Занимая относительно небольшую площадь, котел такой компоновки имеет относительно небольшую высоту.
2.2.2. ТЕПЛОВАЯ СХЕМА КОТЛА
Под тепловой схемой котла обычно подразумевают последовательность отдельных видов поверхностей нагрева по тракту рабочего тела, их размещение в тракте топочных газов и взаимное соединение поверхностей нагрева.
Выбор рациональной тепловой схемы котла связан с компоновочной и конструктивной схемами котла и определяется составом поверхностей нагрева по пароводяному тракту' котла и их расположением по газовому тракту.
С увеличением параметров рабочего тела (воды, пара) уменьшается теплота парообразования. что приводит к перераспределению тепловосприятия между испарительными и пароперегревательными поверхностями нагрева. Доля количества теплоты, требуемой на
перегрев пара, при этом возрастает, что усложняет схему пароперегревательных поверхностей.
В целях достижения более высокой экономичности и надежности работы котла при разработке тепловой схемы и распределении тепловосприятий между отдельными ступенями пароводяного тракта следует учитывать, что температура продуктов сгорания в определенных точках газового тракта, а также темпе ратура воды, пара и воздуха по соответствующим трактам имеют определенные ограничения [1, 2]. Таким образом, распределение тепловосприятий не может производиться произвольно, а должно вписываться в определенные пределы по температурам газового тракта и тракта рабочего тела.
Состав сжигаемого топлива также влияет на выбор решений по тепловой схеме (так, в случае высокозабалластированных топлив обычно увеличивается доля тепловосприятия испарительной части котла). На перераспределение тепловосприятий оказывают влияние реакционные свойства топлива и температура подогрева горячего воздуха.
Введение промежуточного перегрева пара в котлах большой мощности увеличивает суммарную долю количества теплоты на перегрев первичного и вторичного пара Обычно температуру газов на входе в ступени промежуточного пароперегревателя ограничивают до 800...850 °C по соображениям надежности работы, особенно при беспаровом режиме работы: пуск и останов котла, горячий резерв и др., когда пар из турбины не поступает на вход вторичного пароперегревателя.
Температура газов на входе в воздухоподогреватель также ограничена до 550 °C по соображениям надежности работы воздухоподогревателя.
При выборе тепловосприятий выходных пакетов пароперегревателей приращение энтальпии в них обычно принимают небольшим (150... 190 КДж/кг), чтобы уменьшить разверку тепловосприятий отдельных змеевиков, а также расход аустенитных сталей. Для снижения тепловой и гидравлической разверток пароперегреватели первичного пара выполняются из трех четырех ступеней с обязательным полным перемешиванием пара после каждой ступени Рекомендации по конструированию поверхностей даны в [1 4].
Для обеспечения номинальной температуры пара при изменениях нагрузки, качества топ-
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань>
168
Галва 22 ОСНОВНЫЕ ЭТАПЫ ТЕПЛОВОГО РАСЧЕТА И ПРОЕКТИРОВАНИЯ КОТЛА
лива и режима работы котла. а также надежности работы пароперегревателей в даровой тракте применяют устройства для регулирования температуры дара, которые должны обеспечивать номинальную температуру пара при изменении нагрузки котла в пределах 70...100 “о номинальной паропроизводите.тьнос ти.
Регулирование температуры перегрева первичного пара обычно осуществляют с помощью впрыскивающих пироохладителей При атом для прямоточных котлов допускается впрыск гшгагельной воды, а для котлов с естественной циркуляцией применяю! обычно впрыск конденсата. Б последнем случае котел снабжается специальным теплообмен) ком
(конденсатором собственного пара), в котором часть пара, отбираемая из барабана, конденсируется за счет охлаждения питательной водой. Для регулирования перегрева первичного дара возможно применение поверх noriных теплообменников (водопаровых, даро-даровых), а также газовых методов регулирования. Однако впрыскивающие пароохладители имеют существенные преимущества перед другими способами регулирования температуры перегретого пара.
На рис. 2.2.3, а представлена расчетная тепловая схема котла £-120-14,0-560 с применением впрыскивающих охладителей и использованием конденсатора для получения собственного конденсата.
Рис. 223. Расчетные тепловые схемы котлов с естественной циркуляцией: а Е420-14,0-560 (шв БКЗ-420-1401, б Ей 670-14,0-545/545, ВЭК вопяшй зтгоноызйзер, ЭГГ, ЭКШ экраны газоходов, ШПП ттшрыовий аароперетревагеаь. ВПР епрт1сЮ1иакм11ш1пароохла11итеаь,Ю777 перемчмыйкинвегшеныйтыриаерегреватеаь, НРП настенный рапиадтюшгпй хыроперегрееатеоь, ПЯТО ларо-тьфовийтешюиименншц ЦВЦ. ЦСЗ пи пин пр сиответствешю шешгиго и среднего паиаения турбины; К кино енеа шр
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство«Лань» ЛАН1
ТЕПЛОВАЯ СХЕМА КОТЛА
169
Для регулирования температуры промежуточного перегрева пара обычно используют поверхностные теплообменники (паро-паровые, водопаровые, газопаровые) и газовые способы регулирования (рециркуляцию газов, раздельные газоходы). Впрыск в тракте промежуточного пара обычно является средством аварийной защиты промежуточного пароперегревателя и турбины от внезапного повышения температуры пара выше допустимых значений. Применение впрыскивающих охладителей в тракте вторичного пара приводит к изменению соотношения между паром высокого и низкого давления, что снижает экономичность цикла.
На рис. 2.2.3, б показана расчетная тепловая схема котла Еп 670-14,0-545/545, в которой для регулирования первичного пара используется впрыск питательной воды, а для регулирования вторичного перегрева применен паро-паровой (ППТО) теплообменник. Впрыск питательной воды в этом случае применен вследствие использования полного обессоливания питательной воды. Применению паро-парового теплообменника в этой схеме способствует наличие радиационного настенного пароперегревателя в тракте первичного пара.
На рис. 2.2.4 показаны расчетные тепловые схемы прямоточных котлов. В прямоточных котлах вода из экономайзера котла ВЭК поступает в нижнюю радиационную часть
(НРЧ) топочных экранов. Для обеспечения надежности труб лент НРЧ тепловосприятие экономайзера выбирается из условия недогре-ва воды до температуры кипения (при докри-тическом давлении) или до зоны максимальной теплоемкости (ЗМТ) при сверхкритическом давлении на 170...250 КДж/кг. Нагрев воды до кипения или ЗМТ осуществляется в НРЧ, а в средней (СРЧ) и в верхней (ВРЧ) радиационной части происходит перегрев пара. Иногда конец зоны испарения выносят в виде отдельного пакета в конвективный газоход (вынесенная переходная зона) для обеспечения большей надежности котла и увеличения межпромывочной кампании. В состав ВРЧ обычно включают потолок топочной камеры и боковые стены переходного газохода.
Затем пар поступает в полурадиационные и конвективные ступени пароперегревателя.
Особенностью прямоточных котлов является значительная роль радиационной части котла, к которой относятся НРЧ, СРЧ и ВРЧ. Это приводит к росту энтальпии рабочего тела на выходе их этих поверхностей при снижении нагрузки. Поэтому применение паро-паровых теплообменников для регулирования температуры промежуточного перегрева в прямоточных котлах используется довольно часто.
После принятия основных решений по компоновке котла, типу топочного устройства п тепловой схеме уточняют состав и последо-
11 = 264 кг/с р = 29,4 МПа. Т = 26О°С 1=1134кДж/кг
250
26,9 459
2951
88
302
3198
258
26,9
449
2893
ВПР2
ШПП1
222
258
25,5 546
3328
222
КПП
264
25,0
565 3385
811ВД
D=136 кг/С р=30,4 мпа Т-243°С 1=1196кДж/кг
3,82 292 2942
КПП1 НД
686 27,0
427 2769
ВПР1
586
3,12
331
3050
458 3,72
405 3458
ВПР1
222
3,8
340 ~ 3071
Рис. 2.2.4. Расчетные тепловые схемы прямоточных котлов:
«-Пи 950-255-565/570 (тип ТПП-312); б-Пи 2650-255-545/545 (тип 1ТМП-204); Т-тогака
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАН1
170
Глава 2.2. ОСНОВНЫЕ ЭТАПЫ ТЕПЛОВОГО РАСЧЕТА И ПРОЕКТИРОВАНИЯ КОТЛА.
вательность расположения хвостовых поверхностей нагрева (экономайзера и воздухоподогревателя). Хвостовые поверхности при подаче воздуха до 320 °C могут иметь одну ступень воздухоподогревателя и выполняться с последовательным расположением: экономайзер воздухоподогреватель по ходу газов
При более высоком подогреве воздуха хвостовые поверхности нагрева располагаются в "полурассечку" или в "рассечку". Схема "в рассечку" характеризуется тем, что экономайзер и воздухоподогреватель разделяются на две ступени, которые располагаются в конвективном газоходе по ходу газов в следующем порядке: вторая (по ходу? воды) ступень экономайзера вторая (выходная) ступень воздухоподогревателя первая (входная по воде) ступень экономайзера первая ступень (входная) воздухоподогревателя. Схема "в полурас-сечку" отличается отсутствием второй (выходной) ступени экономайзера, а хвостовые поверхности нагрева состоят из двух ступеней воздухоподогревателя, между которыми располагается экономайзер. Рекомендации по проектированию хвостовых поверхностей нагрева изложены в [1 3].
2.2.3. ЭТАПЫ ТЕПЛОВОГО РАСЧЕТА КОТЛА
Компоновочные решения и расчетная тепловая схема котла создают необходимую основу? для последующих тепловых расчетов котла, в ходе которых уточняются и оптимизируются конструктивные решения по всем его элементам.
Перед началом тепловых расчетов необходимо выполнить подготовительные расчеты, которые включают расчет объемов и энтальпий продуктов сгорания.
Коэффициент избытка воздуха (на выходе из топки ат) принимается в зависимости от вида топлива и принятого способа сжигания [1,2].
Избыток воздуха при продвижении дымовых газов по тракту котла увеличивается вследствие присосов внешнего воздуха в газовый тракт. При этом
а* = а" +- ХДаг,
где а" избыток воздуха на г-м участке газохода; ЕДссг суммарный присос воздуха на предыдущих участках газохода.
Присосы воздуха в топку и элементы котла принимают на основе рекомендаций [1]. Избыток воздуха в уходящих газах находится на основе заданного значения аг и суммы всех присосов по газовому тракту котла
= а" + ЕДаг.
Расчет объемов воздуха и продуктов сгорания. Он проводится на основе заданного состава топлива и среднего значения избытков воздуха в элементе котла. На результатах этих расчетов базируются все последующие расчеты котла и котельной установки: тепловые расчеты котла, аэродинамические расчеты котельной установки, расчеты системы пылеприготовле-ния и др. Определение объемов необходимого для горения воздуха и образующихся продуктов горения рассмотрено выше.
Расчет энтальпий воздуха и продуктов сгорания. Результаты этих расчетов используются при проведении теплового расчета котла и некоторых специальных расчетов. Энтальпия объемов воздуха и продуктов горения рассчитывается на 1 кг твердого и жидкого топлива или на 1 м3 газообразного топлива. Расчет энтальпий воздуха и газа проводится на весь возможный за данной поверхностью диапазон температур продуктов горения. Порядок расчета и расчетные зависимости приведены выше.
Расчет теплового баланса котла. Он выполняется на основании полученных данных расчетов объемов и энтальпий воздуха и продуктов сгорания. Тепловой баланс котла позволяет получить КПД котла (брутто) и определить расход топлива при номинальной производительности и параметрах, устанавливает равенство между поступившим в котел количеством теплоты и суммой полезно использованного в котле количества теплоты и тепловых потерь.
Тепловой баланс составляется применительно к установившемуся тепловому состоянию котла применительно к 1 кг сжигаемого (твердого, жидкого) топлива или к 1 м3 газообразного топлива при 0 °C и давлении 760 мм. рт. ст.
Общее уравнение теплового баланса, кДж/кг или кДж/м3,
c;=2i+22+23+24+25+g>, (2.2.1)
где Qj полезно использованное количество теплоты; Q2 Qf> тепловые потери в котельной установке.
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань>
ЭТАПЫ ТЕПЛОВОГО РАСЧЕТА КОТЛА
171
Располагаемое количество теплоты топлива в обшем случае
для твердого или жидкого топлива
Qp =Qi +<?в.вн +Лтл +<?ф~Qk>
для газообразного юдлива
Qp=Qi +QKeH+^m,
где Qf — низшая удельная гедлоза сгорания топлива, С^ЕН — количество теплоты. поступающей с воздухом при его додогреве ине котельной установки, /?та = Ста(та — физическое количество теплоты топлива, О§- теплота, внесенная форсуночным паром, QR — теплота, затраченная на разложение карбонаюв минеральной час ги юдлива.
Обычно рассматривают относительные потери количества теплоты в козле, “о,
Чг
= —100
Позери зедлозы с уходящими газами за-висяз оз разности энтальпий уходящих газов и холодного воздуха, “о
_ £?2 аух-^хе)(100 #4)
92 --------------~’
-Р -Р
(2.22)
где — энтальпия уходящих газов при м , у у О
fyx, /1 хв — лнгалъгшя холодного воздуха, — догери lemiOLw 01 механической неполно гы сгорания юдлива.
Позери зедлозы оз химической недолно-
Qi
зы сгорания «а =----100 определяются cvm-
Q'P
марной зедлозой продукзов неполного сгорания зодлива (СО, СИ, и др}, оставшихся в уходящих газах
Величина при сжигании различных видов зодлива при нимаезся до рекомендациям [1 - 3] Позери зедлозы оз механической неполноты сгорания зодлива определяются содержанием горючих недогоревших (в основном утлерода) в шлаках, провале и уносе
( Г
| •* зил+пр
Г™ (ioo-r_np) +
-^-100 =-------------------
£
г л ун ^(loo-rj
(2.2.3)
33-103 Аг
где ашп+пр и а-ун — доля золы топлива соответственно в шлаке и провале и в уносе. -Пил+пР и Рун — содержание горючих соответственно в шлаке и провале и в уносе.
При тепловых расчетах котла величину принимают в зависимости от вида топлива, принятой технологии сжигания и конструкции юлки [1 - 3]
Потери зедлозы д$ от наружного охлаждения котла определяются по известным зависимостям этих потерь от гифодроизводигельнос-ти котла (рис. 2.2.5) [1,3]
С увеличением дарогроизводизелыюсти котла зга потеря уменьшается и у мощных энергетических котлов составляет $5 = 0,1...0.2 “о.
Потери зедлозы связаны с уносом части зедлозы (^6 ди) с удаляемым из юдочной камеры шлаком, а также с потерей теплоты (<?б«хл) в охлаждаемой среде конструктивных элементов котла, не включенных в циркуляционную систему котла (балок, додол ни тел ьны х панелей и др )
Количество теплоты, полезно отданной в котельной установке.
Ql — Йса —-^пп(Ап — Апв) + -£нп(^нп — Апв) + 4--°КГ(^т -^’т) +^пр(^ -^) +ротд,
(2.2.4)
Рис. 22.5, Потери теплоты от наружного охлаждения котла: 1 с хнос LutJUMii адеерхнис лаын;
2 бел XEUCL оеых поверхнос гей
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство <Лань>
172
Глава 2.2. ОСНОВНЫЕ ЭТАПЫ ТЕПЛОВОГО РАСЧЕТА И ПРОЕКТИРОВАНИЯ КОТЛА.
(2.2.6)
где Z)nn, , DBT, Dnp соответственно часо-
вой расход перегретого пара, количество насыщенного пара, отданного потребителю, расход пара через вторичный пароперегреватель, расход воды на продувку котла; , /гпв, /?нп, А"т, ^вт энтальпия соответственно перегретого первичного пара, питательной воды, насыщенного пара, вторичного пара на выходе н входе вторичного пароперегревателя; Qow количество теплоты (воды, воздуха), переданной в специальных теплообменниках котла сторонним потребителям.
Откуда qx = (£>ка /££) 100 и +
+ qi, + q4 + q5 + = 100 %.
Коэффициент полезного действия котла (брутто), %,
6 ПбР=^=100-^г. (2-2.5)
1=2
Тогда расход проектного топлива, кг/ч, кг/с,
в
£?р Лбр
Для подсчета суммарного объема продуктов сгорания, воздуха и количества теплоты, отданной продуктами горения, вводится расчетный расход топлива, полученный с учетом механической неполноты сгорания, кг/ч, кг/с,
Д=.б| 1“—) (2-2-7)
р ( 100 )
Результаты расчетов теплового баланса котла используются при последующих тепловых расчетах.
Расчет теплообмена в топке котла- Он позволяет получить температуру продуктов горения в топке заданной конструкции при сжигании топлива с известными характеристп ками при выполнении поверочного расчета. При выполнении конструктивного расчета находится площадь гепловоспринимающих поверхностей топки, необходимая для обеспечения определенной (принятой) температуры продуктов сгорания на выходе из топки.
Определение температуры на выходе из топки позволяет перейти к расчетам теплообмена в полурадиационных и конвективных поверхностях нагрева
В заключение теплового расчета котла определяется расчетная невязка теплового баланса:
- брЛбр _[£?лт + бк + Qnn +
+ +£?3K]fl--
( 100 J
где рр располагаемая теплота топлива, кДж/кг; Т|бр КПД брутто котла; QRT, Q&, Qnn, Qbtd Qjk количество теплоты, воспринятой соответственно лучевоспринимающими поверхностями топки, котельными пучками, первичным и вторичным пароперегревателями и водяным экономайзером; q4 расчетное значение механического недожега.
Величина невязки теплового баланса не должна превышать 0,5% Q’p .
2.2.4. СПЕЦИАЛЬНЫЕ РАСЧЕТЫ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ КОТЕЛЬНОЙ
УСТАНОВКИ
Тепловой расчет котла позволяет выполнить специальные расчеты котельной установки, без которых невозможно обеспечить длительную надежную и безопасную ее работу и выбрать необходимое оборудование. Большинство специальных расчетов нормировано и регламентировано руководящими указаниями РД 34.02-305, ГОСТ Р 50831.
Гидравлический расчет котла выполняется с целью проверки надежности циркуляции и движения рабочего тела (воды, пара, пароводяной смеси) в элементах котла и определения гидравлического сопротивления элементов его пароводяного тракта [6].
Аэродинамический расчет позволяет определить аэродинамическое сопротивление воздушного и газового трактов котельной установки и выбрать тягодутьевые машины (дымососы и вентиляторы), обеспечивающие движение воздуха и дымовых газов во всем диапазоне рабочих нагрузок котла.
Прочностной расчет элементов котельной установки основан на определении напряжений, возникающих в основных элементах котельной установки под действием давления рабочей среды, учитывает температурные условия работы металла, позволяет выбрать марку стали и определить толщину стенки элементов, обеспечивающие необходимый срок службы.
На основе тепловых расчетов пылеприготовительных установок осуществляется выбор
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство«Лань> ЛАН
КОНСТРУКТИВНЫЕ И ТЕПЛОВЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТОПОК
173
необходимого оборудования для обеспечения размольной и сушильной производительности системы пыл еприготов ления.
Особое значение имеют расчетная оценка весовых нагрузок, выбор и расчетное обоснование технических решений по несущей конструкции каркаса котла.
Все виды специальных расчетов взаимно дополняют друг друга и составляют расчетное обоснование проекта котельной установки.
Одним из видов специальных расчетов является оценка выбросов загрязняющих веществ в атмосферу.
В ходе выполнения специальных расчетов вносятся необходимые изменения в конструктивные решения и тепловую схему котла, что способствует оптимизации принятых при проектировании решений.
Таким образом, проект котельной установки является комплексным проектом.
СПИСОК ЛИТЕРАТ5ТЫ
1. Тепловой расчет котлов: нормативный метод. СПб.: Пзд-во АООТ "НПО ЦКТП", 1998. 256 с.
2. Методические указания по проектированию топочных устройств энергетических котлов / Под ред.: Э.Х. Вербицкого и Н.Г. Жме-рика. СПб.: Пзд-во АООТ "НПО ЦКПГ, 1996
3. Ковалев А.П. Парогенераторы. М.: Энергоатомиздат, 1985.
4. Тепловые схемы котлов / А.А. Паршин. В.В. Митор, А.Н. Безгрешков и др. М.: Машиностроение, 1987.
5. Григорьев К.А., Рундыгин Ю.А., Трипченко А.А. Технологии сжигания органических топлив. Энергетические топлива: учебн. пособие. СПб.: Пзд-во Политехнического университета, 2006.
6. Нормативный метод гидравлического расчета паровых котлов: руковод. указания. Л.: КЦТИ-ВПЕ 1972.
Глава 2.3
КОНСТР5ТЕРОВАНПЕ И РАСЧЕТ ТОПОК ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛОВ
2.3.1. КОНСТРУКТИВНЫЕ И ТЕПЛОВЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТОПОК
Поскольку в современных энергетических котлах обычно применяют факельное сжигание топлива в объеме топочной камеры,
основное внимание уделено конструированию и расчету камерных факельных топок.
Конструктивные параметры камерной топки в значительной мере определяют конструкцию котла. Так, выбор ширины топки (по фронту) определяет ширину горизонтального газохода между топкой и конвективной шахтой и ширину конвективной шахты, которые должны быть равны, так как при различной ширине возникает целый ряд конструктивных сложностей при их стыковке, при конструировании каркаса котла.
Основные условные обозначения, используемые при расчете топок, следующие:
D паропроизводительность котла, кг/с (т/ч);
ат, Ьт соответственно ширина и глубина топки, м;
/гт(г) высота топки (горелок и т.д.), м;
.тт(г) относительная высота топки (горелок);
F площадь поверхностей нагрева, м“;
Нп лучевоспринимающая поверхность нагрева (топки), м~;
^еч(ж) площадь поперечного ("живого") сечения, м2;
Г(г) объем (топки), м3;
Д, диаметр амбразуры горелки, м;
qv тепловое напряжение топочного объема, кВт/м3;
тепловое напряжение поперечного сечения топки, кВт/м~;
§я(воспр) тепловое напряжение экранов (воспринятый тепловой поток), кВт/м2;
it’ скорость (газа, пара, воды, воздуха), м/с;
Т абсолютная температура. К;
Та и Т" температуры газов адиабатная и на выходе из топки. К;
t температура тепловоспринимающей среды (воды, пара, воздуха), °C;
и температура газов, °C;
Дг(в) удельная энтальпия газов (продуктов сгорания) (воздуха), кДж / кгтопл. (м3топл.);
h удельная энтальпия тепловоспринимающей среды (воды, пара), кДж/кг;
р плотность (газов, воздуха, пара и з т.д.), кг/м ;
^г(ф) коэффициент излучения топки (факела);
х угловой коэффициент экрана;
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство«Лань> ЛАН
174
Глава 23 KuHCTPSlIPuBAHHE И РАСЧЕТ ТОПОК ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЧОВ
Во-критерии Бопьпыана, Со - постоянная Больцмана, со - 5,67-10"11, мВт / (ьС-К4», V(<?) — коэффициент тепловой эффективности экранов |усрецненнвш»,
о?» ф коэффициент теплоотдачи кон векпией (излучением), ьДд/(1Г-ч«°С),
кт—коэффициент теплопередачи,
»Дж/(м^-с-К»,
ДТ- температурный напор,
Е - коэффициент загрязнения;
d—диаметр труп (частил», м (мкм),
5 — характерный размер (толщина излучающего слоя, шаги труб», м
Геометрические характеристики то-
ют расстояние между осями труб боковых зираноь (м), а за глубину Z»T - расстояние меж ду осями труб фронтового и заднего экранов ipnc. 2 3 1) Фронтом котла (тонки), не закиси мо от его ксвшоноьки (П, Т образной, башен ной и др ), называют сторону, расположенную параллельно продольной оси станции и примы нанятую к машинному залу или к встроенным между котельным отделением и машинным залом деаэраторному или бункерному отделениям станции Ширина топки зависит от мощ кости котла, характеристик сжигаемого топлива и способа его сжигания С увеличением паро-
производительности увеличиьается ширина фронта котла. При этом удельная паропроизво дптельносгь (паропроизЕоцигельность 1 м фрон
астет
Рис. 23.1. Основные дюг*шр1«чес>Э«е характеристики факемвныхтсшик:
(6 г — высота тапки, рас'Г-твая высота тапки (От стртдивы хотюдвой воровки ДО стртдивы выходного окна*
6^, 4 — сютвттствтгшо вьюота М глубина г-"рм I по ходу газов); ч,, высота камтры гривня, ч$ - высота фтстава, 4 — Глуонна азро дивами'гшл выступа
аг6— влн твтргюго топлива СТШУ, в, — то лт. для твердого тал пива сЗ-ШУ в, г для Гача М мазута, е—по схтма Эль-пасо для твердою топлива
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Ланы
КОНСТРУКТИВНЫЕ И ТЕПЛОВЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТОПОК
175
Вторым определяющим размером топки является ее глубина Ь, (м). Она выбирается, исходя прежде всего из компоновки горелок и их типа, определяемых характеристиками сжигаемого топлива. В настоящее время применяют в основном два вида горелок прямоточные и вихревые. Прямоточные щелевые горелки используют чаще всего при сжигании бурых углей, торфа, сланца и иногда при сжигании высокореакционных каменных углей, богатых летучими, а вихревые горелки разных типов в остальных случаях.
Основные характеристики горелок и их взаимное расположение приведены в табл. 2.3.1 2.3.4. Компоновка горелок может быть фронтальной, встречной, встречно-смещенной, угловой тангенциальной и др.
Достаточно простым и удобным для компоновки котла с системой пылеприготов-ления является фронтальное расположение горелок. При этом глубина топки может быть выбрана в диапазоне Ът = 7...8 м. При встреч ной или встречно-смещенной компоновке горелок (топки МЭИ) глубина топки может быть увеличена до Ьт = 8... 10 м. При таких глубинах топок отсутствует удар факела о противоположную стену н обеспечивается хорошее заполнение топочного объема факелом. Однако при большой глубине топки у стены, противоположной горелкам, возможно образование зон, не заполненных факелом. С этой точки зрения встречная или встречно-смещенная компоновки горелок имеют преимущества перед односторонней.
2.3.1. Количество и расположение горелок (для всех топлив)
Номинальная паропроизводшельностъ котла jD, кг/с (т/ч) Число вихревых горелок при расположении Диаметр выходной амбразу'ры горелки 7)8, м* Число угловых горелок
фронтальном встречном
33...61 (120...220) 3...4 4...6 0,85 4...8
89...117 (320...420) 6...8 6...8 0,95...1,15 8...12
139...178 (500...640) 812 812 1,15...1,35 12...16
264...333 (950...1200) 12...16 1,35 16.. .24
445 (1600) 12...16 1,6 24...32
700 (2500) 24...32 1,6 24...32
* Для газомазутных горелок диаметр уменьшается в 1,3-1,4 раза. Применятся только для твердых топлив.
Расстояния между горелками, м, при сжигании твердого топлива приведены ниже:
Вихревые горенки от оси нижнего ряда до начала ската холодной воронки (ТШУ)............................. 2,0—2,5
от оси нижнего ряда до пода с жидким шлаком (ЖШУ 1................................ 1,8...2,0
от осей крайних горелок до прилегающих стен....................................... 1,6. ..2,2
между' осями в ряду' (по горизонтали) при шахматном расположении для ТШУ.......... 3,0...3,5
то же, для ЖШУ.................................................................... 3,5...4,0
между' осями в ряду' (по горизонтали) при коридорном расположении (ТШУ и ЖШУ)..... 2,2...3,0
между' осями рядов (ярусов) по вертикали (ТШУ и ЖШУ) прирасположешш:
коридорном.................................................................... 2,5...3,0
шахматном..................................................................... 2,0...2.5
Прямоточные горенки (в том числе угловые):
от нижней кромки до начала ската холодной воронки (ТШУ)........................... 1,2—1,5
от нижней кромки до пода с жидким шлаком (ЖШУ).................................... 1,5—2,0
между' осями в ряду' по горизонтали (ТШУ и ЖШУ)................................... 1,5—2,0
между' кромками горелок (ярусов) по вертикали (ТШУ)............................... 1,5...2,0
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань>
176
Глава 2.3. КОНСТРУИРОВАНИЕ И РАСЧЕТ ТОПОК ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛОВ
2.3.2. Рекомендуемые производительности газомазутных горелок
Производительность котла D < 117 кг/с
Мазутные форсунки, кг/с 0,28 0,35 0,42 0,56 0,70
Г азовые горелки, м3/с 0,30 0,38 0,46 0,60 0,83
Производительность котла D '--117 кг/с
Мазутные форсунки, кг/с 0,83 1,39 2,08 3,33
Г азовые горелки, м3/с 0,97 1,53 2,36 3,61
2.3.3. Расстояние между горелками в газомазутных котлах (£> < 117 кг/с)
Размещение горелок Расстояние между' горелками L, м
Между осями горелок по вертикали 1,2...2,5
Между осями горелок по горизонтали 1,2...2,0
От боковой стенки до оси крайней горелки 1,5...2,5
От пода до нижнего ряда горелок 1,5.. .2,0*
" Большие значения для горелок протгжодшельностъю 0,7 кг/с мазута (0,83 м?/с газа).
2.3.4. Расстояние между горелками в газомазутных котлах (D > 117 кг/с)
Размещение горелок Расстояние между' горелками L, м*
Между осями соседних горелок по вертикали и горизонтали 1,75 2,2 2,5 3,0
От горелки до боковой топки 2,0 2,6 2,8 3,0
От пода до осей нижнего ряда горелок 1,8 2,2 2,6 3,2
* В зависимости от отказанной в табл. 2.3.2 производительности газомазутных горелок.
Для полуоткрытых топок (топок с пережимом) с ЖШУ может применяться как встречная компоновка расположенных в один ярус вихревых горелок, так и тангенциальная компоновка щелевых угловых горелок, разработанная ПК "Сибэнергомаш" (БКЗ) для сжигания бурых углей. Последняя может быть выполнена в двух предтопках
При сжигании бурых углей в топках с ТШУ часто применяют угловую (или настенную) тангенциальную компоновку щелевых прямоточных горелок. Такая компоновка обеспечивает устойчивое воспламенение свежей тошшвно-воздутиной смеси, стабильную аэродинамику факела даже при отключении некоторых горелок. Отсутствие удара горелочных струй о стены топки и внутритопочная рециркуляция газов снижают возможность шлакования поверхностей нагрева и генерацию №ОХ. Однако при такой компоновке, во-первых,
требуется, чтобы глубина топки была примерно равна ее ширине, во-вторых, нельзя разме щать в топке внутритопочные ширмы и двухсветные экраны (за исключением случая разделения топки на две квадратные в плане полу-топки).
Кроме того, в сверхмощных энергоблоках 600...800 МВт, у которых топка имеет размеры 20 х 20 м и 23 х 23 м. приосевые зоны топки недостаточно охлаждаются, что приводит к высоким температурам в этих зонах, к расплавлению и возгонке части минералов золы и достаточно интенсивному образованию оксидов азота.
Д ля сжигания газа и мазута, как правило, применяют вихревые горелки. При П-образной компоновке предпочтительнее одностороннее фронтальное расположение их в несколько ярусов (два четыре яруса), как наиболее простое по компоновочным решениям. Возможна
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань>
КОНСТРУКТИВНЫЕ И ТЕПЛОВЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТОПОК
177
также встречная компоновка. Достаточно широко в последнее время стала применяться подовая компоновка горелок (горелки, встроенные в под топки), позволяющая снизить эмиссию оксидов азота.
При оценке компоновочных решении по горелкам необходимо учитывать, что по условиям шлакования или максимально допустимым воспринятым тепловым потокам максимальное тепловое напряжение поперечного сечения топки £р\-еч не должно превышать значении, приведенных в [1]. Если тепловое напряжение сечения топки оказывается выше допустимого, то горелки необходимо устанав ливать в несколько ярусов (два четыре яруса).
Выбор конструкции топки. Основными характеристиками, определяющими условия тепловой работы топочного объема и условии выгорания топлива, являются тепловые на пряжения, кВт/м3:
топочного объема
qv = BvQ:iV^ (2.3.1)
поперечного сечения топки
^=^£/7/^, (2-3-2)
где Дсеч. т поперечное сечение топочной камеры.
Рекомендуемые значения тепловых на-, р р
пряжении qfy и qF зависят от вида топлива, метода его сжигания и тепловой мощности [1]. Ниже рассмотрены в основном камерные топки с твердым и жидким шлакоудалением и газомазутные гопки Расчетное тепловое напряжение сечения топки при ТШУ и многоярусном расположении горелок принимается выше, чем при одноярусном
Для проектируемых котлов в зависимости от конкретных температур газов на выходе из топки и других факторов значения qv и qF могут быть изменены. Задавшись значениями qv и qF , можно предварительно оценить минимальные значения объема FT и сечения ДСеч. з топки. Окончательные значения объема, теплового напряжения объема и сечения топки уточняются после проведения теплового расчета топки. Таким образом, расчет выполняется методом последовательных приближений.
Объем топки ограничивается осевой плоскостью экранных труб (стен и потолка), поверхностью, проходящей через первый ряд труб фестона или ширм, горизонтальной плоскостью, отделяющей *4 высоты холодной воронки для топки с ТШУ (рис. 2.3.2, а), или плоскостью горизонтального пода газомазутной топки или топки с ЖШУ (рис. 2.3.2. б).
Ширмы, расположенные в зоне выходного окна топки с шагом > 700 мм, а также у стены, противоположной выходному окну (независимо от поперечного шага ширм), рассчитывают совместно с топочной камерой. Такие ширмы считают внутритопочными (ВТШ). Особенности методики расчета площади в поверхности стен топки при включении ширм в топочный объем приведены ниже.
Площадь сечения топки Ксеч т определяется произведением ширины топки ат на ее глубину Ьт в призматической части:
Х-еч т = ат by . (2.3.3)
Для котлов с атЬт ширина топки ат может быть выбрана в зависимости от производительности котла по следующим соотношениям:
для котлов с Х)ЙОМ <185 кг/с
aT=mD^, (2.3.4а)
где m = 1.3 для£>ЙОМ = 33...45 кг/с: m = 1.1 для £)ЙОМ = 45... 185 кг/с;
для котлов Дном 185 кг/с:
«г (2-3.46)
где m = 12,6 при сжигании твердого топлива; m = 10,7 при сжигании природного газа и мазута.
Для топок с тангенциальным расположением горелок принимают близкую к квадратной (в плане) топку: ат » (1...1,2) Ьт. При этом оси горелок направляют по касательной к условной окружности, центр которой находится в геометрическом центре топки. Диаметр условной окружности составляет около (0.1...0.3) ат В топках с ат « 2£>.г камеру сгорания делят на две полутопки с расположением горелок на стенах полутопок. Оси этих горелок направляют по касательным к условным окружностям, центры которых размещаются в центрах полутонок.
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань>
178
Глава2.3 КОНСИРУИРОВАНИЬИРАСЧЫ ЮЛОК ЭНЬР! El M4JECK1L\ КОЗЛОВ
Рис. 2.3.2. Расчетные геометрические характеристики топок: а-с Ш1У,б-сЖШУ
Размеры газомазутных топок могут быть уменьшены по сравнению с топками на твердом топливе (с ТШУ) примерно на 20 ° о При сжигании торфа и сланца размеры топок несколько увеличиваются (на 10.. 20 %, пропорционально уменьшению qy) для снижения опасности шлакования стен топки.
Топочную камеру целесообразно разделить на несколько объемов по высоте Для топки с твердым шлакоудаленпем и аэродинамическим выступом |рис. 2 3 2, а) можно выделить три объема: Гх в холодной воронки, 14.4 верхней части - от потолка, вдоль выступающих ширм, до низа аэродинамического выступа, Тцр призматической части - от начала холодной воронки до низа аэродинамического выступа.
За конструктивную высоту топки принимают
где /?в ч +/?т 3
За расчетную поверхность стен топки F? принимают поверхность, ограничивающую активный объем топки. Расчетную площадь поверхности стен топки F^ целесообразно представить как сумму площадей тепло-воспринимаюших поверхностей трех выделенных зон топки: холодной воронки jFx в, призматической части uFnp, верхней части jFB4, (в поверхность не включаются площади, разделяющие зоны).
ь
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань»
КОНСТРУКТИВНЫЕ И ТЕПЛОВЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТОПОК
181
Рис. 2.3.3. Угловые коэффициенты х для расчета экранов:
а - однорядных: 1 - 4 - с учетом излучения обмуровки: 1 - при е > 1,4J; 2 - при е = 0,8t/;
3 — при е = 0,5J; 4 — при е = 0; 5 — без учета излучения обмуровки при е > 0,5(7;
б - двухрядных: 1 - с учетом излучения обмуровки при е > 1,4J; 2 - то же, при е = 0;
в - гладкотрубных экранов из труб разного диаметра (для всего экрана); г - то же, для труб малого диаметра
Теплота воздуха состоит из теплоты горячего воздуха после воздухопогревателя (ВП) и теплоты присосов холодного воздуха в воздушный тракт:
бв (^т АоСт г. в +
+ (Аост + Аоспл) Нт в.
(2.3.13)
Расчет теплообмена в топке проводится по условной адиабатной (калориметрической) температуре горения Эа (°C). Она соответствует условию, когда вся выделившаяся в топке теплота (полезное тепловыделение QT) воспринимается продуктами сгорания (при отсутствии теплоотдачи), т.е. она соответствует максимальной расчетной температуре газов, недостижимой в реальных условиях. Исходя из этого адиабатная температура
9a=eT/(z^),
(2.3.14)
где — произведение объема на теплоемкость z-го компонента продуктов сгорания при температуре За, кДж / (кг • °C).
Принимая энтальпию газов //а равной известному тепловыделению в топке gT, можно интерполяцией при ОЦ найти соответствующее значение За. При вводе рециркуляции газов (например, из конвективной шахты) в топку через горелки адиабатная температура понижается вследствие увеличения объема газов в зоне горения. В этом случае адиабатную температуру можно определить по (2.3.14) методом последовательных приближений.
В результате расчета суммарного теплообмена в топке определены температура 3" и
ЯП ГТ-1
т газов на выходе из топки. Тогда удельное лучистое тепловосприятие топки
ЭЛ
ЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКАМИ
Издательство «Лань» ЛАН1>
188
Глава 2.3. КОНСТРУИРОВАНИЕ И РАСЧЕТ ТОПОК ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛОВ
Коэффициент ^св находят по (2.3.35), если принять к = ктгп + кс. Коэффициент ослабления лучей сажистыми частицами кс, образующимися в ядре факела при сжигании мазута и газа, 1 /(м • МПа),
Ас~0,3(2- а")(1,6-10 3Тт" -0,5)С7Нг,
(2.3.40)
где Сг/Нг — отношение содержания углерода к водороду в рабочей массе мазута.
Соотношение Сг/Нг для газообразного топлива можно рассчитать по:
С"7Н"7 = 0,12Z(m/w)CwHw,
где m и п — количество атомов углерода и водорода в газе.
При а" > 2 можно принять кс = 0.
Как правило, при конструктивном расчете после определения конструктивных характеристик топки целесообразно уточнить (с внесением необходимых поправок в соответствующие коэффициенты) значение температуры газов на выходе из топки Т" по (2.3.21) или (2.3.17) и это значение принять для всех последующих расчетов.
Для температуры Эу по Т/З-таблице опре-
Яп
т , а затем тепловосприятие топки по (2.3.15).
2.3.3. КОНСТРУКТИВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТОПКИ ПРИ УСТАНОВКЕ ДВУХСВЕТНЫХ ЭКРАНОВ И ВТШ
С целью уменьшения габаритных размеров топки, в ней устанавливают ВТШ или двухсветные экраны (рис. 2.3.4).
Внутритопочные ширмы могут быть размещены как по всей высоте топки, так и занимать часть ее, например, как показано на рис. 2.3.4, а. Двухсветные экраны (один —три) устанавливают по всей высоте топки, т.е. топка разбивается на два —четыре отсека по ширине (рис. 2.3.4, б). При этом необходимо соблюдать расстояния между горелками и между горелкой и стеной (двухсветным экраном, ширмой), рекомендуемые в [5]. Двухсветные экраны могут располагаться как по всей ширине топки, так и занимать только часть ее. Эти поверхности облучаются факелом с двух сторон. Площадь поверхности их нагрева F^ определяется как удвоенное произведение расстояния между осями крайних труб экрана бдв на освещенную длину труб /дв:
ДВ
ДВ *дв ?
(2.3.40а)
FBTIn — 2/втш^втш-
(2.3.406)
Под освещенной длиной труб понимают
усредненную длину освещенных факелом
А-А
0)
Рис. 2.3.4. Установка внутритопочных ширм (а) и двусветного экрана (б) в камерной топке: 1 — объем, заполненный ширмами;
2 — свободный объем
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАНЕГ
РАСЧЕТ ТЕПЛООБМЕНА ПРИ СЖИГАНИИ ГАЗА И МАЗУТА
189
труб. При установке двухсветного экрана по всей ширине и высоте топки площадь его поверхности равна удвоенной площади поверхности бокового экрана.
В барабанных котлах (с естественной циркуляцией) двухсветные экраны представляют собой отдельные контуры циркуляции. Внутри-гопочные ширмы чаще всего выполняются как пароперегревательные поверхности нагрева.
При наличии внутритопочных ширм, включаемых в объем топки, общая площадь поверхности стен топки FCT определяется как сумма площадей поверхностей свободного объема СБб, ширм Кпя ш и стен, прилегающих к ширмам KM np, с учетом коэффициентов неравномерности освещенности ширм Zm и прилегающих поверхностей Znp:
пл. сьб
шсш
Zm -Рил. пр^пр- (2 -3 -41 а)
Лучевоспринимающая площадь поверхности топки
л
ШЕПГ
ПЛ. пр-л пр ^прэ
(2.3.416)
где Хпр соответствующие угловые
коэффициенты
Объем топки принимается равным сумме свободного и межширмового объемов:
I'т — + (2.3.42)
Коэффициенты Zm и Znp характеризуют неравномерность освещенности ширм и прилегающих к ним экранов (Z< 1):
Zm > (2 -3.43 а)
Znp — ^пр^сБб? (2.3.436)
ЬШ — Ъмш Фсб6 ш (1 'ьмш) (2.3.44а)
Ъпр — Ъмш фсьб пр (1 Ъмщ) Ъсб6> (2.3.446)
где ^.Бб, 5мш поглощательные способности соответственно свободного и межширмового объемов топки; рассчитываются по (2.3.35) при соответствующих значениях эффективной толщины излучающего слоя для свободного л'свб и межншрмового объемов топки.
Угловой коэффициент облученности для ширмы
<Ревб пр = ((4 Istf 1 )0,5 (Zni /-У1), (2.3.45а)
где глубину ширмы и шаг Xi принимают по рис. 2.3.4, а.
Угловой коэффициент облученности для прилегающего к ширмам экрана
Фсб6 ш 1 Фсьб пр- (2.3.456) Эффективная толщина излучающего слоя определяется раздельно для свободного 5CBg и межширмового 5МШ объемов топки, м:
^свб 3,61' /(Тсвб + РрззпК (2.3.46а) 5мш=1,8/(1/А + + 1 /7Ш), (2.3.466)
где Рря-п площадь поверхности, разделяющей свободный и межширмовый объемы; А ши рина ширмы.
2.3.4. РАСЧЕТ ТЕПЛООБМЕНА
ПРИ СЖИГАНИИ ГАЗА И МАЗУТА
Как уже отмечалось, наиболее распространенным типом газомазутных топок является камерная топка (рис. 2.3.5). Топки, работающие на газе или мазуте, имеют достаточно близкий профиль и могут выполняться как газомазутные. Различаются они в основном типом расположения горелочных устройств 1.
Горелки для таких топок классифицируются по виду сжигаемого топлива - газовые, мазутные (жидкотопливные) и газомазутные [6, 7. 12, 13]. Горелки могут располагаться: на фронтовой (или задней) стене топки - одностороннее расположение; на фронтовой и задней или боковых стенах топки - встречное расположение; на поду топки подовое расположение; на потолке топки - потолочное расположение. Каждая фирма стремится разработать свой "патенточистый" вариант, имеющий ряд преимуществ перед аналогичными конструкциями других фирм.
Основные характеристики газомазутных топок (qv, qFce4, q-$, q4, T* и др.) представлены в [4]; тип, количество и расположение горелок определяется по табл. 2.3.1, табл. 2.3.2.
Для сжигания газа и мазута, как правило, применяют вихревые горелки. При П-образной компоновке котла часто имеют одностороннее фронтальное расположение их в несколько ярусов (два-три яруса), как наиболее простое по компоновочным решениям. Для экономии места (площади под котлом) и сокращения расхода обмуровочных и изоляционных мате риалов для газомазутных котлов применяют сомкнутую компоновку, т.е. смыкают топку и конвективную шахту. При этом задний газоплотный экран топки служит разделительным экраном топки и конвективной шахты
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство«Лань» ЛАН
190
Гхаьа 2 3 ЕОНСГРУНРЭВАНЕЕ И РАСЧЕТ ТОПОЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСЕИХ ЕСЛГЧОВ
РйС. 23.5. Схемы i^jonuijyilifcLx iouojkz
а— с фронтальным рагпихикгнлгмгоргхСК (ДвлОскчрлгньжс);
б—со встречным рагпихилтндсм гсргжОК, е — спиновым распихожЕнптм ГОргхиь
Е> отличие от топей, на твердом топливе у газомазутных топа, нижняя часть (под топей) выполняется горизонтальной или слабона клонной (утоп наклона около 7° к горизонту) Для повышения нале ьности работы экранных труб пода их закрывают сверху слоем кирпича или огнестойкой обмазки Верхняя часть топки мокет быть выполнена с аэродинамическим выступом (как для топок на твердом топливе) или без него Для повышения экономичности и наде кности работы стены топки (и конвектив ной шахты) должны быть закрыты газоплот-ними пельнос гарными экранами
Расчет лоточной камеры при скитании природного газа или мазута (или другого кид кого топлива) чаще проводится по методике, излокенной в [5] Нике отмечены особенности расчета таких топок
Расчетные значения тепловых напряже ний и зависят ст вида томлива, метода его с кигания и тепловой мягкости топки Для газа и мазута реымендушые значения _ — 250 350 кВтбд3, в некоторых случая?; qv < до 400 kBtW, а* - 1,03 1,05, Т” --1470 1520K,^ + ^4<fD,l 0,5)*..
Для котлов, у которых Лг > Лт, ширина топи дмокет быть выбрана в зависимости от производительности по выракениям (2.3 4) Глутяна топки зависит от ее потеречнап сечения и рэсполо Кения горелок, например, при фронтальном рэсполокении возможное значение £>т — 6 8 м.
При рэсполокении ширм в горизонталь ном газоходе (рис 2.3 5, л) необходимо рас
считать высоту выходной окна топки /к», (и ширм 7^1 исходя из скорости газов в ширмах uf1 и предварительно принятая температуры газов на выходе из толи Т* При с кигзнии газа и мазута мокно принять максимальную скорость газов wx —(14 lfri + 2 м/с.
По обваву и поверхности топки определяется эффективная толщина излучающего с лоя по (2 3_8)
Угловые коэффициенты х гладь отрутишх экранов представлены на рис 2.3 3 Экраны топок современных газомазутных котлов вы полняют из цельносварных панелей. Для них, а такке для ошипованных участков экрана,, футерованных экранов и участков, закрытых чугунными плитами, принимают X ~ 1, а для вых одного окна лотки (первый ряд труб ширм, фестона, пучка! X ~ 1
Полезное тепловыделение в лоточной камере О? (в расчете на 1 кг кидкого топлива или 1 м3 газообразного топлива) рассчитывают по формуле, анапоичной (2 3 121, при 0 °C и 101,3 кПа (ьДк/кг или ьДк'м*1 Располагаемая удельная теплота сгорания, 1Д кбкг, кД к /м3,
^i-Qi +‘4ж + С.+‘4+
При скитании газа в тепловом балансе величина заменяется на низшую удельную теплоту сгорания сухой массы газообразного топлива С?/ При с кигзнии газа и мазута от-
h
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА Издательство «Лань»
ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА ТЕПЛООБМЕНА В ННЗКОТЕМПЕРАТМПЫХ ВИХРЕВЫХ ТОПКАХ 191
сутствуют потери и q(, (принимаются рав ними нулю).
Теплота воздуха состоит из теплоты горячего воздуха после воздухоподогревателя (ВП) и теплоты присосов холодного воздуха в воздушный тракт по (2.3.13):
ft =(<-Дав)Я°в + АавЯх°в.
Расчет суммарного теплообмена в топке при сжигании газообразного и жидкого топли ва проводят по методике, изложенной выше [5], при тех же допущениях: весь объем топки заполнен факелом, разделенным на две части (светящуюся и несветящуюся); введена условная адиабатная температура горения 7^; тем ГТУ ft пературу газов на выходе из топки /т находят по зависимости Гурвича (2.3.17а) и (2.3.176). Величины, входящие в (2.3.17). определяют: адиабатную температуру горения Та (Sa, °C) по (2.3.14) или по //S'-таблицам; критерии Во по (2.3.18); коэффициент М по (2.3.22в), при подовом расположения горелок М = 0,4 (независимо от значения .гт максимальное значение АХпзх 0,5).
В результате расчета суммарного теплообмена в топке находятся температура S" и энтальпия Нт газов на выходе из топки, а также удельное лучистое тепловосприятие топки по (2.3.15).
При конструктивном расчете площадь поверхности стен топки Гст, воспринимающей заданное количество теплоты B^Q^, может быть определена из уравнения (2.3.26). При поверочном расчете по заданному значению Гст определяют температуру газов на выходе из нее по (2.3.27).
При сжигании газа и мазута по схеме прямоточного факела максимум температур по высоте топки аг практически совпадает с уровнем расположения горелок (2.3.23а). Значения условного коэффициента загрязнения поверхности нагрева 4 представлены в табл. 2.3.6. Для плоскости, отделяющей топку от ширм (фестона, пучка), расположенных на выходе из топки, величина ^вых.ок, принятая по табл. 2.3.6, умножается на коэффициент Р, учитывающий взаимный теплообмен между топкой и ширмами по (2.3.26), (2.3.27).
Коэффициент Р ориентировочно может быть принят следующим: Р = 0,8 при расположении за выходным окном топки ширм; Р = 0,9 фестона; Р = 1 котельного пучка. При отсутствии непосредственно за выходным окном топки поверхности нагрева 4вых = 0,5. Если стены топки закрыты экранами с разными коэффициентами х или 4, то определяют среднее значение коэффициента тепловой эффективности \|/ср по площадям по (2.3.27).
Коэффициент теплового излучения для камерных топок 4г определяется излучением газового факела 4ф, заполняющего топочный объем, и тепловой эффективностью экранных поверхностей \|/ср и находится по (2.3.34). При сжигании газового и жидкого топлива светящаяся часть факела заполняет лишь часть топочного объема, что учитывается введением коэффициента усреднения т, как рассмотрено выше.
Коэффициенты 4г и 4св определяют по (2.3.35). Коэффициент ослабления лучей топочной средой к при сжигании газа и мазута является суммой коэффициентов ослабления лучей трехатомными газами (Аг?к) и частицами сажи кс (2.3.40). Получить коэффициенты теплового излучения факела 4св и 4г при сжигании газообразного и жидкого топлива можно, если в (2.3.30) для расчета 4 г принять к = к^, а для 4сб принять к = ктг„ + кс.
В заключение расчета топки определяются ее основные характеристики: q^; qp\ qi-t^-nyy
2.3.5. ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА ТЕПЛООБМЕНА В НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫХ ВИХРЕВЫХ ТОПКАХ
НТВ-технологию можно рекомендовать для сжигания бурых углей, высокореакцион-ных каменных углей умеренной зольности, сланцев, торфа, лигнина и различных биотоплив (в смеси с основными топливами).
Применяют три основные модификации НТВ-технологии (рис. 2.3.6):
НТВ-топки без утрубления помола топлива (варианты а. о);
НТВ-топки с наклоном горелок вниз и ут-рублением помола топлива (варианты п, б, в, е);
схему НТВ сжигания дробленого (немолотого) топлива J1111I ИТЭЦ-10 (варианты г. д. ё).
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство«Лань» ЛАН
in
Глава 23 КйНСТPViiPulBAHllE И РАСЧЕ f ЙИЮК ЭНЕРГЕ f 11ЧЕСЙ1Л КОГ ЛОВ
Еис.23Х».Стоаы пршмлтжчнзкжх НЗВ-тшиис
а ъилыхтуплв, £> тоже с верхнимгори^ганамии^кимиьтупом; е той, с лвуил горолтзнампч^кпмп ььь. тугими, г то & с- параттй дпнм~мтт ко—'ьиами, Ъ с ивума». гврэпп .топлт ьядырькамп и г РИП
<по юо, ЮнкиылглаUCi-Vb-е илахтлы Зжь-па^о(с Г РЕШ>
Я ОГутСЛЛЕНГНИЧ I I vjQCb'ldJlUfO L'KHfa ния т ..шва вееь ирг_______ано подаваен—С в
Тинку ВОДДуХ ДСНИЛГЯ На ПСрЕИ'ЛНЫИ OLjjqj, B1Q-рм'Цхыи ам, нлгкнии (нигкнсе пульс) с^рИ ЛреЛИ'ШЫИ С^р
Clqr — °^т — 47а)
CXqpr — ®тхр Леки +" /ко» д+- ЛОгр, 1*_ 3 47б) в данном шучае npumt хоиоиниго ниаиуха Е jQubuitxuLictic Ао;^, нКлкпаслиа Е иргаыио-
EdHHO ПШШЕасМЬШ El>..X
В РАСИКИ EBlMlUuiOft lltpifiriHbUl И BJOpll'i ныи jeujjjX. Как npdiaimj, горенки HlB-jwaoK pacnuHidfdwica на фринлоной олене линки, в
один яруг \toii наюлшха фринлиных горенок нни-5 согланниет о^: —15 45°, с уфубие-
нием "-""да тони л угон наклона горенок уненм* аелся В в адом конкрелнои myiae При ЕЫоире рагхол воадуха ЦенееообралнО ИСПоньлОВаль оНуЪ никое анные зКШершлен тадьныешые [14—16]
К нка Килилв с HlB-лоНКагш, Как правил шолм'лнапЕ 'угольным кшнак Для opfu юр в аоны в
некали свой неиыпоння
слиа азро —I В худ ({ 2.3.6, б, £)
мни LcflapdL (аэродцнахшчеекии) коды
рек 1рмс. 2.3j6, г, д, е)
Ширина тонки а.1быль иыбрана в ЗавитмоеТИ ОТ Дроцлво^^леиыхоелм Колна ПО
h
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА Издательство «Лань»
ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА ТЕПЛООБМЕНА В ННЗКОТЕМПЕРАТМПЫХ ВИХРЕВЫХ ТОПКАХ 193
(2.3.4). Глубина топки Ьт обусловлена ее поперечным сечением, мощностью котла и расположением горелок, например: при фронтальном расположении горелок глубина топки Ьт = 6...8 м.
Ввод нижнего дутья в пылеугольные топки в настоящее время активно используют ОАО "НПО ЦКТ1Г, ПК "Сибэнергомаш", МГВП "Политехэнерго", ООО "НТВ-энерго" и другие фирмы при организации топочного процесса, приближающегося к схеме НТВ.
Основными характеристиками, определяющими условия тепловой работы НТВ-топки (как камерной! являются: тепловые напряжения топочного объема qv, поперечного сечения топки <7/?, экранов (ыкпр)- температура ZT ff
т ; потери теплоты от химического и механического недожога и §4. Расчетные значения тепловых напряже-
, р р
нии qy и qp зависят от вида топлива, метода его сжигания и тепловой мощности топки (котла).
Для НТВ-топок можно рекомендовать следующие значения [ 8]:
при сжигании твердых топтив угрублен-ного помола (Т?9о = 30...80%) qf- =130.. 170 кВт/м3; = 2...4 МВт/м2; а" =
= 1,2...1,25; Т” =1200...1400 К; +
* 0,5... 1%; Дун « 0,98.. .0,99;
при сжигании дробленых бурых утлей (5^ <30 мм) qf = 180...250 кВт/м3; q^cm = = 3...5 МВт/м2; а" = 1,25; Т” = 1300...1400 К;
« 0,5...1.5 %; «ун » 0.99... 1.0.
Для НТВ-топки, в которой горение топлива распределено по всему объему, в объем топки включается весь объем холодной воронки и вся ее площадь поверхности, а не *i, как для прямоточного пылеутольного факела. Таким образом, при одинаковых габаритных размерах площадь теплообменной поверхности НТВ-топки больше, чем у топки с пылеугольным сжиганием.
Полезное тепловыделение в топке QT рассчитывают по (2.3.12). Теплота воздуха состоит из теплоты горячего воздуха (после ВП) и теплоты присосов холодного воздуха в воздушный тракт и рассчитывается по (2.3.13). В некоторых случаях в нижнее дутье может подаваться не горячий воздух (после всех сту
пеней ВП), а подогретый, например после первой ступени ВП. Тогда выражение (2.3.13) запишется в виде
2В = (< - Аат - Аан.д )HL +
где Дан д - доля воздуха, подаваемого через ггО
нижнее дутье; Н н д - его энтальпия.
С целью унификации применяемых методик расчет суммарного теплообмена в НТВ-топке проводят по методике, изложенной выше для однокамерной топки. За основу приняты следующие допущения: весь объем топки заполнен факелом, что для НТВ-топки является более справедливым; в расчет введена условная адиабатная температура горения Тй (f)a). определяемая по (2.3.14) шли по //3-таблицам при энтальпии газов //а, равной тепловыделению в топке QT.
Температуру газов на выходе из топки Т" определяют по зависимости Гурвича (2.3.17). Величины, входящие в (2.3.17), находят, как было рассмотрено: критерий Во; расчетный расход топлива по разделу теплового баланса котла; усредненный коэффициент тепловой эффективности экранов \рср.
При конструктивном расчете площадь поверхности стен топки, воспринимающей заданное количество теплоты BpQn, может быть определена из (2.3.20). При поверочном расчете по заданному значению FCT определяют температуру газов на выходе из топки и энтальпию газов //". Для неэкранированных участков стен топки (горелок, сопел ввода дутья, лазов и т.д.) \|/г = О.
Коэффициент излучения экранированных топок рассчитывают, как было рассмотрено с поправками. Коэффициент теплового излучения для НТВ-топок с>т определяется по (2.3.34), а коэффициент излучения факела при сжигании твердых топлив по (2.3.3 5).
Коэффициент ослабления лучей топочной средой к при сжигании твердого топлива в НТВ-топке определяют коэффициентом ослабления лучей трехатомными газами (АгГ„), золовыми частицами (Д1щрК.зяА:зя|1зя) и коксовыми частицами () с учетом коэффициента циркуляции частиц д,пт»:
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство«Лань» ЛАН
194
Глава 2,3 КОНСТРУИРОВАНИЕ И РАСЧЕТ ТОПОК ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТТОВ
A-V»+
-щфк зл
Р-2Л “Пирк кЭкГ
12.348)
Коэффициенты ослабления лучей газовой средой находят по i2 3.371, взвешенными в топочной среде частнпами летучей золы ^ssPckI - по i2 3 38), а частнпами горашего кокса принимают в зависимости от Рида считаемого топпира (см табл 2.3 8)
Коэффициент прркутыпип частил Зцирк в ш сим ости от фракционного состава счигае •го топпира и конструкции НТВ-топки моч-но принимать. Zj^ - 1 для «зычного помола; "пврс—2 для угрубленного помола; — 5 10
для дробленого топпира.
В остальном растет суммарного тепло обмена НТВ-топки аналогичен растет}' одно камерной пылеугольной топки
С пенью уменьшение размеров НТВ-топ ки и большего локального сличения темпера туры могло применить ВТШ или двухсветные экраны Исспе Дания ВТШ, установленных в Н 1-топках [16J, показали высокую тепловую эс ность и надежное те их р »ты; преж-
де всего, парсперетреватепьных ВТШ IВПШ 111 i Так. на котле БКЗ-42й-140-9 при считании дробленого ирша-бородпнекого утла теп; ая эффективность ВТШПП выше, чем у конвективных паронагрерателей KUTTi почти в 2 раза. За 16 лет эксплуатации на этом котле проведено более ста пятидесяти пусков и оста новое без нарушений работы ВТШПП
Рис. 23 7 Варианты компоновки ВТ Ш в НТВ-топках:
а £> зстангька ЕТШ вНВЗ,е -у стантькаЕТШ на задней пене топки гфиейшгамш утроилжюго помеха, г }<тан€КкаВТШна I» * свой clztc топки, д угганоБкаЕТШназадЕЕйст^тстопки
и ГРПП при сжигании цройизяго топлива, с гкгма Эхь-пзго с ЕТШ и ГРПП
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань»
H”B°™ Топка
дад-хкамерная
угли угли будьте
M 5 § s §3 J . i!H4IB M g ® s ss « § м ш м м'
i 8 I I n g 1 s н Ё MI J|h s 1.05
1 i ihlh bl”h!li 0,65...0,75 0,225...0,25 0,65...0,75 0-2-0,25 12... 15*** 0,2...0,25 0,5...0,6 06...07
№™?олЫ топлива в 0,2 0,2...0,25 0,25...0,3 0,35...0,4 0.5...0.6
ипр = (а" Л</,)(100 j4)'(100 J/,,,),
£?т.пр = вр (100 - ?3np - ?4np - дш) I /(lOO-^nJ+anp-a», (2.3.49)
ь
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
199
Энтальпию газов на входе в камеру охлаждения 1'к охл рассчитывается как разность
между располагаемым количеством теплы топки и тепловосприятием камеры сгорания (предтопков) и шлакоулавливающего пучка 6ш. П, кДж/кг:
4. охл = 2РГ (100 - <73 - <74 - <76шл ) /(100 - q4 ) +
Рис. 2.3.8. Схема слоевой топки:
1 — слой топлива; 2 — топочный объем
ПР РПР
/(ф£р),
(2.3.58)
где Znp — число работающих предтопков (ка
мер сгорания).
Расчет теплообмена в камерах сгорания полуоткрытых и двухкамерных топок, вертикальных циклонных предтопков и циклонов может быть проведен по зависимости (2.3.17а), в которой произведение =0,4.
2.3.7. РАСЧЕТ СУММАРНОГО ТЕПЛООБМЕНА В СЛОЕВЫХ ТОПКАХ
Слоевые топки предназначены для небольших котельных установок тепловой мощностью NT <30 МВт, работающих на различных топливах: буром и каменном углях, сланце, лигнине, биотопливе. Это предопределяет разнообразие их конструкций. При выборе типа слоевой топки нужно стремиться к максимальной механизации и автоматизации всех процессов. Так, для сжигания рядовых каменных и бурых углей можно рекомендовать топки с решеткой обратного хода и пневмомеханическими забрасывателями. Сортированные антрациты и полуантрациты лучше сжигать на цепных решетках прямого хода.
Расчет суммарного теплообмена в слоевых топках проводится по методике, изложенной выше, с целью унификации методик расчета и возможности сопоставления различных топочных устройств.
Для слоевых топок объем топочной камеры ограничен плоскостями экранов (фронтового, боковых и заднего) или стен, выполненных из огнеупорного кирпича [4, 5], в выходном сечении объем — плоскостью, проходящей через оси первого ряда фестона или котельного пучка, снизу — плоскостью решетки (колосникового полотна), на которой находится топливо, и вертикальной плоскостью, про
ходящей через концы колосников, скребки шлакоснимателя или элементы шлакового подпора (рис. 2.3.8).
Для топок с механическими цепными решетками из объема топки исключается объемы топлива и шлака, лежащих на решетке. При сжигании каменных углей высота слоя топлива принимается 150...200 мм, для бурых углей — 300 мм, для древесной щепы — 500 мм. При сжигании кускового торфа высота слоя определяется положением балки, ограничивающей выход торфа на решетку. Для топок с механическими забрасывателями толщина слоя топлива на решетке не учитывается ввиду его небольшой высоты.
Полная площадь поверхности стен топки FCT рассчитывается как сумма площадей плоскостей Fnjl, ограничивающих ее объем, аналогично (2.3.6). Так как только часть стен топки закрыта экранами, а часть — кирпичом (не экранирована), коэффициент эффективности усредняется:
Yep (Y i Fст i) / (^ст /)
причем для неэкранированных участков топочных стен \|/z = 0.
Для расчета площади лучевосприни-мающей поверхности нагрева экранов Нл используют выражение (2.3.11).
После определения объема топки и площади поверхности стен определяют толщину излучающего слоя s по (2.3.8), которая нужна для расчета суммарного теплообмена.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Расчет и конструирование котлов. Ч. 1 // Компоновка и тепловой баланс котла / Сост.: Д.Б. Ахмедов, С.М. Шестаков, А.П. Парамонов. СПб.: Нестор, 1999. 102 с.
2. Ахмедов Д.Б., Шестаков С.М., Парамонов А.П. Паровые котлы. Расчет и конст-
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАН1>
200
Глава 2.4. КОНСТРУКЦИИ ТОПОК И ГОРЕЛОЧНЫХ УСТРОЙСТВ
руирование котлов. Ч. 2. Расчет топок паровых котлов. СПб.: Изд-во СПбГТУ, 2001. 56 с.
3. Липов Ю.М., Самойлов Ю.Ф., Виленский Т.В. Компоновка и тепловой расчет парового котла. М.: Энергоатомиздат, 1988. 206 с.
4. Тепловой расчет котлов: Нормативный метод. СПб.: АООТ "НПО ЦКПГ, 1998. 256 с.
5. Тепловой расчет котельных агрега тов: Нормативный метод / Под ред. Н.В. Кузнецова и др. М.: Энергия. 1973.295 с.
6. Ковалев А.П., Лелеев Н.С., Виленский Т.В. Парогенераторы. М.: Энергоатомиздат, 1985.376 с.
7. Методические указания по проектированию топочных устройств энергетических котлов / Под ред. Э.Х. Вербовецкого и Н.Г. Жме-рика. СПб.: НПО ЦКТП. 1996.270 с.
8. Основы практической теории горения / Под ред. В.В. Померанцева. Л.: Энергоатомиздат, 1986. 312 с.
9. Справочник по котельным установкам. Топливо, топливоприготовление. Топки и топочные процессы / Под ред. М.И. Неуймина, Т.С. Добрякова. М.: Машиностроение, 1993 391 с.
10. Жабо В.В. Охрана окружающей среды на ТЭС и АЭС. М.: Энергоатомиздат, 1992.
11. Сигал И.Я. Защита воздушного бассейна при сжигании топлива. Л.: Недра, 1988. 312 с.
12. Шатиль АА. Топочные процессы и устройства: Исследования и расчел. СПб.: НПО ЦКТП, 1997.184 с.
13 Хзмалян Д.М., Каган Я.А. Теория горения и топочные устройства / Под ред. Д.М. Хзмаляна. М.: Энергия, 1976.488 с.
14. Рундыгин Ю.А. Низкотемпературное сжигание сланцев. Л.: Энергоатомиздат, 1987 104 с.
15. Особенности низкотемпературного вихревого сжигания немолотых бурых и каменных углей / С.М. Шестаков и др. // Горение органического топлива: Материалы V Всесоюзной конф. ИТФ СО АН СССР. Новосибирск: СО АН СССР, 1985. Ч. 1. С. 225 234.
16. Шестаков С.М. Низкотемпературное сжигание твердых топлив как перспективное направление развития отечественной энергетики // Химия горения и взрыва: Материалы науч, семинара СПб. НЦ РАН. С.-Петербург, 24 25 мая 2001 г. СПб.: РНЦ "Прикладная химия", 2001. С. 40 46.
Глава 2.4
КОНСТРУКЦИИ топок И ГОРЕЛОЧНЫХ УСТРОЙСТВ
2.4.1. ВИДЫ ТОПОК
Топка котла устройство, предназна ченное для сжигания органического топлива, частичного охлаждения продуктов сгорания и выделения золы. Топки классифицируют (табл. 2.4.1): по виду сжигаемого топлива; особенностям аэродинамической организации процесса (способу сжигания); форме конструкции; способу шлакоудаления (для твердых топлив) и расположению горелок.
При слоевых способах сжигания топливные частицы располагаются на колосниковой решетке неподвижно, так как скорость (расходная) газовоздушного потока меньше скорости витания частиц 1УБКТ. При факельном способе сжигания Пф и процесс горения протекает при движении частиц топлива в газовоздушном потоке
Скорость витания определяется условиями равновесия сил, действующих на частицу в потоке: веса, силы аэродинамического воздей ствия потока (сопротивления потоку) и Архимедовой силы. Архимедова сила в газовоздушных потоках значительно меньше, чем первые две силы. При увеличении расходной скорости потока возрастает сила аэродинамического воздействия, и при достижении ее равенства весу частицы скорость потока становится равной скорости витания.
При дальнейшем росте скорости газового потока частицы будут двигаться вместе с газовым потоком, отставая на значение скорости витания.
Слоевые топки. Они характеризуются раздельной подачей топлива и окислителя (как правило, воздуха) в горящий плотный слой частиц твердого топлива. Они не требовательны к гранулометрическому составу топлива и могут успешно сжигать топливо без специальной системы его приготовления. Слоевые топки применяют, как правило, для небольших установок, не требующих высокой квалификации обслуживающего персонала. Они характеризуются повышенными потерями с механическим недожогом с провалом и уносом топлива, большим избытком воздуха и невысоким КПД. Однако простота эксплуатации таких топок, большая тепловая инерция слоя и нетребовательность к топливу? обусловили их широкое распространение в малой энергетике.
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань>
виды топок
201
2.4.1. Классификация топок
Топливо Способ сжигания Способ удаления шлака Расположение горелок, циклонов циклонных топок
Газ, мазут Однокамерная (открк Факельный лтая) топка Одностороннее, встречное, подовое, тангенциальное
Твердое, водоутольная суспензия ТШУ Одностороннее, встречное, встречно-смещенное, тангенциальное
Твердое ЖШУ Одностороннее, встречное, тангенциальное
Слоевой: неподвижный, кипящий (КС), циркулирующий кипящий (ЦКС) ТШУ
Факельно-слоевой Одностороннее, встречное
Газ, мазут, твердое Однокамерная Вихревой НТВ гонка ТШУ Одностороннее
Твердое Полуоткрытая двухкап Факельный, факельно вихревой верная топк: ЖШУ а Встречное, тангенциальное
Твердое Циклонная то Циклонно-вихревой пка ЖШУ Вертикальное, горизонтальное
Примечание. ТШУ - твердое шлакоудаление; ЖШУ - жидкое шлакоудаление; НТВ - низкотемпературное вихревое.
Факельные топки. В них топливо и окислитель (воздух) подаются в топку вместе и сгорание осуществляется во взвешенном состоянии, в факеле. Для увеличения поверхности реагирования и уменьшения П’вит твердое топливо размалывается до пылевидного состояния, что позволяет иметь небольшие избытки воздуха а. небольшие потери от хими ческого q-i и механического недожога и высокий КПД. Жидкое и газообразное топливо также сжигают в факеле. Факельные топки не имеют ограничений по мощности, применяют ся для сжигания всех видов топлива (с некоторыми конструктивными особенностями), легко автоматизируются. Поэтому они нашли широкое применение в большой энергетике [1 ].
Все типы факельных топок можно разделить на четыре основные группы:
1) с твердым шлакоудалением (ТШУ) открытые призматические с прямоточным факелом и разнообразными компоновками горелок; топки МЭИ; с низкотемпературным вихревым сжиганием НТВ-топки и др.;
2) с жидким шлакоудалением (ЖШУ) полуоткрытые (топки с пережимом); двухкамерные; высокотемпературные вихревые ЦКТП; с горизонтальными или вертикальными циклонными предтопками, с предтопками ВТП;
3) предназначенные для сжигания газа и мазута; это открытые призматические топки с горизонтальным или слабонаклонным подом (нижней плоскостью топки), а также топки с пережимом;
4) с кипящим (КС) и циркулирующим кипящим слоем (ЦКС), а за рубежом "Batelle Memorial" (США). "Luigi" (Германия); "Руто-
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА^
Издательство«Лань» ЛАН1
202
Глава 2.4. КОНСТРУКЦИИ ТОПОК И ГОРЕЛОЧНЫХ УСТРОЙСТВ
flow" фирмы Альстрем (Финляндия); "Circo-fluid" фирмы Дойче Бабкок (Германия) и др.
Топки с псевдоожиженным или кипящим слоем. В них слой топлива под действием окислителя (как правило, воздуха) находится во взвешенном кипящем состоянии. В кипящий слой часто кроме топлива вводят инертный материал (обычно песок), который уменьшает концентрацию топлива в объеме кипящего слоя. Это позволяет удерживать температуру процесса горения на уровне 850...950°C и иметь минимальную эмиссию оксидов азота. Благодаря многократной циркуляции частиц топлива и золы при этих температурах происходит связывание оксидов серы минеральной частью топлива (СаО и MgO) более интенсивное, чем в пылеугольном факеле. Поэтому эти топки считаются самыми экологичными. Их широкому распространению препятствуют некоторые конструктивные сложности, необходимость установки высоконапорных вентиляторов первичного воздуха и повышенный унос топлива, что требует организации улова и возврата топлива.
Топка парового котла должна отвечать следующим требованиям:
обеспечивать высокоэффективное сжигание топлива, т.е. минимальное значение топочных потерь ^з, §4, qg (последняя со шлаком);
надежно охлаждать газы до температуры, безопасной с точки зрения шлакования и загрязнения пучков конвективных пароперегревателей;
иметь аэродинамику, обеспечивающую отсутствие или минимально возможное для данного вида топлива шлакование стен топки;
быть простой в изготовлении, эксплуатации и ремонте, маневренной;
обеспечивать нормируемые значения концентраций вредных выбросов (NOX, SOX и др.) в уходящих газах;
технологичности ('блочность поставки и монтажа);
техники безопасности;
экономичности и надежности работы в заданном диапазоне нагрузок (60... 100% для каменных и бурых углей, 70... 100 % для АШ. ПА при ЖШУ; 50... 100% в схемах прямого вдувания без отключения мельниц при ТШУ; 30... 100 % для газа и мазута);
должна исключать высокотемпературную коррозию поверхностей нагрева по условиям организации процесса горения;
обеспечивать равномерное распределение тепловых потоков по периметру топки, особенно в котлах с мембранными цельносварными панелями;
растопки, кратковременной работы, а в отдельных случаях длительной эксплуатации на резервном топливе (совместное сжигание твердого топлива с газом или мазутом для пылеугольных топок);
безаварийной работы между капиталь ными ремонтами в соответствии с установленными сроками.
2.4.2. ПЫЛЕУГОЛЬНЫЕ ТОПКИ
При сжигании твердых топлив их негорючая минеральная часть А1 уносится продуктами сгорания в газоходы котла (летучая зола уноса «ун^?) и сепарируется в нижнюю часть топки (шлак «1Ш1ЛГ), откуда попадает в шлако-приемник, но частично оседает на экранах (с/щл.э^), образуя слой загрязнений. При нормальной работе топки значение не
должно увеличиваться во времени. При этом должен соблюдаться принцип поточности, при котором в расчете на 1 кг топлива
Аг = аГШ1Аг+ ayfiAr,
где аун доля летучей золы (уноса); доля золы, выпадающей в топке в виде шлака.
Сравнение топок с ТШУ и ЖШУ. Агрегатное состояние шлака влияет на долю золы в уносе. Для ТШУ пун = 0,95, = 0,05, а для
ЖШУ Дун < 0,85 и йщл -- 0,15. Жидкое состояние шлака обеспечивается в топках ЖШУ соответствующими условиями организации горения и отвода теплоты из области активного горения.
В топках с ЖШУ для уменьшения отвода теплоты с целью получения температур, достаточных для расплава золы, к трубам экранов приваривают шипы и наносят на них огнеупорную обмазку. Попадая на огнеупорную обмазку, частицы размягченной золы налипают на нее. С течением времени толщина слоя становится такой, что его термическое сопротивление оказывается недостаточным для затвердевания шлака. На поверхности слоя появляется липкая шлаковая пленка, на которую продолжают оседать частицы золы. Пленка сохраняет текучее состояние, так как температура факела достаточно высокая. Шлак стекает по стенкам на слабонаклонный под топки и
ЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА К
Издательство «Ланы ЛАН?
ПЫЛЕУТОЛЬНЫЕ ТОПКИ
203
через летку попадает в шлакоприемное устройство. где охлаждается. Наличие жидкой пленки способствует оседанию на ней большого количества частиц. Поэтому при ЖШУ больше, чем при ТШУ. Увеличение доли может быть достигнуто аэродинамическим способом: воздействием на частицы центробежных сил с ориентацией последних на экраны топки.
В топках с ТШУ удаляемый шлак находится в твердом состоянии. Достигается это применением экранов открытого типа, специ алычой конструкцией нижней части топки и аэродинамической организацией процесса горения. Открытые экраны воспринимают больше теплоты. Охлаждение продуктов сгорания происходит более интенсивно. Нижняя часть топки (холодная воронка) под горелками имеет болы ний объем, чем при ЖШУ. Попадающие сюда газы с частицами золы интенсивно охлаждаются, что приводит к затвердеванию золы. В топках с ТШУ стремятся ис ключить прямое воздействие факела на стены, при котором возможно налипание на них золы (шлакование).
Основной проблемой топок с ЖШУ является обеспечение устойчивого выхода жидкого шлака во всем рабочем диапазоне нагрузок котла, а при ТШУ исключение шлакования экранов и обеспечение устойчивости горения на пониженных нагрузках. Выбор способа шлакоудаления является очень важным на стадии проектирования, особенно в тех случаях. когда возможны альтернативные варианты. Способ шлакоудаления оказывает заметное влияние не только на конструкцию топки, но и на котел и котельную установку. В топках с ЖШУ за счет высоких температур потери теплоты с механическим недожогом q$ на 30...50% ниже, чем в топках с ТШУ, а для угля с малым выходом летучих это различие еще может быть и больше. Однако в топках с ТШУ потеря теплоты со шлаком qt, (за исключением многозольных топлив) отсутствует, а при ЖШУ составляет 0.2...0.6 %.
Необходимая температура факела для расплава золы на практике достигается более высоким подогревом воздуха и применением сложных систем пылеприготовления с промежуточным бункером. Усложняется при этом и система ввода реагентов, так как для получения высоких температур в факеле желательно исключить попадание водяного пара, отработанного сушильного агента в зону горения.
Следует отметить, что ввод отработанного сушильного агента помимо активной зоны горения осуществляют и при ТШУ в случае сжигания низкосортного топлива.
Рост температуры факела в топках с ЖШУ требует меньшего объема для выгорания топлива, что позволяет в ряде случаев уменьшить размеры топки и здания котельной.
Уменьшение доли золы в уносе при ЖШУ способствует снижению абразивного износа поверхностей нагрева и дымососа, выброса золы в атмосферу, затрат на содержание золовых полей. Гранулированный шлак после топок с ЖШУ можно использовать для различных нужд. В топках с ТШУ выход оксидов азота ниже (меньше температура факела), а диапазон рабочих нагрузок шире Топки с ТШУ применяют для сжигания практически всех видов твердого топлива.
Топки с ЖШУ используют для сжигания малореакционных топлив типа АШ, Т, ПА, СС, а в ряде случаев для сжигания бурых и каменных углей, например, назаровского и ир-ша-бородинского (бурый), донецкого и кузнецкого (каменный), имеющих "основной" состав шлака [(SiO2 + Al2O3)/(Fe2O3 + CaO + + MgO) 1] и температуру? нормального жидкого шлакоудаления /н ж < 1450 °C.
Топки с ТШУ. Особенности проект ир-еоания. Для сжигания пылевидного топлива чаще всего применяют однокамерные призматические топки. В нижней части, в которой происходит охлаждение и грануляция шлака, скаты выполняют под утлом 50...52° к гори зонту. Глубина устья холодной воронки /гв = = 1...1,2м. Мощные котлы (производительность D > 1650 т/ч) могут иметь две воронки. В последнем случае расстояние от устья воронки до места пересечения осей нижнего яруса горелок принимают не менее 10 м.
Горелки располагают на стенках топки в несколько (от одного до четырех пяти) ярусов по фронтальной, встречной, встречносме-щенной или тангенциальной компоновке. Наиболее рациональные способы их размещения в топке приведены в табл. 2.4.2.
Надежность работы топок с ТШУ определяется отсутствием шлакования экранов. Одной из основных величин является теплона-пряжение лучистой поверхности экранов в зоне активного горения qR г [1]. По допускаемому значению qn Т рассчитывают высоту зоны активного горения
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань>
204
Глава 2.4. КОНСТРУКЦИИ ТОПОК И ГОРЕЛОЧНЫХ УСТРОЙСТВ
^а.г = -я^я, При одноярусной компоновке h&T = 3Da
гдедя число ярусов горелок;/гя расстояние Д-ты вихревых горелок и /га г = 1,5Г)а для пря-между ярусами горелок (по осям). моточных горелок.
2.4.2. Способы размещения горелок в пылеугольных топках
Горелка Расположение горелок Рекомендуемое топливо Мощность топочного устройства, МВт, не более
Вихревая и плоскофакельная Каменный уголь (Г4у'-12 %) Для нешлакующегося угля 370
Прямоточная Фрезторф, сланец 235
Прямоточная крупносопловая при прямом вдувании аэросмеси с газовой сушкой Одностороннее Бурый уголь, фрезторф 810
Вихревая или плоскофакельная Встречное Тощий бурый, каменный уголь Для каменного и бурого углей 3100
Прямоточная и плоскофакельная Т ангенциальное Тоший каменный уголь (--12%) 235 при плоскофакельных горелках, 3100 при прямоточных
Прямоточная Встречно-смещенное Каменный уголь бурый уголь, сланец 170 при схемах пылепри-готовления с прямым вдуванием и 810 при схемах с промежуточным бункером готового угля
Крупносопловая Встречное Каменный уголь (Г4у'-20%), бурый уголь 810
Прямоточная при использовании пылеконцентратов Т ангенциальное Бурый влажный уголь (Г4у'---50%), окисленный бурый утоль с пониженной теплотой сгорания летучих (типа бикинского) 2100
2.4.3. Рекомендуемые температуры (°C) на выходе из активной зоны горения топок с ТШУ
Топливо Паропроизводилельностъ котла
D 0,52)
Бурый утоль (канско-ачинский, подмосковный)’ 1250...1300 1150
Каменный утоль Г, Д, ГСШ2 1400...1500 1300...1400
Экибастузный СС 1550 1400... 1450
1 Меньшие значения для березовского угля.
2 т, г
Меньшие значения для шлакующего угля.
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань»
ПЫЛЕУТОЛЬНЫЕ. ТОПКИ
205
2.4.4. Рекомендуемые значения плотности тепловыделения в пылеугольных топках с ТШУ (МВт/м2)
Горелки
Топливо Фронтальные, вихревые или прямоточные Встречные, вихревые или прямоточные Тангенциальные, щелевые
Многоярусное расположение горелок
Общая qp
Шлакующий каменный и бурый уголь 3,0 3,0 при D 3,5 приП 3,5...4,0£> < 950 т/ч < 1600 т/ч --1600 т/ч
Нешлакующий утоль (экибастузский) 4,0 5,5 5,5
Сланец северо-западных месторождений 1,5 2,0
Фрезерный торф 2,5
АШ 2,0 2,5
На один ярус qFil
Шлакующий каменный и бурый уголь 1.0 1.3 0.8
Нешлакующий утоль (экибастузский 1,5...2,0 2,0...2,7 1,5...2,0
Сланец северо-западных месторождений 0,8 1,0
Одноярусное расположение горелок
Общая qF
Шлакующий утоль:
каменный 2,0 2,5 2,0
бурый 1,5 2,0 1,5
Нешлакующий утоль (экибастузский) 2,5 3.0...3,5 2,5
2.4.5. Допускаемые значения теплонапряжения Цу объема пылеугольной топки с ТШУ
Топливо Допускаемые значения qv, МВт/м3 Потери с механическим недожогом <?4, %
АШ, ПА, Т, СС 0,12...0,14 4...6
Каменный утоль 0,175 1...1,5
Отходы углеобогащения 0,160 2...3
Бурый уголь 0,190 0,5...1
Торф 0,160 0,5...1
Сланец 0,115 0,5...1
Примечания: 1. Меньшие значения для приведенной зольности Ап 1,43.
2. При уменьшении паропротоводшельности до 70 % экономичность горения не снижается, а до 50 % возрастает в 1,5 раза для всех топлив, кроме торфа и сланцев.
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА^
Издательство«Лань» ЛАН1
206
Глава 2.4. КОНСТРУКЦИИ ТОПОК И ГОРЕЛОЧНЫХ УСТРОЙСТВ
По условию шлакования поверхностей нагрева ограничивается уровень температур на выходе из активной зоны горения о"г (табл. 2.4.3). Рекомендуемые значения плотности тепловьщеления q& в сечении топки приведены в табл. 2.4.4, а допускаемые значения теплонапряжения объема топки qy - в табл. 2.4.5.
Конструкции пыпеусопъных топок с ТШУ. На рис. 2.4.1 представлена схема однокамерной призматической топки с прямоточным факелом котла к блоку 800 МВт для сжигания канско-ачинских углей. Топка имеет размеры в плане 23,08 x23,08 м. Для уменьшения опасности шлакования теплонапряжение объема топки принято низким, qv 58,3 КВт/м-, а теплонапряжение сечения q# 3,9 МВт/м\ Восемь мельниц-вентиляторов (одна резервная) с газовой сушкой подают газовую пыль в 32 пылеугольные горелки (горелочные устройства), установленные в четыре яруса, что позволяет выравнивать тепловыделение и температуры в топке. Применена тангенциальная схема организации аэродинамики факела. Для снижения локальных температур в топке и предотвращения шлакования предусмотрена подача газов рециркуляции вниз (в горелки) или вверх топки. Все стены топки и газоходов выполнены из цельносварных газоплотных трубных панелей.
Топочные камеры с ТШУ и прямоточным факелом занимают в современной энергетике доминирующее положение. Выявленные существенные недостатки этой технологической схемы, затрудняющие обеспечение надежности и требуемых экологических показателей при сжигании твердого топлива, обусловили необходимость активной разработки новых технологий (главным образом с низкотемпературным сжиганием), способствующих снижению шлакования и загрязнения поверхностей нагрева, а также образования вредных выбросов (NOX, SOj.
В ходе усовершенствования топок с тангенциальной аэродинамической схемой прямоточного факела появилась кольцевая топочная камера для сжигания твердых топлив (рис. 2.4.2).
Топка выполнена в виде восьмигранной экранированной призматической камеры 17 внутри которой установлена коаксиальная восьмигранная вставка 2 из экранов. Расстояние между’ внутренними и наружными экрана
ми около 4,5 м. Горелочные устройства э установлены в три яруса на шести наружных гранях топки. В топке используются прямоточные щелевые горелки с регулируемым направлением горелочной струи, за счет воздействия струи вторичного воздуха 5 на струю аэросмеси. На наружной части экранов, ниже аэродинамического выступа, расположены сопла для подачи газов рециркуляции 4, с помощью которых осуществляется обратная "раскрутка" газового потока на выходе из топки в переходные газоходы.
Рис. 2.4.1 Схема тангенциальной прямоточной топочной камеры котла к блоку 800 МВт для работы на углях Канско-ачинского бассейна: 1 - ввод аэросмеси и вторичного воздуха;
2 - газоплотные экраны топки; 3 — горелки;
4 — ввод газов рециркуляции
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань»
ПЫЛЕ УГОЛЬНЫЕ ТОПКИ
207
49665
Рис. 2.4.2 Схема кольцевой топочной камеры котла Е-820-13,8-5Ы)БТ:
1 — экраны газсшдсгшой восьмигранной
1триомэтичест ой топочной камеры; 2 — экраны внутренней газоплотной в ставки из топочных этанов, 3 — горелочные-устройства, 4— ссшпа газов рагиркуттятлш, 5 - систаса ввода вторичного воздуха
Конструкция топки позволяет значительно увеличить тепповосприниматошую поверхность и теплоотвод к экранам от газового потока. Это способствует снижению и выравниванию температуры газов в топке, позволяет уменьшить габаритные размеры топки и котла, снижает шлакование поверхностей нагрева, улучшает экологические показатели. Котлы с топками такого типа могут быть перспективными для создания энергетических блоков для сжигания канско-ачинских углей и других высокореакпионных топлив.
Рис. 2.4.3 НТВ-топки для сжигания торфа и бурых углей:
1 - подача топлива в прямоточные горелки;
2 - ввод вторичного воздуха, 3 - Фроловой аэродинамический выступ, 4 - газоплотные экранные пане лещ 5 — запБпй я.эр л дмичегкип
ьыстущ б — сопла трешчного ггутъщ 7 — сопла нижнего дутья; 8- система шлакоудаления; Р - встроенные пане пи двухсветных экранов, 1 — вихревая зона топки, II - прямот синая зона тонки
На рис. 2.4 3 представлена вихревая низкотемпературная топка (НТВ-топка) котла, разработанная в 70-е годы Топка предназначена дая сжигания груборазмолигых бурых углей, торфа и других высокореакпионных, но сильнолтпакуюлшх топлив. Топливо, первич-
ь
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство<Лаиь>
208
Глава 2.4. КОНСТРУКЦИИ! ТОПОК II ГОРЕЛОЧНЫХ УСТРОЙСТВ
ный и вторичный воздух подаются через систему прямоточных горелок, установленных наклонно (под углом 30...40°) во фронтовом аэродинамическом выступе экранов топки.
Горелочные струи взаимодействуют с воздушным потоком нижнего дутья, который подается через сопла 7 вдоль фронтового ската топочной воронки в сторону горелок по всей ширине топки. За счет взаимодействия горелочных струй и нижнего дутья в топочной воронке образуется мощная вихревая зона I. Газовоздушный поток разворачивается у заднего экрана топки. При этом происходит сепарация из потока крупных и средних частиц груборазмолотого (дробленого) топлива размером ( Ъг > 400 мкм). Отсепарированные частицы попадают в вихревую зону I. где сгорают в условиях многократной циркуляции. Частицы размером ( < 400 мкм) увлекаются газо-
воздушным потоком в прямоточную часть топки II, где происходит их догорание. Технология НТВ является классическим примером ступенчатого топочного процесса с поэтапным вводом организованного воздуха. Такая технология сжигания прошла успешную проверку на торфе, различных бурых углях, горючих сланцах и др. В настоящее время она осваивается при сжигании каменных углей Кузнецкого бассейна и других месторождений.
Важным достоинством НТВ-топки является низкотемпературное равномерное температурное поле в ней. При этом даже максимальная температура в топке не превышает 1250 °C, а средняя температура примерно 1000 °C. Это позволяет исключить шлакование экранов и наряду со ступенчатым вводом воздуха способствует снижению генерации вредных выбросов NOX, SOX. Вихревая зона, в которой происходит циркуляция и горение топливных частиц, является мощным стабилизирующим фактором их воспламенения и горения. Вихревая топка устойчиво работает при сжигании высокозабалластированных топлив с Q] =4...5 МДж/кг, без подсветки резервным топливом. НТВ-топки являются перспективными для создания котлов нового поколения и могут использоваться при малозатратной модернизации (реконструкции) действующих котлов с целью улучшению их эксплуатационных и экологических показателей.
Зарубежные фирмы ведут активную разработку топок и котлов с другой технологией
низкотемпературного сжигания твердых топлив в условиях многократной циркуляции топливных частиц. Отечественный опыт освоения топок с ЦКС и создания на их основе энергетических котлов в настоящее время отсутствует. Западные фирмы успешно ее используют и создают энергетические котлы большой мощности с ЦКС. На рис. 2.4.4 представлена схема топки ЦКС для котла к дубль-блоку 215 МВт для работы на эстонских сланцах фирмы Фостер Виллер (США).
Рис. 2.4.4. Схема топки с ЦКС котла к дубль-блок) 215 Мвт для работы на эстонских сланцах: 1 — подвод первичного воздуха; 2 — отвод донной золы; 3 — воздухораспеделигельная решетка топки; 4 — растопочные горелки; 5 - течки подачи топлива; 6— сопла вторичного воздуха; 7 — газоплотные экраны передней стенки топки; 8 — экраны задней стенки топки; 9 — проем для выхода газов в сепаратор; 10 — встроенная поверхность нагрева; 11 — задняя стена сепаратора; 12 - передняя стена сепаратора: 13 — течка системы возврата:
14 — уплотняющая решетка КС; 15 - камера "интерекс"; 16 -люки; 17 — теплообменники промежуточного перегрева в камере '’интерекс"; 18—решетка воздухораспределения в камере "интерекс"
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство«Лань» ЛАНь
210
Глава 2.4. КОНСТРУКЦИИ ТОПОК И ГОРЕЛОЧНЫХ УСТРОЙСТВ
2.4.6. Рекомендуемые расчетные характеристики топок с жидким удалением шлака (ЖШУ)
Топка Топливо Коэффици-ент избытка воздуха в топке Тепловое напряжение, МВт/м3 Потери 94,% Доля уносимой ЗОЛЫ б/уи
объема топки qv камеры горения qv
АШ, ПА 1,2...1,25 0,145 0,58...0,7 3...4 0,85
Т, 2СС 1,2...1,25 0,185 0,58...0,7 1...5 0...8
Открытая Каменный уголь 1,2 0,185 0,75...0,87 0...5 0...8
Бурый уголь 1,2 0,210 0,75...0,87 0...5 0,5...0,8
АШ, ПА 1,2...1,25 0,170 0,58...0,7 3...4 0,85
Полуоткры- Т, 2СС 1,2...1,25 0,200 0,58...0,7 1,0 0,8
тая (с пережимом) Бурый уголь Каменный уголь 1,2 1,2 0,230 0,200 0,70...0,93 0,75...0,87 0,5 0,5 0,6...0,8 1,6...0,7
С горизонтальными Каменный и бурый уголь 1,2...1,2 0,35 1,3 2...5* 5...10* 0,1...0,15
циклонами Дробленка
С вертикальными АШ, каменный и бурый 1,1...1,2 0,30...0,35 0,53...0,87 — 0,2...0,4
циклонами уголь
Двухкамерная Каменный уголь Бурый уголь 1,15...1,2 0,23 0,20 0,7...0,8 0,5 0,3...0,6
Первая цифра - потери при грубом помоле, вторая - при тонком.
Пылеугольные вихревые горелки. Топливовоздушная смесь (первичный воздух) и недостающий для горения окислитель (вторичный воздух) вводятся в объем топки через концентрические кольцевые каналы (рис. 2.4.5). Потоки закручиваются завихрителями. Направление закручивания потоков одинаковое. Образующееся течение имеет две принципиальные особенности: сопоставимость всех трех составляющих скорости (аксиальной иа, радиальной иг и тангенциальной г/т); наличие центральной зоны рециркуляции газов, имеющей тороидальную форму.
Циркуляционную зону можно рассматривать как своеобразный ’’тепловой реактор”, обеспечивающий постоянный подвод теплоты к топливовоздушной смеси. С усилением закручивания потока возрастает количество сме
си, рециркулирующей в приосевой зоне к устью факела, уменьшается его дальнобойность и расширяются границы струи.
Рис. 2.4.5. Схема границ зоны активного горения и распределения составляющих иа и щ скорости на выходе из горелки
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАНЬ
ГОРЕЛКИ КАМЕРНЫХ ПЫЛЕУГОЛЬНЫХ ТОПОК
211
Продукты сгорания, смешиваясь с топливовоздушной смесью, создают условия, достаточные для устойчивого воспламенения топлива. Интенсивное перемешивание первичного и вторичного воздуха приводит к тому, что и на внешней границе струи создаются условия, благоприятные для протекания химических реакций горения.
В зависимости от способа закрутки первичного и вторичного воздуха вихревые пыле
угольные горелки подразделяются на улиточно-улиточные (ГУУ), улиточно-лопаточные (ГУЛ), улиточно-лопаточные с аксиальным завихрителем (ГУЛа), лопаточно-лопаточные (ГЛЛ), прямоточно-лопаточные (ГПЛ), прямо-точно-улиточные (ГПУ).
Число zr горелок в топке, определяемое тепловой мощностью котла, МВт, приведено ниже: Q = BpQ- .
g, МВт................ 58 93...124 155...235 310 370 580...810 1200
Число горелок...... 2; 4 4 4; 8 8 8; 12 12; 16 12; 24
2050...3100
32; 48
Рис. 2.4.6. Схемы согласованного направления закручивания потоков горелок:
а - встречная (фронтальная); б - фронтальная (встречная) одноярусная; в - встречная двухярусная
Рис. 2.4.7. Схемы горелок:
а - одноканальной по первичному и двухканальная по вторичному воздуху (двухпоточной); б - двухканальной по первичному и вторичному воздуху (сдвоенной)
Более равномерное поле температур по периметру топки получается при числе горелок в ярусе, кратном четырем, и согласованном направлении закручивания потоков (рис. 2.4.6). Скорости щ первичного и и*} вторичного воздуха зависят от реакционной способности топлива, определяемой выходом Trdcif
летучих V , и тепловой мощности горелки 6г = Qlz? (табл. 2.4.7).
При снижении нагрузки на котле до 70 % уменьшается количество вторичного воздуха, а следовательно, ухудшаются условия смешения и выгорание топлива. Избежать этого можно, установив в канале вторичного воздуха закру-чиватель 2 с поворотными лопатками или орга
низовав ввод вторичного воздуха по двум автономным каналам 1 (рис. 2.4.7, а). В последнем случае при снижении нагрузки прекращается подача воздуха по наружному каналу, а осуществляется только по внутреннему, непосредственно прилегающему к каналу пылевоздушной смеси. Для горелок с QY > 50 МВт два канала по вторичному воздуху являются обязательными.
Для горелок схем прямого вдувания при 6г > 40 МВт применяют также сдвоенные подводы 3 по первичному воздуху (рис. 2.4.7, б). Пылевоздушная смесь при этом подается к горелке от разных мельниц, и отключение одной из них будет значительно меньше влиять на топочный процесс.
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАНо
2.4.7. Рекомендуемые скорости первичного U\ и вторичного воздуха
Горелка Тепловая мощность горелки 2г, МВт ЖШУ ТШУ
АШ, ПА, Т, СС Каменный, бурый уголь т Каменный, бурый уголь
щ г/э/ щ щ г/2 / Щ щ г/2 / Щ щ г/2 /
Все типы кроме прямоточноулиточной гп 7s 15 25 35 50 75 100 125 - - 20...22 1,3...1,4 16...18 1,3...1,4 18...20 1,3...1,4
14...18 1,3...1,4 20...22
1,3...1,4 22...24 18...20 22...24
16...20 1,3...1,4 24...26 1,4...1,6
18...22 1,4...1,5 - - 24...26 1,5...1,6
1,4...1,5 26...28 - -
20...24 1,4...1,5 28...30
"О 0 Прямоточно- I улиточная т 25 35 14...16 1,2...1,3 18...20 1,2...1,3 - - 18...20 1,2...1,3
- -
> ш 0*1 о ОП ±3 £ s Прямоточная я о с односторонним ° —1 вводом пыли 5 гп х 7^ gar 15 25 35 50 75 100 125 - - - - 20...22 1,2...1,4 22...23 1,7...1,8
20...22 1,2...1,4 22...23 1,7...1,8
22...24 1,4...1,6 22...24 22...24 1,4...1,6 22...24
23...25 1,5...1,6 23...25 1,8...2,0 23...25 1,5...1,6 23...25 1,8...2,0
- - 23...26 - - 25...26 25...27
- -
212 Глава 2.4. КОНСТРУКЦИИ ТОПОК И ГОРЕЛОЧНЫХ УСТРОЙСТВ
Продолжение табл. 2.4.7
Издательство «Лань» ЛАНо ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА^) Плоскофакельная 20 35 50 75 100 22...26 1,3...1,6 26...28 1,4...1,6 26...28 1,3...1,6 22...26 1,4...1,6
26...28 1,4...1,6 26...28
1,4...1,6
1,7...1,8 28...30 1,7...1,8 1,7...1,8
28...30 -
Прямоточная с чередующимся вводом топлива и воздуха через вертикальные щели 25 35 50 75 100 20...22 1,3...1,4 22...23 1,7...1,8 - - - -
22...24 1,4...1,6 22...24 24...2б" 1,4...1,8"
23...25 1,5...1,6 23...25 1,8...2,0 - -
- - 25...26
- -
Прямоточная типа ВСС 15 20 35 45 - - 23...25 1,4...1,5 - - 23...25 1,4...1,5
- - 24...26 1,5...1,7 24...26 1,5...1,7
- -
- - 25...27 1,6...1,8 25...27 1,6...1,8
* м Тепловая мощносг Тепловая мощност гь горелок типа ГПУ до 30 МВт при щ = 18.. .20 м/с и г/2 / Щ = 1,2. ..1,3. ь горелок с чередующимся вводом топлива и воздуха через горизонтальные щели 45 МВт.
ГОРЕЛКИ КАМЕРНЫХ ПЫЛЕУГОЛЬНЫХ ТОПОК 213
214
Глава 2.4. КОНСТРУКЦИИ ТОПОК И ГОРЕЛОЧНЫХ УСТРОЙСТВ
Для топлив с выходом летучих y^af> 20 % допускается прямоточный ввод топливовоздушной смеси. Выходная часть амбразуры в этом случае может быть выполнена в виде диффузора с углом раскрытия 15...20° и длиной /д = 0,31)а, что в известной степени компенсирует отсутствие закручивания первичного воздуха.
Применение горелки типа ГУУ для вновь проектируемых котлов D > 670 т/ч не рекомендуется. Горелки типа ГУЛ целесообразно устанавливать на котлах, сжигающих слабореакционные топлива АШ, ПА и Т типа ГЛЛ -для каменных углей, ГСШ, СС, типа ГПЛ -для каменных углей с выходом летучих ydaf = 20% и бурых углей; а типа ГПУ - для каменных и бурых углей на котлах производительностью не более 120 т/ч. Для окисленных углей возможно применение горелок типа ГУЛ.
Вихревые горелки изготовляют в основном сварными из стали марки СтЗ. Улитки могут быть литыми чугунными. Толщина стенок каналов 5 = 10... 16 мм, литых улиток 20...30 мм. Ввиду высоких температур у устья амбразур горелки приходится заглублять внутрь на величину /д = 0,3Da и устанавливать выходные сменные насадки из жаропрочных сталей марок 03Х25Н2510Т и 20Х23Н18. Выгорание насадков в процессе эксплуатации приводит к нарушению аэродинамики и условий перемешивания первичного и вторичного воздуха. При установке лопаточных завихрителей в каналах первичного воздуха необходимо предусматривать возможность их периодической замены без проведения общего демонтажа горелки. Расстояние от выходных кромок лопаток аксиальных завихрителей до среза амбразуры должно быть не менее (0,75...1)(Do—Dj).
При организации подводов как первичного, так и вторичного воздуха необходимо избегать поворотов пыле-, воздухопроводов перед горелкой. Это обеспечивает не только снижение гидравлических потерь но и меньшую неравномерность 8 распределения смеси по сечению каналов горелки площадью Fi и F2 (рис. 2.4.8).
Положительными качествами вихревых горелок являются: универсальность по топливу; хорошая организация смешения реагентов; стабилизация процесса горения; большая единичная тепловая мощность. К недостаткам следует отнести: конструктивную сложность; срав-
Рис. 2.4.8. Зависимости аэродинамических потерь и степени £ неравномерности полей скоростей от подвода к завихрителю
нительно высокое аэродинамическое сопротивление; несколько больший выход оксидов азота (по сравнению с прямоточными горелками); недолговечность выходных насадков; большую склонность к сепарации топлива.
Прямоточные горелки. В таких горелках топливовоздушная смесь и вторичный воздух подаются в топку без дополнительного закручивания. Прямоточная горелка представляет собой систему каналов первичного и вторичного воздуха, располагаемую в пределах амбразуры высотой h и шириной Ъ.
На выходе из амбразуры в процессе развития струи в топочном пространстве происходит смешение реагентов. Одновременно в струю эжектируются продукты сгорания и происходит воспламенение пылевоздушной смеси. Циркуляционные зоны при этом не образуются. Продольная составляющая скорости иа » Щ И иг.
Отсутствие циркуляционных зон делает условия воспламенения в значительной степени зависимыми от общей аэродинамики процесса горения в топке, т.е. от компоновки горелок. Прямоточные горелки по организации ввода реагентов подразделяются га следующие типы:
вертикально-щелевые с односторонним вводом первичного воздуха (типа ГПО), имеющие два прямоугольных одинаковых по высоте сопла для пылевоздушной смеси и вторичного воздуха;
горизонтально-щелевые с чередующейся подачей топливовоздушной смеси (типа ГПЧг), они состоят из чередующихся элементов, включающих сопла пылевоздушной смеси и вторичного воздуха, расположенного симметрично относительно горизонтальной оси, вокруг которой они могут поворачиваться;
вертикально-щелевые с чередующейся подачей топливовоздушной смеси (типа ГГЧв),
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» JIAHd
I t
I 3
I i
ГАЗОВЫЕ, МАЗУТНЫЕ И ГАЗОМАЗУТНЫЕ ГОРЕЛКИ
217
Вихревыми горелками принято называть дутьевые горелочные устройства, содержащие закрученный поток воздуха.
В прямоточных горелках осуществляется единый способ подвода воздуха к их устью — аксиальный. В этих горелках на формирование структуры факела может оказывать влияние только форма устья горелки: круглая, прямоугольная, щелевая. Вихревые горелки различаются способом закручивания воздушного
потока, сохраняя во всех случаях круглую форму устья. Существующие конструкции вихревых газогорелочных устройств по способу подвода воздуха можно разделить на несколько основных типов (рис. 2.4.9):
с улиточным тангенциальным;
с тангенциальным лопаточным;
с аксиальным лопаточным;
с аксиально-тангенциальным лопаточным.
А-А
Рис. 2.4.9. Вихревые газогорелочные устройства:
а — с улиточным тангенциальным подводом воздуха; 1 — входной воздушный патрубок; 2 — языковой шибер;
3 — газовый коллектор; б — с тангенциальным лопаточным подводом воздуха; 1 — входной патрубок;
2 — завихритель; 3 — обтекатель (применяется при исследованиях модели); 4 — цилиндрический шибер;
в — с аксиальным лопаточным подводом воздуха конструкции ЦКТИ; 1 — лопаточный завихритель;
г — с аксиально-тангенциальным лопаточным подводом воздуха; 1 — входной патрубок;
2 - завихритель; 3 - газовый коллектор; 4 - форсунка
ZZZ
А-А
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАНо
218
Глава 2.4. КОНСТРУКЦИИ ТОПОК И ГОРЕЛОЧНЫХ УСТРОЙСТВ
А-А
Рис. 2.4.9. Окончание
В горелках с улиточным тангенциальным подводом воздуха осуществляется камерный способ завихрения. Роль завихривающего устройства в таких горелках играет воздушный патрубок (короб).
В горелках с тангенциальным лопаточным подводом завихрение потока осуществляется с помощью ряда лопаток, ось которых расположена параллельно оси цилиндрического канала горелки.
При аксиальном подводе воздуха для крутки потока применяется только лопаточный завихритель, ось лопаток которого по отношению к оси горелки расположена радиально. При аксиальном подводе воздуха может быть осуществлен и камерный способ завихрения, однако применение его связано с неоправданным усложнением конструкции горелки и на практике он не применяется.
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАН1>
220
Глава 2.4. КОНСТРУКЦИИ ТОПОК И ГОРЕЛОЧНЫХ УСТРОЙСТВ
Рис. 2.4.10. Изменение коэффициента гидравлического сопротивления £ каналов горелок в зависимости от параметра крутки п различных завихрителей: 1 - аксиального лопаточного с прямыми лопатками; 2 - тангенциального лопаточного с прямыми лопатками; 3 — улиточного; 4 — тангенциального лопаточного с прямыми лопатками в общем (групповом) коробе; 5 - аксиального лопаточного с профилированными лопатками
Форма амбразуры и ее конструктивные параметры существенно влияют на аэродинамические характеристики горелочных устройств. Определенное влияние оказывают также относительные размеры центральных труб (газовый коллектор, форсуночная труба и др.). Умелое использование этих параметров расширяет возможности рациональной организации топочных процессов.
Анализ накопленных экспериментальных данных свидетельствует о том, что наличие центральной трубы не оказывает существенного влияния на аэродинамические характеристики факела при относительных ее размерах, не превышающих % диаметра цилиндрического канала (d$ld < 0,5). При увеличении относительных размеров (d$/d > 0,5) аэродинамическая струя факела претерпевает серьезные изменения. Так, в горелках с камерным завихрением при этом происходит повышение скоростной неравномерности, в то время как в горелках с лопаточными завихрителями с увеличением d$/d скоростная неравномерность несколько снижается. Для всех типов вихревых горелок с увеличением отношения d$/d > 0,5 происходит уменьшение угла раскрытия факела.
Практика показала, что угол раскрытия конуса амбразуры в Рд=15...20° на сторону достаточно хорошо сочетается с углом развития факела. При некотором угле конического расширения устья (более 30...35° на сторону) происходит отрыв потока от стенки и резко возрастает неравномерность профиля скоростей на
выходе из устья горелки или факел раскрывается на 180° при большой крутке потока.
На практике часто применяют бикониче-ские амбразуры, имеющие сужение с последующим расширением. В таких горелках сужение приводит к снижению скоростной неравномерности потока, а последующее расширение способствует уменьшению дальнобойности, увеличению угла раскрытия факела и расширению зоны отрицательных токов за пределами узкого сечения. Пережим в устье вихревых горелок способствует резкому сокращению зоны отрицательных токов в пределах амбразуры. Так, в горелочных устройствах с тангенциальным лопаточным подводом уже при б/к/б/< 0,9 в узком сечении пережима совершенно отсутствуют отрицательные токи при каких угодно значениях угла установки лопаток и сколь угодно большой интенсивности крутки. Отрицательные токи появляются в объеме топки вне пределов амбразуры. Благодаря этому элементы горелки и форсунка не подвергаются омыванию высокотемпературными газами и не обгорают.
Схемы проточной части наиболее употребляемых амбразур показаны на рис. 2.4.11.
Амбразуры выполняются разводкой труб экранов, которые в пределах амбразуры должны быть ошипованы и покрыты карбокорундо-вой обмазкой. Допускается выполнение амбразур из фасонного шамотного кирпича марки ША-1 и муллитокарбокорундового кирпича марки ВГЛ-1,4.
Выбор конструктивной схемы и организации рабочего процесса горелок производится с учетом изложенного выше в зависимости от конкретных условий их применения и требований, предъявляемых нормативными документами как к горелкам, так и к показателям топочного процесса котла в целом.
Рис. 2.4.11. Амбразуры газомазутных горелок: а - биконическая; б - диффузорная
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань»
КОНСТРУКЦИИ ГАЗОМАЗУТНЫХ ГОРЕЛОК
221
2.4.5. КОНСТРУКЦИИ ГАЗОМАЗУТНЫХ ГОРЕЛОК
Газомазутные горелки ОАО "НПО ЦКТИ", применяемые на энергетических котлах паропроизводительностыо более 20 кг/с. На рис. 2.4.12 показана горелка ГМУ-40м, предоставляющая типоразмерный ряд газомазутных горелок тепловой мощностью от 12,5 до 60 МВт: ГМУ-12,5м, ГМУ-15м, ГМУ-17,5м, ГМУ-20м, ГМУ-ЗОм, ГМУ-40м, ГМУ-45м, ГМУ-52м, ГМУ-бОм.
Двухпоточная по воздуху газомазутная горелка вихревого типа тепловой мощностью 40 МВт состоит из корпуса 10 с перегородкой и шибером 9, регулирующим раздачу воздуха, воздухонаправляющего устройства периферийного канала с аксиальным лопаточным завихрителем 3, воздухонаправляющего устройства внутреннего канала с малым 4 и
большим 5 аксиальными лопаточными завихрителями. Периферийный завихритель имеет профилированные лопатки с безударным входом, установленные под углом 45°. Внутренние завихрители состоят из плоских лопаток с углом установки 45°.
Все завихрители закручивают воздух в одну сторону и (в соответствии с заказом) выполняются левого и правого вращения. Через периферийный канал поступает около 60 % воздуха, через внутренний - 40 %. Газораздающий узел выполнен двухпоточным и состоит из трубчатой системы с газораздающими трубками 7, на концах которых расположены насадки с выпускными отверстиями, и узла центральной подачи газа 2. Выходной участое горелки оканчивается биконической амбразурой из огнеупорного материала с углом раскрытия 15° на сторону.
Рис. 2.4.12. Газомазутная горелка ГМУ-40м
Рис. 2.4.13. Газомазутная горелка ГМУ-12,5 м
Датчик контроля факела размещается в трубе 6. Для визуального контроля работы горелки предусмотрена гляделка. Горелка оснащена запально-защитным устройством (ЗЗУ), размещенными в трубе 8. По оси горелки расположена паромеханическая форсунка 7. Регулирование тепловой мощности горелки - плавное.
Горелка ГМУ-12,5м состоит из воздухонаправляющего устройства и систем подачи газа и мазута (рис. 2.4.13). Воздухонаправляющее устройство имеет корпус 3 и обечайку с перегородкой, разделяющей воздушный поток на два потока - периферийный и внутренний. Часть воздуха через перепускное отверстие поступает в центральный канал для охлаждения форсунки.
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАНо
222
Глава 2.4. КОНСТРУКЦИИ ТОПОК И ГОРЕЛОЧНЫХ УСТРОЙСТВ
В каждом канале для закрутки воздушных потоков установлены лопаточные завихрители 7 и 2 аксиального типа. Завихрители состоят из профилированных лопаток с углом установки 45°, равномерно расположенных между ободом и втулкой. Оба завихрителя закручивают воздух в одну сторону. Воздух распределяется по каналам следующим образом: через периферийный канал поступает 60,2 % воздуха, через внутренний - 36,2 % и 3,6 % поступает в центральный канал газового коллектора.
Для регулировки распределения воздуха по каналам на перегородке, делящей воздушный поток на два потока, установлен ’’языковый” шибер 8.
В горелке применена центральная система подачи газа, которая выполнена из следующих узлов: входного патрубка, газового коллектора 5 и газораздающего насадка 9. Для работы на мазуте используется паромеханическая форсунка, устанавливаемая по оси горелки в центральной трубе.
Горелку оснащают запально-защитным устройством ЗЗУ-ЗГ-01/2-1750 конструкции с системой контроля факела. Запальник помещают в трубу 6, оптический датчик - в трубу 4. Для визуального контроля процесса горения горелка оборудована гляделкой 7.
Горелки большой мощности Таганрогского котельного завода. Практически все газомазутные горелки, выпускаемые котельными заводами для своих котлов, — комбинированные, вихревого типа. В них используется принцип как тангенциальной, так и аксиальной закрутки воздуха. Они могут быть как однопоточные (по воздуху), так и двухпоточные и многопоточные.
Преимуществами двухпоточных горелок являются возможность широкого выбора аэродинамических характеристик и структура факела с целью оптимизации динамики и качества смешения топлива с воздухом, в частности, для уменьшения вредных выбросов. Двухпоточными горелками оснащаются преимущественно котлы большой производительности.
В горелках котлов под наддувом при замене (снятии) форсунки или запальника для исключения выбивания горячих газов наружу в установочное устройство (отверстие) подается воздух под давлением, препятствующий выходу газов наружу. Амбразуры горелок защищаются от обгорания и оплавления трубами нижней радиационной части, ошипованными и покрытыми карборундовой обмазкой.
Подвод воздуха к горелкам осуществляется как индивидуальными воздуховодами, так и общим коробом.
На котле ТГМП-204 паропроизводитель-ностью 2650 т/ч для уменьшения температуры газов в зоне горения, снижения содержания оксидов азота и уменьшения газовой коррозии установлено 36 горелок производительностью по мазуту 5,2 т/ч, размещенных в три яруса на фронтовой и задней стенках топочной камеры. Воздух на горелки поступает из общего короба, так как при таком числе горелок становится затруднительным индивидуальное регулирование. На входе воздуха в общий короб установлены регулирующие устройства. Равномерная раздача воздуха по горелкам обеспечивается за счет больших размеров воздушных коробов и соответственно малой потери напора при движении в них воздуха. Общий короб разделен на три отсека для раздельной подачи воздуха во внутренние и периферийные каналы горелок, а также для ввода рециркулируемых дымовых газов.
На рис. 2.4.14 показана горелка котла ТГМП-204. Снаружи периферийного воздушного канала 6 находится канал 7 для ввода рециркулирующих дымовых газов с целью регулирования температуры перегретого пара и снижения температуры дымовых газов в зоне горения для уменьшения содержания NOX и снижения интенсивности газовой коррозии.
Рис. 2.4.14. Включенная в общий короб газомазутная горелка котла ТГМП-204 с пропускной способностью 5,14 т/ч мазута: 1 - импульсная линия для контроля за давлением воздуха; 2 и 4 - подача воздуха соответственно в центральный и периферийный кольцевые каналы;
3 и 6 - тангенциально-лопаточный аппарат соответственно центрального и периферийного воздуха; 5 - газовый коллектор; 7 - ввод газов рециркуляции; 8 - линзовый компенсатор;
9 - амбразура горелки; 10 - газовый запальник;
11 - форсунка; 72 - пневмозатвор
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАНЬ
КОНСТРУКЦИИ ГАЗОМАЗУТНЫХ ГОРЕЛОК
223
Для улучшения процесса горения при предельно малых избытках воздуха ВТИ предложены прямоточные горелки встречноударного действия. Горелки устанавливаются на фронтовой и задней стенах топочной камеры. Процесс горения с этими горелками улучшается за счет вторичного перемешивания в результате соударения струй. Горелки предназначены для котлов блоков 300 и 800 МВт и ряда котлов высокого давления.
Горелка встречно-ударного действия с производительностью по мазуту 6 т/ч для котлов ТГМП-114 показана на рис. 2.4.15. Испытания, проведенные в ВТИ, показали высокую надежность и устойчивость работы горелок с предельно малыми избытками воздуха. Благодаря интенсивному перемешиванию в соударяющихся струях эти горелки менее чувствительны к неравномерности распределения топлива и воздуха, чем вихревые. За счет отключения наружного воздушного канала горелки осуществляется снижение нагрузки котла до 45 % номинальной без отключения горелок.
Для котлов большой мощности применяются также многоканальные трехпоточные газомазутные подовые горелки (рис. 2.4.16). Горелки имеют аксиальный завихритель 2 приосевого воздушного потока, тангенциальный лопаточный завихритель 1 центрального воздушного потока с неподвижными лопатка-
Рис. 2.4.15. Горелка встречно-ударного действия ВТИ-ТКЗ:
1 - периферийный канал; 2 - наружный отключаемый канал; 3 — форсунка; 4 — завихритель; 5 - газовый патрубок; 6 - центральный канал
Рис. 2.4.16. Многоканальная газомазутная подовая горелка мощностью 41... 104 МВт: 1 — тангенциальный лопаточный завихритель центрального воздушного потока с неподвижными лопатками; 2 — аксиальный завихритель приосевого воздушного потока с неподвижными лопатками;
3 — устройство подачи периферийного газа;
4 - устройство подачи центрального газа;
5 - форсунка; 6 - реверсивный аксиальный завихритель периферийного потока
ми и реверсивный завихритель 6 воздуха периферийного потока.
Сопротивление горелок по воздуху 1,6...2 кПа. Форсунки горелок - паромеханические. Горелки обеспечивают работу котлов в диапазоне нагрузок 100...40 % с избытком воздуха за пароперегревателем 1,01... 1,03.
Широкое распространение получили унифицированные газомазутные горелки ГМУ-30-11 и ГМУ-45-11. Они рассчитаны на раздельное сжигание мазута и природного или попутного газа. Допускается кратковременное совместное сжигание мазута и газа в период перехода с одного вида топлива на другой.
В горелках предусмотрен ввод газов рециркуляции в смеси с воздухом, поступающим через периферийный канал горелки. Возможен ввод рециркуляции в смеси со всем воздухом, подаваемым на горение, но при этом степень рециркуляции газов на номинальной нагрузке не должна превышать 40 %. Допускается уста-
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАНЬ
224
Глава 2.4. КОНСТРУКЦИИ ТОПОК И ГОРЕЛОЧНЫХ УСТРОЙСТВ
новка горелок и на котлах без рециркуляции газов.
Унифицированная газомазутная горелка типа ГМУ выполнена двухпоточной (рис. 2.4.17). Она состоит из воздухонаправляющего устройства внутреннего канала с осевым (аксиальным) завихрителем воздухонаправляющего устройства периферийного канала с тангенциальным лопаточным завихрителем 5, газораздающего узла с центральной раздачей газа 2, запальника 7 запально-защитного устройства, трубы для установки форсунки 7, узла пневмозатвора 8 с гляделкой для визуального контроля факела.
Осевой завихритель имеет профилированные лопатки, выходные участки которых повернуты по отношению к оси горелки под углом 40°, а тангенциальный завихритель — плоские лопатки, установленные с углом наклона 60° к радиусу. Оба завихрителя закручивают воздух в одну сторону и в соответствии с заказом выполняются левого и правого вращения.
Через периферийный канал поступает 60 % воздуха, через внутренний - 40 %, из которых около 5 % воздуха проходит через перепускные окна в газораздающем узле в центральный канал для охлаждения форсунки и газораздающего насадка.
Основным и предпочтительным вариантом амбразуры для унифицированных горелок является биконическая амбразура, форма и размеры которой применительно к каждому типоразмеру горелки должны соответствовать нормативно-технической документации. Допускается применение других форм амбразуры.
Для распыливания жидкого топлива в унифицированных горелках используются паромеханические форсунки. При условиях эксплуатации, не требующих снижения тепловой мощности горелок ниже 60...70 %, допустимо применение механических форсунок.
Горелки для котлов паропроизводи-тельностыо менее 20 кг/с. Газомазутные, короткофакельные горелки ГМГ-М предназначены в основном для котлов типа ДКВР (рис. 2.4.18). Горелки изготавливаются четырех типоразмеров мощностью 1,85; 2,44; 4,90; 8,20 МВт.
В горелках двухзонная подача воздуха: воздух распределен на первичный и вторичный (основной). На выходе из горелки вторичный воздух закручивается аксиальным воздухозакручивающим устройством с двенадцатью прямыми лопатками, расположенными под углом 45° к оси горелки. Первичный воздух закручивается аксиально-тангенциальным завихрителем, состоящим из 16 наклонных лопаток.
Рис. 2.4.17. Газомазутная горелка ГМУ:
1 — мазутная форсунка; 2 — газовый коллектор центральной раздачи газа; 3 — опорная плита;
4 — завихритель внутреннего воздушного канала; 5 — завихритель периферийного воздушного канала;
6 — газовоздушный короб; 7 — запальник запально-защитного устройства; 8 — пневмозатвор; 8 — датчик контроля факела запально-защитного устройства; I- газ запальника; II- пар; III- мазут; IV- газ
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАНо
КОНСТРУКЦИИ ГАЗОМАЗУТНЫХ ГОРЕЛОК
225
Рис. 2.4.18. Газомазутная горелка ГМГ-М:
1 - газовоздушная часть; 2, 5 - лопаточные завихрители вторичного и первичного воздуха; 3 - монтажная плита; 4 - керамический туннель; 6 - паромеханическая форсунка; 7 - стакан для установки ЗЗУ
При работе на мазуте шиберы первичного воздуха открыты полностью. Первичный воздух подается к корню факела (к головке форсунки) для поджигания топливовоздушной смеси. Доля первичного воздуха составляет 15...20 % общего количества воздуха. Вторичный воздух регулируется в зависимости от давления топлива шиберами вторичного воздуха. В горелке применены паромеханические форсунки.
Преимуществом этих горелок является сравнительно низкое сопротивление по воздуху, устойчивое горение топлива в широком интервале нагрузок с обеспечением сравнительно низких избытков воздуха на низких нагрузках.
Горелки типа ГМГБ разработаны ОАО ’’НПО ЦКТИ", выпускаются двух типоразмеров (рис. 2.4.19): ГМГБ-5,6 и ГМГБ-12 тепловой мощностью соответственно 6,4 и 14,2 МВт. Короткофакельная горелка однозонного подвода воздуха через тангенциальный лопаточный аппарат с профилированными лопатками используется с паромеханической форсункой. Завихритель воздуха с поворотными лопатками позволяет изменять параметр крутки воздуха, регулируя форму и длину факела в топке.
При закрытом лопаточном аппарате подача воздуха на горелку полностью прекращается, что дает возможность осуществлять количественное регулирование: регулирование нагрузки котла с изменением числа работающих горелок (трех, двух, одной на котлах ДКВР-20).
Горелки монтируются либо в общем воздушном коробе, либо за обшивкой котла; для удобства обслуживания они имеют откидную дверцу, на которой и смонтирован завихритель воздуха. Герметичность их позволяет им работать на котлах под наддувом.
Рис. 2.4.19. Горелка типа ГМГБ:
1 - воздушный короб; 2 - ввод газа; 3 - газовый коллектор; 4 - завихритель воздуха с приводом; 5 -стабилизатор; 6 - форсунка; 7 - откидная крышка;
8 - направляющий конус (пережим)
Газомазутная с предварительной газификацией мазута горелка ГМП-16, разработанная ОАО ’’НПО ЦКТИ’’, предназначена для котлов ДЕ-25-14-ГМ и изготавливается одного типоразмера тепловой мощностью 18,8 МВт (рис. 2.4.20, а).
Процесс сжигания жидкого топлива сводится к однофазному газовому горению в топке, минуя предварительные стадии подготовки топлива (подогрев, испарение). Предварительные стадии осуществляются в камере газификации за счет теплоты, выделяющейся при сжигании в камере газификации мелкодисперсионных капель топлива. При этом в топочной камере уменьшаются локальные тепловые нагрузки экранов. Для горелок этого типа являются характерными ускорение реакции горения, уменьшение сажеобразования и расширение диапазона регулирования.
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАНб
226
Глава 2.4. КОНСТРУКЦИИ ТОПОК И ГОРЕЛОЧНЫХ УСТРОЙСТВ
Рис. 2.4.20. Горелки ГМП-16 и ГМ-10, разработанные ОАО "НПО ЦКТИ":
а - ГМП-16; 6 - ГМ-10; в - ГМ-2,5-7; 1 - подвод воздуха; 2 - подвод газа; 3 - горелочный туннель;
4 - газовый коллектор; 5 - аксиальный завихритель воздуха; 6 - то же, тангенциальный;
7 - основная форсунка; 8 - резервная форсунка; 9 - захлопка
Горелки типа ГМ выпускаются для котлов серии ДЕ (ДЕ-4-14 ГМ, ДЕ-6,5-14ГМ, ДЕ-10-14ГМ, ДЕ-16-14ГМ) на тепловую мощность 2,94; 5,30; 7,42; 12,56 МВт (рис. 2.4.20, б, в). Горелки разработаны на основе однозонного аксиального воздухонаправляющего устройства с профильными лопатками. Раздача газа периферийная, форсунки паромеханические.
Горелки ДКЗ разработаны ВТИ трех типоразмеров (рис. 2.4.21): тепловой мощностью 6,60; 9,0; 12,65 МВт для водогрейных котлов ПТВМ-30М, ПТВМ-50, ПТВМ-100. Это вихревые однопоточные горелки с аксиальным завихрителем воздуха. Раздача газа по периферии, подача мазута осуществляются механическими форсунками, охлаждаемыми водой.
В горелке РГМГ-7м с ротационной форсункой вращение вала форсунки 1 с закрепленным на нем распыливающим стаканом И осуществляется от электродвигателя 6 через клиноременную передачу 5 (рис. 2.4.22). На валу форсунки закреплен вентилятор 4 для подачи распыливающего воздуха между распыливающим стаканом 11 и воздушным конусом.
Рис. 2.4.21. Газомазутная горелка ДКЗ:
1 - подвод воздуха; 2 - подвод газа (варианты а и б);
3 - газовая камера; 4 - форсунка;
5 - горелочный туннель;
6 - завихритель воздуха
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАНЬ
КОНСТРУКЦИИ ГАЗОМАЗУТНЫХ ГОРЕЛОК
227
Рис. 2.4.22. Газомазутная ротационная горелка РГМГ-7м:
1 - ротационная форсунка; 2 - полый вал;
3 - топливоподводящее устройство; 4 - вентилятор первичного воздуха; 5 - клиноременная передача;
6 - электродвигатель; 7 - газовая часть;
8 - завихритель вторичного воздуха; 9 - завихритель первичного воздуха; 10-гайка-питатель;
11 - распыливающий стакан
На внутреннюю поверхность распыли-вающего стакана топливо поступает из сопла топливопровода, находящегося внутри вала форсунки. Топливо в форсунку поступает самотеком, а расход его регулируется вентилем перед горелкой.
На рис. 2.4.23 представлены газомазутные горелки конструкции Ф.А. Липинского и СКБ-ВТИ соответственно с тангенциальным и
аксиальным лопаточным аппаратами, установленными в канале центрального потока. Периферийный канал не имеет завихрителя, и воздух (около 80...90 %) выходит прямоточной струей. Подача топлива осуществляется через осевую газомазутную трубу.
Горелки подобного типа рекомендуются для котлов со встречной компоновкой. Экспериментально доказано, что при этом обеспечивается равнопроточность в топочной камере в отличие от котлов с фронтовой компоновкой горелок, в которых установка подобных горелок может привести к шлакованию противоположной стенки топочной камеры. Исследованиями горелок типа СКБ-ВТИ, называемых также горелками ’’ударного действия”, установлено следующее:
коэффициент гидравлического сопротивления в 2 - 3 раза ниже значений его для горелок с двумя завихривающими аппаратами;
с уменьшением доли сечения, занятого центральным каналом, коэффициент гидравлического сопротивления снижается, и для fn = 25 % зависимость его от угла поворота лопаток становится почти линейной;
установка центрального регистра на различном расстоянии от среза амбразуры горелки (x/d = 0,5...4) не влияет на сопротивление горелки;
наличие периферийного прямоточного потока приводит к уменьшению угла раскрытия факела, зоны и величины обратных токов, к увеличению аэродинамической длины факела;
скоростная неравномерность £ при обоих включенных каналах составляет 0,12.. .0,14.
Рис. 2.4.23. Горелки Ф.А. Липинского (а) и СКБ-ВТИ (б):
I- воздух; II - мазут; III - газ
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАНь
228
Глава 2.4. КОНСТРУКЦИИ ТОПОК И ГОРЕЛОЧНЫХ УСТРОЙСТВ
Конструкции газомазутных горелок, применяемых на котлах за рубежом. Много общего с приведенными отечественными конструкциями имеют горелки, разработанные за рубежом (рис. 2.4.24).
Горелка, разработанная в Германии, имеет три ступени регулирования скорости воздуха в устье (рис. 2.4.24, а). Она состоит из двух соосно расположенных горловин в форме труб Вентури с возможностью регулирования расхода периферийного потока воздуха перемещением осевого цилиндрического шибера. Преимущество горелки - возможность более точного измерения расходуемого количества воздуха и нормальная работа горелки при снижении ее производительности до 10%. Отсутствие закрутки потоков и средств регулирования в центральном потоке, однако, ограничивают область применения горелок этого типа. Наиболее целесообразным является их использование в котлах со встречной компоновкой горелочных устройств.
Горелка фирмы Штайнмюллер (Германия) типа L имеет регулируемое сечение (до 1/6) горловины для ввода закрученного воздуха I (рис. 2.4.24, б). Преимущество горелки -возможность сохранения скоростей воздуха у
корня факела при снижении производительности; основной недостаток - отсутствие регулирования интенсивности крутки потоков.
Газомазутные горелки фирмы Бабкок-Вилькокс предназначены для котлов с паро-производительностью 1500...2000 т/ч, с расходами по мазуту 5000, 6000 и 7000 кг/ч. В горелке, представленной на рис. 2.4.24, в, воздух I на горение поступает через два коаксиальных сопла Вентури. Скорость воздуха на срезе сопел 60...70 м/с. Мазут с давлением 1,2...2,1 МПа распыливается паровой Y-фор-сункой. Газ II подается через патрубок и кольцевой коллектор. На конец защитной трубы насажен осевой лопаточный завихритель для стабилизации пламени. Угол установки лопаток завихрителя к оси горелки 45°. Через завихритель подается 20...25 % воздуха. При работе горелки на пониженной нагрузке подача воздуха через сопло перекрывается барабанным шибером.
Воздух на горелки поступает из общего воздушного короба. Его расход фиксируется по перепаду давлений между импульсными точками, расположенными в воздушном коробе и в узком сечении сопла Вентури.
Рис. 2.4.24. Газомазутные горелки, разработанные за рубежом:
I- воздух; II- газ; III- мазут
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАНЬ
КОНСТРУКЦИИ ГАЗОМАЗУТНЫХ ГОРЕЛОК
229
В другой горелке этой фирмы проточная часть выполнена в виде трубы Вентури (рис. 2.4.24, г). По центру трубы размещена защитная труба, внутри которой находится форсунка. На конец защитной трубы насажен осевой лопаточный завихритель, служащий для стабилизации пламени. Угол установки лопаток 45°. Через сечение завихрителя проходит 20...25 % воздуха, необходимого для горения. Остальная часть воздуха идет прямотоком. Скорость воздуха на выходе из горелки принимается до 60...70 м/с. Благодаря отсутствию закрутки воздушного потока в корпусе горелки "Вентури" удобно использовать перепад давлений между коробом и пережимом горелки в качестве сигнала расхода. Горелки размещают в общем воздушном коробе. С помощью кольцевого шибера на входе в горелку можно производить перераспределение воздуха по отдельным горелкам и его подрегулировку. На входе в горелку устанавливают сетку с размером отверстий 25.. .30 мм.
Для комбинированного сжигания мазута и газа в горелке размещают газовые насадки, головки которых имеют отверстия малого диаметра, через которые происходит истечение газа. Головки располагают в кольцевом
зазоре на равных расстояниях. Количество газовых насадок 8-12.
Фирма Бабкок-Вилькокс выполняет амбразуры путем развода экранных труб. Срез горелки типа "Вентури" при установке не выходит за пределы труб. Обмазка амбразуры огнеупорным составом не производится.
Для распыления жидких топлив фирма применяет многосопловые паровые форсунки Y-типа.
Газомазутная горелка фирмы Пиллард предназначена для котлов средней и большой мощности, пропускная способность ее по жидкому топливу до 5 т/ч; обеспечивает сжигание топлива с избытками воздуха на выходе из топки 1,01... 1,015.
Горелка имеет трехзонную подачу воздуха (рис. 2.4.25): через центральный завихритель - диск с профрезерованными по периферии узкими щелями под углом 40° к оси перед аксиальным лопаточным завихрителем факельной коробки 7, через аксиальный лопаточный завихритель факельной коробки и через тангенциально-лопаточный завихритель 7 между гиперболоидной трубой и коническим дефлектором 4. Воздух, поступающий в факельную коробку 7, регулируется сегментным
Рис. 2.4.25. Газомазутная горелка фирмы Пиллард:
7 - факельная коробка; 2 - гиперболоидная труба; 3 - форсунка; 4 - дефлектор; 5 - газовый насадок;
6 — кольцевой шибер; 7 - тангенциально-лопаточный завихритель; 8 - перфорированная обечайка;
9 - сегментный шибер
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАНЬ
230
Глава 2.4. КОНСТРУКЦИИ ТОПОК И ГОРЕЛОЧНЫХ УСТРОЙСТВ
шибером 9, а поступающий в тангенциальнолопаточный аппарат 7 — кольцевым шибером 6. Аксиальный завихривающий аппарат факельной коробки состоит из 24 лопаток, расположенных под углом 25° к оси горелки.
Крутка воздуха центрального и аксиально-лопаточного завихрителей выполнена в разные стороны. Количество воздуха, поступающего из центрального завихрителя непосредственно к головке форсунки, составляет 6 %, через аксиально-лопаточный завихритель — 24 %, а через тангенциально-лопаточный аппарат -76 %. С помощью механизма поворота лопаток можно менять угол установки лопаток завихрителя 7 от 16 до 60° (от радиального направления). Тяги регулирования выведены на панель горелки.
Скорость воздуха на выходе из горелки составляет 60 м/с, сопротивление горелки 1,5...2 кПа. Амбразура горелки и выходная труба 2 профилируются является пережимом амбразуры. Угол раствора входного конфузора и выходного диффузора 30°.
В горелке используется центробежная форсунка со сливом. Диапазон регулирования горелки при работе с малыми избытками воздуха 100...25 % при практически неизменном давлении топлива перед форсункой и постоянном угле факела 85°. Давление топлива перед форсункой 3,5 МПа. Вязкость мазута (2...2,5°ВУ)
автоматически поддерживается перед форсункой с помощью вискозиметра.
После отключения подачи топлива форсунка продувается паром с давлением 1,0... 1,4 МПа (в течение 1 мин), из горелки не убирается и охлаждается паром с давлением 0,3 МПа.
Горелки фирмы Интернешнл Комбасчн (Великобритания) для газомазутных котлов имеют производительностью до 4,53 т/ч по мазуту. На рис. 2.4.26 показана прямоточновихревая газомазутная горелка со стальной амбразурой круглого сечения и центральным расположением форсунки.
На форсуночной трубе укреплен осевой завихритель с углом установки профилированных лопаток 45° толщиной 5 мм. Через сечение завихрителя проходит до 35...40 % воздуха, а остальная часть идет прямоточно. Скорость воздуха на выходе из горелки составляет 60. ..70 м/с.
Газораздающий кольцевой коллектор размещен на панели горелки: к коллектору приварены десять газовых отводов с насадками. Головки газовых насадок подведены к центральной части регистра. На горелке имеются отверстия для запальника и фотоэлемента — регистратора пламени, а также смотровые лючки.
Рис. 2.4.26. Газомазутная горелка фирмы Интернешнл Комбасчн:
1 — ствол форсунки; 2 — газораздающая труба; 3 — запальник; I— воздух; II-газ
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАНв
232
Глава 2.4. КОНСТРУКЦИИ ТОПОК И ГОРЕЛОЧНЫХ УСТРОЙСТВ
больших нагрузках обе ступени. К числу известных недостатков таких форсунок относится некоторое усложнение подачи топлива к форсункам, а также различный угол распыливания на больших и малых нагрузках.
Механические форсунки с обратным сливом являются вариантом одноступенчатой механической форсунки и отличаются от нее режимом работы камеры завихривания. На всех нагрузках в пределах регулирования подача топлива осуществляется под постоянным (номинальным) давлением. Благодаря этому скорость истечения топлива через дозирующие каналы и в камере завихривания форсунки сохраняется практически постоянной, а следовательно, дисперсность распыливания также изменяется мало.
Необходимый расход топлива в топку обеспечивается сливом части топлива через сливное отверстие в камере завихривания. Регулирование расхода осуществляется дросселированием сливного тракта. Коэффициент рабочего регулирования принципиально может быть достигнут больше указанного, однако при этом необходимо обеспечить малое гидравлическое сопротивление сливного тракта за счет увеличения диаметра труб и сокращения расстояния до места слива топлива в емкость. Кроме усложнения схемы мазутопроводов другим недостатком форсунок с обратным сливом является изменение угла распыливания в зависимости от нагрузки.
Паромеханические форсунки представляют собой комбинацию одноступенчатой
механической форсунки с паровой ступенью (по существу то же одноступенчатой паровой форсункой), струи которых взаимодействуют на выходе из форсунки. За счет кинетической энергии паровой струи осуществляется дополнительное дробление крупных капель топлива. Как правило, расход пара составляет 2...5 % номинального расхода топлива. Такое небольшое количество пара практически не оказывает существенного влияния на дисперсность распыливания на режимах с расходом топлива 100...70 %. Однако при дальнейшем снижении расхода топлива (особенно ниже 50 %) влияние паровой ступени на дисперсность распыливания прогрессивно возрастает.
Хорошо отработанные конструкции паромеханических форсунок могут обеспечить коэффициент рабочего регулирования до 10. Благодаря этому паромеханические форсунки в настоящее время нашли наиболее широкое применение на газомазутных котлах, несмотря на некоторые экономические потери за счет потерь пара.
На рис. 2.4.27 показаны форсунки, получившие распространение на энергетических котлах.
Нормализованные механические и паромеханические форсунки изготовляют с распы-ливающими элементами из износостойкой стали или методом порошковой металлургии из вольфрамовых, карбидтитановых или железохромистых композиций (рис. 2.4.28).
Двухступенчатая форсунка ВТИ по существу состоит из двух соосно расположенных
Рис. 2.4.27. Схемы форсунок энергетических котлов:
а - механическая нормализованная; б - механическая с обратным сливом; в — двухступенчатая ВТИ-БЭРН; г — паромеханическая нормализованная
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАНЬ
НАСТЕННЫЕ ЭКРАНЫ ТОПКИ
233
Рис. 2.4.28. Распиливающие элементы нормализованной форсунки, изготовленные различными методами: а - из износостойкой стали; б - порошковой металлургией
форсунок. Каждая ступень имеет самостоятельные подводы топлива и распыливающие элементы, состоящие из камер завихривания, тангенциальных каналов и сопл. При малых нагрузках топливо подается через центральную ступень, при полной — через обе ступени.
Нормализованные паромеханические форсунки выбираются в соответствии с требуемой производительностью, давлением топлива перед форсункой и давлением распыли-вающего пара. Давление пара на продувку составляет 0,5...0,6 МПа, его температура 200...250 °C.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Методические указания по проектированию топочных устройств энергетических котлов / Под ред. Э.Х. Вербовецкого и Н.Г. Жмерика, СПб., 1996. 270 с.
2. Ахмедов Р.Б. Дутьевые газогорелочные устройства. М.: Недра, 1977. 272 с.
3. Иванов Ю.И. Газогорелочные устройства. М.: Недра, 1970. 375 с.
4. Ахмедов Р.Б. Основы регулирования топочных процессов. М.: Энергия, 1967. 250 с.
5. Спейшер В.А. Сжигание газа на электростанциях и в промышленности. М.: Энергия, 1967. 250 с.
6. Сигал И.Я. Защита воздушного бассейна при сжигании топлива. Л.: Недра, 1987. 312 с.
7. Иссерлин А.С. Основы сжигания газового топлива. Л.: Недра, 1987. 336 с.
8. Внуков А.К. Надежность и экономичность котлов для газа и мазута. Л.: Энергия, 1966. 368 с.
9. Адамов В.А. Сжигание мазута в топках котов. Л.: Недра, 1989. 304 с.
10. Белосельский Б.С., Покровский В.Н. Сернистые мазуты в энергетике. М.: Энергия, 1989. 328 с.
11. Сжигание жидкого и газообразного топлива в топочных устройствах паровых котлов // Тр. ЦКТИ. Л., 1975. Вып. 128.
12. Вопросы исследования и расчета газомазутных топочных и горелочных устройств // Тр. ЦКТИ. Л., 1967. Вып.76.
13. Справочник по котельным установкам. Топливо. Топливоприготовление. Топки и топочные процессы / Под общ. ред. М.И. Не-уймина, Т.С. Добрякова. М.: Машиностроение, 1993. 366 с.
14. Верховский Н.И., Красноселов Г.К., Машилов Е.В., Цирульников Л.М. Сжигание высокосернистого мазута на электростанциях. М.: Энергия, 1970.
15. Чепель В.М., Шур И.А. Сжигание газов в топках котлов и печей и обслуживание газового хозяйства предприятий. Л.: Недра, 1980. 592 с.
16. Винтовкин А.А., Ладыгичев М.Г., Гусовский В.Л., Калинова Т.В. Горелочные устройства промышленных печей и топок (конструкции и технические характеристики): Справочник. М.: Интермет Инжиниринг, 1999. 554 с.
17. Разработка и внедрение низкотоксичных газомазутных горелок НПО ЦКТИ на энергетических котлах / И.С. Шестаков и др. // Тр. ЦКТИ. СПб., 2002. Вып. 287.
Глава 2.5
ЭЛЕМЕНТЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛОВ
2.5.1. НАСТЕННЫЕ ЭКРАНЫ ТОПКИ
Испарительные экраны котлов с естественной циркуляцией. Экраны топки котла с естественной циркуляцией обычно изготовляют в виде вертикальных отдельных блоков (панелей). Для транспортировки блоков железнодорожным транспортом и удобства монтажа каждый блок должен иметь ширину менее 3200 мм (примерный габарит железнодорожного подвижного состава). В настоящее время для испарительных экранов применяют, как правило, трубы диаметром 60 х 6 мм, шагом S) = 80 мм, объединенные верхним и нижним коллекторами с наружным диаметром, например, 273 мм (рис. 2.5.1). Между трубами вваривается полоса 20 х 5 мм (вариант 2), что
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» JIAHd
234
Глава 2.5. ЭЛЕМЕНТЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛОВ
Рис. 2.5.1. Настенный экран котла с естественной циркуляцией (ребра труб свариваются между собой двухсторонним швом; полоса (проставка) приваривается к трубам четырьмя швами):
I— граница цельносварной части; 1 — вариант с оребренными трубами; 2 — вариант из гладких труб
превращает экран в мембранную панель. Материалом труб и коллекторов является сталь 20К, так как температура стенки труб испарительных экранов не превышает 670 К. В зоне подвода труб к коллектору (в зоне разводки труб) полоса не вваривается (вид Б).
Отдельные блоки на монтаже свариваются между собой с помощью ’’проставки" (полосы), что позволяет выполнить топку газоплотной. Шлак из топки удаляется через устье холодной воронки в твердом виде в топках с ТШУ или через летки в виде расплава в топках с ЖШУ. И в том, и в другом случае шлак по
падает в водяные ванны с гидрозатвором, что обеспечивает практически отсутствие подсоса наружного холодного воздуха в топку (Дат = = 0...0,02). Аналогично выполняются задний и боковые экраны топки.
При давлении рабочей среды менее 14 МПа в котлах с естественной циркуляцией стены топки закрыты, как правило, испарительными экранами, а пароперегреватель выполнен конвективным.
Все верхние коллекторы топочных поверхностей нагрева подвешены к потолочным балкам несущего каркаса, что обеспечивает свободное расширение экранов вниз. Смещение нижних коллекторов вниз зависит прежде всего от длины экранов и температуры среды в них.
Радиационные пароперегреватели котлов с естественной циркуляцией. С повышением давления до 14... 17 МПа скрытая теплота парообразования сокращается и стены
топки приходится частично закрывать пароперегревательными поверхностями - радиационным пароперегревателем (РПП). Существует несколько вариантов:
конструкции РПП: поверх испарительного экрана; вместо испарительного экрана; в виде внутритопочных ширм (ВТШ) или "щек". Надежнее располагать РПП на одной из стен топки, как правило, фронтовой, в зонах с пониженным тепловым потоком, ближе к выходу газов из топки. При этом РПП будет занимать только некоторую часть топки по высоте, а оставшаяся часть должна быть выполнена из испарительных экранов. В этом случае испарительные контуры укорачиваются, в них уменьшается парообразование и, следовательно, снижается надежность циркуляции рабочего тела. В расчетах циркуляционных контуров определяется целесообразность выполнения РПП в виде экранов или ширм.
РПП можно установить на всю высоту топки, например на фронтовой стене, вместо одной или нескольких испарительных панелей (рис. 2.5.2). При этом обеспечивается надежность циркуляции в испарительных панелях, но РПП оказывается в зоне высоких тепловых потоков, что требует повышения массовых скоростей среды в нем. По конструкции РПП в этом случае будет аналогичен панели испарительного экрана: панели соединяют между собой вваркой проставки (вариант 2, см. рис. 2.5.1). При диаметре труб 32 мм шаг панели Si = 48 мм. Ширина панели РПП кратна этому шагу.
НАС1ЕННЫЕ ЭКРАНЫ 1ОС1КИ
235
iOct ТОО И
Рже. 2 А2. Елзвцртка топки котил с гстлгтавншж лцгркуляижьж к рзржлижшшыы па pair ретракт тетям, располпл^мным на фронтовой стене топки по всей ее высоте (вид жзиутрж топкий
ЬаЖТхЫМ моментом , ( такой КОН С Тру К -щш РИЛ яки разность шера' . » сред в РИЛ и испг (те алой панели, которая не доплата npi штать 50 °C. Это у окне охрани швае зон расположения РИЛ в схеме парок шоп> тракта
Я РИЛ применяют Трубы диаметром ?2,38, 42 мм. толшинои сте - а 4 5 мм Ма Терна ном ЯВ. оса hit гироканная Сталь перлитного класса, на ер 12Х1МФ или 15ХМ Панетт РИЛ изготовляют цельносварными также ПЗ оребрент . СТ] > (вариант/)
• *ры РИЛ oflj -хся при конст-pVKiH • расчете по его слово лито, аваех. <ху в схеме паровоз оготр оа колла При пс ♦ фо -эм рас челе задаются конструктивные хдж осристх - РИЛ
Пололок ТоПскшОЙ камеры мок ел быть Закрыл наклоны «MTOVOa • Фоонл овог о окра на. Однако часто по нок в няелся гоои зонта тым и закр »аетсязруб л полот о-ГО тг-пгоо rru-тгкалеия, подвешенными К Пололо*____ а_____нм vjmeXO каркаса волна. При
этом пололок р аелся на несколько панелей (согласно __елрни колла ИХ до_но быль четное ко »*** <«о) Ширина панели оп реденяслся Прш™____массовой скоростью
(pw —800 1ШЮкг/|м2 с))
Для уменьшения потерь теплоты В окру каюшую с ду ^5 И для <*СПе*ленна требуемой температуры пару жнОи Поверхности колла (не более 50°С1 на трубы эк -<ов снаружи наносился многое иол ля H3i .-.я лонш ой около "30 Зии мм Над ПО' ным naj хе-регреваленем размешается изолированный
"леДныи ящик", в котором находятся Н сизо ЛИ ров< лые neptflyu «е бх nt рхнослси Нагрева кол па '1 акое решение ух тьшаег массу H3I щшл, упрошаю реп лные работы, уцуниаез у с иония ди (Ослики сослоянлля Труб Верхние коннекторы РИЛ Подвешены К ПОТс ллм 6ai М несушего каркаса. ЧТО О Жешвает слялбоднОё расширеыле РИЛ лтниз
Конелрукликныи растет РИП заклылает-СЯ В оПреденс И Гес *-скнх X ^>Н лик РИЛ по < анному в схеме пароводяного лракла леПновосПри сю
Ура ае теинового баланса РИП зади сывается в виде.
^Лрпп ^рпп — ЗпЛе.иш -^рпп » 12 5 1)
ГДе Пь НШ ~ коэффициент Неравномерности ТI 10ВОС Прият НЯ (вс ринялого Т SOCO ПОТС .) по высоте ТС -ОЙ К< ; трини мае) Ц средним для зоны раеххоно ксния РИЛ (табл 2.5 1)
Из уратлнения теплового баланса |2 5 В находят плтошавь поверхности РИЛ м2
^РПП - (Метш В>нш1 / (<7лЛкрпп)- 12 5 21
При необходимости в табл 2.5 1 можно ввести коэС Гент неравно рности лсПно-восприялия по стенам топки и по ширине Топки Т)ш. Как Правило, Вснедслвие равномерного распределению факела в топке для Всех топок пр. ается Г|^ — 1, дня пынеугольных топок с фронтальным раеххоножениехи горенок
h
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА Издательство «Лань»
236
Глава 2.5. ЭЛЕМЕНТЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛОВ
2.5.1. Коэффициент неравномерности тепловосприятия по высоте топки Т]вр'
Зоны по высоте топки
Топливо ниже (Г^-од) ft - 0,2 'Чир активного горения W*2 ХУ + (0,2...0,5) выше (Л1ир + 0,5) ПОТОЛОК и выходное окно топки
Бурые угли и торф 0,7 (1,0) 0,9 (1,1) 1,22’ (1,зГ 1,25 (1,3) 1,2 (1,3) 0,9 (1,0) 1,0
Каменные угли 0,7 (1,0) 0,9 (1,2) 1,32* (1,< 1,43* (1,5)3* 1,0 (1,3) 0,8 (0,9) 0,7
Экпбастуз скип уголь 0,7 (0,9) 0,9 (1,1) 1,1 (1,2) 1,22’ (1.2)2* 1,1 (1,2) 0,9 (1,0) 0,8
Газ:
1 ярус 1,2 (1,4) 1,4 (1,6) 1,7 (1,8) 1,4 (1,7) 1,0(1,1) 0,7 (0,8) 0,6
2 и 3 ярусы 0,8 (1,0) 0,9 (1,1) 1,2 (1,4) 1,2 (1,4) 1,1 (1,3) 0,8 (0,8) 0,7
подовые горелки 1,0 (1,1) 1,2 (1,3) 1,1 (1,2) 1,0(1,1) 0,8 (0,9) 0,7 (0,8) 0,6
Мазут:
1 ярус 1,5 (1,7) 1,7 (1,9) 2,0 (2,1) 1,7 (2,0) 1,0 (1,5) 0,7 (0,9) 0,5
2 и 3 ярусы 1,0 (1,5) 1,2 (1,5) 1,4 (1,5) 1,3 (1,5) 1,0 (1,2) 0,7 (0,8) 0,5
подовые горелки 1,2 (1,3) 1,2 (1,3) 1,1 (1,2) 1,0(1,1) 0,8 (0,9) 0,6 (0,7) 0,6
НТВ-топки с угрубленным помолом оУ* 1,Г* 1,154* 1,0 0,9 0,8 0,7
Топки с ЖШУ 0,9s’ 1,15* 1,25* 1,4б* 1,1б* 0,9б* 0,6б*
1*
Приведены средние т]в и максимальные т]ВПих (в скобках).
2*
Для пылеугольных топок с двухъярусным расположением горелок. При одноярусном расположе-
нии значение ты принимается равным т]впык. з*
При одноярусном расположена горелок значения т]в увеличиваются на 0,1.
4^
Значения относятся к нижней вихревой зоне НТВ-топки.
5*
Значения относятся к камере сгорания топок с ЖШУ (воспринятый поток камеры сгорания)
6*
Значения относятся к камере охлаждения топок с ЖШУ (воспртшяпый поток камеры охлаждения).
для задней стены топки Т) зал ст = 1,1- Коэффициент неравномерности тепловосприятия по ширине топки (по ширине экрана) Т]ш изменяется от 0,8 до 1,3 в нижней части топки и от 0,8 до 1,2 в верхней. (Под нижней частью топки подразумеваются зоны, лежащие ниже сечения на О,2/зг выше верхнего яруса горелок.)
Коэффициент Т)в для конкретной зоны топочной камеры лучше всего определять по результатам позонного расчета топки.
При окончательном выборе коэффициентов Т)в следует соблюдать условие
ZOb Fi)=Fb = F^ - <2-5-3 >
Экраны топочной камеры прямоточных котлов. Экраны топок прямоточных котлов обычно изготовляют из труб диаметром 38,42 мм, толщиной стенки 4...5 мм из низколегированной стали 15ХМ, 12X1 МФ. Для устранения присосов холодного воздуха в топку
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство«Лань» ЛАН
238
Глава 2.5. ЭЛЕМЕНТЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛОВ
пара около 95...98 %. Для котлов сверхкритического давления (СКД) р > ркр и суперсверх-критических параметров (ССКП) в НРЧ включается вся зона максимальной теплоемкости (ЗМТ).
Для конструктивного расчета тепловос-приятия зон (по пароводяной стороне) задаются в схеме пароводяного тракта, и требуется определить их конструктивные параметры. Следует отметить, что границы этих зон фиксированы только конструктивно, что весьма условно, так как при изменении режима работы котла фактические границы зон смещаются по пароводяному тракту.
При поверочном расчете известны конструктивные параметры зон (их поверхности и расположение по отношению к факелу) и требуется определить фактическое положение зон по отношению к конструктивным границам НРЧ, СРЧ и ВРЧ.
Конструктивный расчет НРЧ, СРЧ, ВРЧ прямоточных котлов заключается в определении геометрических характеристик НРЧ, СРЧ, ВРЧ по их заданному (или выбранному) в схеме пароводяного тракта тепловосприятию.
Уравнение теплового баланса НРЧ (СРЧ, ВРЧ) аналогично уравнению (2.5.1):
АЛНрч^НРЧ = ^лЧвНРЧ^НРЧ >
где Двнрч “ коэффициент неравномерности воспринятого теплового потока по высоте топочной камеры, принимаемый средним для зоны расположения НРЧ, СРЧ, ВРЧ (см. табл. 2.5.1).
Из уравнения теплового баланса определяется площадь поверхности НРЧ, СРЧ, ВРЧ, м2:
^НРЧ — (А/гНРЧ/)НрЧ) /(^лт|в нрч) •
Для НРЧ можно рекомендовать рн1 = = 2000...2500 кг/(с-м2), что обеспечивает приемлемое значение ОС2 для получения надежного охлаждения стенки трубы средой и требуемой (или заданной) температуры стенки трубы.
При вертикальном размещении труб количество лент (блоков), располагающихся по ширине топки, должно быть кратным количеству потоков среды (для обеспечения симметрии топки). При этом, как правило, возникает необходимость корректировки значения рн\ исходя из конструктивных соображений: установки целого количества блоков (лент).
2.5.2. ПАРОПЕРЕГРЕВАТЕЛИ
В современных котлах большой мощности с промежуточным перегревом пара тепло-восприятие пароперегревательных поверхностей становится близким к тепловосприятию испарительных поверхностей нагрева. Обеспечение требуемого перегрева пара осуществляется в ряде последовательных ступеней пароперегревателя.
Пароперегревательные поверхности нагрева можно классифицировать исходя из способа передачи теплоты от продуктов горения: радиационные, конвективные и радиационно-конвективные. На рис. 2.5.5 представлена схема ступенчатого перегрева пара в котле, включающая все перечисленные элементы.
Особенности расчета и конструирования радиационных ступеней пароперегревателя рассмотрены в предыдущем параграфе, поэтому далее рассмотрим особенности конструк-
Рис. 2.5.5. Основные конструктивные элементы пароперегревателей:
1 - барабан; 2 - двухходовая панель радиационного настенного топочного перегревателя; 3 - подвесные вертикальные полурадиационные перегревательные ширмы на выходе из топки; 4 — конвективный змеевиковый вертикальный перегреватель; 5 - то же, горизонтальный выходной; 6 — потолочная трубная панель перегревателя; 7 - впрыскивающий пароохладитель; 8 — выходной коллектор перегретого пара; 9 - входной коллектор подвесных труб; 10 - то же, выходной; 11 - подвесные трубы перегревателя; 12 — опорная планка; 13 - змеевики горизонтального перегревателя; 14 - горелка
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» JIAHd
ПАРОПЕРЕГРЕВАТЕЛИ
239
ций и расчета полурадиационных (ширмовых) и конвективных ступеней.
Ширмовый пароперегреватель (ШПП) обычно устанавливается в выходном сечении топки и представляет собой поперечно омываемый дымовыми газами коридорный пучок труб с большим поперечным шагом (5) > > 400...500 мм) и малым продольным шагом (Sx/d«1,1). Между отдельными ширмами такого пучка образуется значительный объем, в котором движется поток продуктов горения (межширмовый). Теплообмен между потоком газов и трубами ширм происходит за счет прямого излучения из топки, излучения межшир-мового объема газов и конвективного теплообмена между трубами ширм и газовым потоком. Вследствие значительной роли радиационной составляющей в общей передаче теплоты ШПП относят к полурадиационным поверхностям нагрева.
Использование ШПП на выходе из топки позволяет увеличить допускаемую (по условиям шлакования) температуру газов на выходе и, тем самым, сократить габаритные размеры топки. Ширмовые поверхности даже в условиях образования отложений (шлакования) не вызывают снижения нагрузки котла, так как расстояния (51) между отдельными ширмами настолько велики, что отложения на их поверхностях не препятствуют движению газового потока. Поэтому при использовании топлив, склонных к интенсивному образованию натрубных отложений (например сланцев), в ширмовой конструкции выполняют даже конвективные ступени пароперегревателей, а иногда и экономайзеров. Поверхность внутрито-почных ширмовых пароперегревателей включают в тепловоспринимающую радиационную поверхность топки.
Ширмовые поверхности пароперегревателя высокого давления изготовляют из труб с
наружным диаметром 28...42 мм, а промежуточного пароперегревателя - обычно из трубы диаметром 42...60 мм. Обычно ширмовые пароперегреватели являются второй или третьей ступенью по ходу пара, поэтому для обеспечения надежного охлаждения металла массовые скорости пара в них составляют 1000... 1200 кг/(с-м2). Материалом обычно служит сталь перлитного или аустенитного класса.
В отдельных конструкциях котлов (чаще газомазутных) применяют ширмоконвективные ступени пароперегревателя, состоящие из прямых цельносваренных панелей вертикальных ширм и примыкающих к ним зигзагообразных двух-, трехрядных змеевиковых пакетов (рис. 2.5.6).
Конвективные ступени пароперегревателей (КПП) устанавливают в переходном газоходе за топкой или конвективном опускном газоходе. Они представляют собой трубные змеевиковые пучки с коридорным или шахматным расположением труб. Конвективные пучки могут выполняться вертикальными 4 (см. рис. 2.5.5), тогда змеевики подвешиваются к потолочным балкам на специальных подвесках из жаропрочной стали, а также горизонтальными 5, которые крепят в газоходе с помощью подвесных труб, охлаждаемых паром.
Рис. 2.5.6. Схема ширмоконвективной ступени пароперегревателя
Рис. 2.5.7. Схемы взаимного движения пара и продуктов сгорания в конвективных пароперегревателях: а — прямоток; 6 — противоток; в — двойной противоток; г - смешанный ток
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» JIAHd
240
Глава 2.5. ЭЛЕМЕНТЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛОВ
Конвективные пароперегреватели могут различаться по способу взаимного движения пара и дымовых газов (рис. 2.5.7). При этом различают схемы движения: прямоток, противоток и смешанный ток. Схема прямотока дает меньшую интенсивность теплопередачи, вследствие меньшего температурного напора Д/, но обеспечивает большую надежность, так как перегрев металла змеевиков на выходе пакета маловероятен.
Схема противоточного движения обеспечивает более высокую интенсивность теплообмена, но увеличивает опасность перегрева металла труб. Другие схемы занимают промежуточное положение по интенсивности теплообмена и опасности перегрева труб. Для регулирования температуры пара применяют несколько типов регуляторов перегрева (рис. 2.5.8).
Поверхностный пароохладитель представляет собой кожухотрубный теплообменник (рис. 2.5.8, а)9 который устанавливают обычно между ступенями пароперегревателя. Охлаждающей средой является питательная вода, которая движется по трубным змеевикам, расположенным внутри кожуха. Пар охлаждается, проходя между змеевиками в пространстве корпуса пароохладителя. Поверхностные пароохладители отличаются инерционностью и значительными габаритными размерами. Их используют чаще всего в котлах средней мощности, работающих преимущественно при базовой нагрузке.
Во впрыскивающем пароохладителе охлаждение пара осуществляется за счет испарения воды (конденсата), вводимой в паровой
б)
Рис. 2.5.8. Схемы пароохладителей: а — поверхностного; б — впрыскивающего;
1 — распиливающая форсунка; 2 — защитный кожух;
I- пар; II- вода
поток (рис. 2.5.8, б). Часть тепловой энергии пара тратится на испарение воды, при этом энтальпия пара (и температура) уменьшается.
При использовании для впрыска собственного конденсата на котле устанавливается теплообменник-охладитель (конденсатосборник), в котором насыщенный пар конденсируется за счет передачи теплоты охлаждающей питательной воде. Полученный конденсат направляется во впрыскивающие пароохладители. Конструкция впрыскивающего пароохладителя проста. Он представляет собой паровой трубопровод, по центру которого располагается распыливающая форсунка, подающая конденсат. В зоне испарения водяных капель устанавливается защитный кожух, препятствующий попаданию капель воды на горячие стенки паропровода.
Впрыск собственного конденсата применяется обычно в котлах с естественной циркуляцией. На котлах высокого и сверхкритического давления обычно используют впрыск питательной воды при условии ее обессоливания.
Впрыскивающие пароохладители получили широкое распространение вследствие компактности и малой инерционности.
Паро-паровой теплообменник (ППТО) предназначен для регулирования температуры вторичного и первичного пара. Первичный пар, имеющий избыточную энтальпию после радиационных поверхностей нагрева, поступает в трубы змеевиков паро-парового теплообменника, а вторичный пар - в межтрубное пространство теплообменника (рис. 2.5.9). При развитой радиационной части первичного пароперегревателя снижение нагрузки котла приводит к росту энтальпии пара, а во вторичном конвективном пароперегревателе - к ее снижению. Применение паро-паровых теплообменников позволяет передавать избыточное количество теплоты от первичного пара ко вторичному и поддерживать его перегрев при снижении нагрузки.
Рис. 2.5.9. Схема паро-парового теплообменника:
I— первичный пар; II— вторичный пар
Издательство «Лань» ЛАН1>
2.5.3. ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА ШИРМОВЫХ И КОНВЕКТИВНЫХ ПОВЕРХНОСТЕН НАГРЕВА
а=<р(г-г+л<,с)-еда11, (2.5.4)
ЭКОНОМАЙЗЕРЫ И ВОЗДУХОПОДОГРЕВАТЕЛИ
243
Температурные напоры А/ рассчитывают с учетом характера движения сред (прямоток, противоток, смешанный ток) и числа ходов теплообменивающихся сред [2].
2.5.4. ЭКОНОМАЙЗЕРЫ
И ВОЗДУХОПОДОГРЕВАТЕЛИ
Экономайзеры являются подогревателями воды за счет использования теплоты уходящих газов котла. В современных конструкциях котлов применяют стальные (змеевиковые) и чугунные экономайзеры. Чугунные экономайзеры с наружным оребрением эле
ментов устанавливают в котлах малой мощности. Они менее подвержены коррозии и обладают повышенной надежностью при низком качестве водоподготовки.
Стальные змеевиковые экономайзеры применяют в котлах средней и большой мощности. На рис. 2.5.10 показан стальной горизонтальный пакет экономайзера современного котла высокого давления. Вода в пакетах экономайзера движется, как правило, снизу вверх против направления движения дымовых газов. Трубы отдельных змеевиков крепятся в коллекторах (входных и выходных) с помощью сварки. Для экономайзеров высокого и сверх-
Рис. 2.5.10. Пакет стального экономайзера:
1 - ввод питательной воды; 2 - вывод подогретой воды; 3 - змеевики; 4 - опорные стойки; 5 - лазы в газоходы; б — обмуровка боковой стенки; 7 — предохранительные прутки; 8 — защитная накладка; 9 — соединительный патрубок; Z-дымовые газы; II- вода
Рис. 2.5.11. Плавиковые (а) и мембранные (б) экономайзеры
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» JIAHd
244
Глава 2.5. ЭЛЕМЕНТЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛОВ
критического давления применяют трубы из стали 20 диаметром 32...42 мм. Трубы змеевиков компонуют в пакете в шахматном порядке для уменьшения габаритных размеров и расхода металла. Для ревизии змеевиков и ремонтных работ высота плотных трубных пакетов экономайзера лимитируется.
По нормам ремонтопригодности высота трубных пакетов с тесным расположением труб не должна превышать 1 м. Поэтому, если пакет имеет большую расчетную высоту, его изготовляют с разрывами высотой 600... 1000 мм для очистки, осмотра и ремонта змеевиков. Коллекторы экономайзерных пакетов обычно устанавливают снаружи газохода на специальных опорах каркаса. Иногда входные коллекторы располагают внутри газохода (если температура газов не превышает 450 °C). В этом случае они одновременно являются промежуточными опорами для змеевиков.
Скорость воды в элементах экономайзера должна быть в пределах 0,4 < wB < 1,5 м/с) для
предотвращения расслоения потока и обеспечения приемлемых гидравлических сопротивлений.
В последние годы помимо гладкотрубных стальных экономайзеров применяют новые конструкции: мембранные, мембраннолепестковые, плавиковые (рис. 2.5.11), которые обладают лучшими теплообменными характеристиками и позволяют существенно снизить удельный расход металла [3].
Воздухоподогреватели (ВП) по принципу действия (передачи теплоты) делятся на рекуперативные и регенеративные.
В рекуперативных воздухоподогревателях передача теплоты от дымовых газов к воздуху осуществляется через трубную стенку, отделяющую поток газов от воздуха, в регенеративных (РВП) теплота передается от газов к воздуху через промежуточный теплоноситель (металл, специальный керамический материал, жидкость и др.), который в начале нагревается дымовыми газами, а затем отдает теплоту потоку нагреваемого воздуха.
Рис. 2.5.12. Стальной однопоточный и трехходовой по воздуху трубчатый воздухоподогреватель:
а - вертикальный продольный разрез куба ВП; б - узел верхней трубной доски;
в — компенсаторы для вертикального и горизонтального удлинения кубов; г - то же, между соседними кубами;
д — защита входных концов труб от золового износа; 1 — опорный ростверк из стальных балок;
2 - трехлинзовый компенсатор для продольных удлинений; 3 - воздухоперепускной короб; 4 - лаз;
5 — трубы поверхности нагрева; 6 — трубная доска; 7, 8 - компенсаторы; 9 - дробь; 10 - пружинящая втулка;
1 — дымовые газы; II— воздух; III— места наибольшего золового износа
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАНЬ
ЭКОНОМАЙЗЕРЫ И ВОЗДУХОПОДОГРЕВАТЕЛИ
245
Трубчатые рекуперативные ВП представляют собой теплообменные устройства, выполненные в виде системы блоков (кубов), состоящих из трубных досок и закрепленных в них стальных труб. Внутри труб обычно движутся дымовые газы, а нагреваемый воздух проходит между трубами снаружи (рис. 2.5.12).
Через вертикальные стальные трубы куба ВП проходят сверху вниз дымовые газы, а воздух движется между трубами поперек. Однопоточный и трехходовой по воздуху воздухоподогреватель обычно применяется на котлах паропроизводительностью до 220 т/ч. Варианты конструктивных схем регенеративных ВП в зависимости от требуемой температуры горячего воздуха и мощности котла показаны на рис. 2.5.13.
Кубы ВП выполняют с шахматным расположением труб 33 х 1,5...51 х 1,5 мм. Трубные пучки воздухоподогревателей изготовляют с небольшими шагами 5) Id < 1,2... 1,5; S^/d^ 1,5. Скорости газов и воздуха в ВП выбирают из условия обеспечения минимальных расчетных затрат и обеспечения самоочист-ки труб. Обычно скорость газов 10... 12 ± 2 м/с, а воздуха 4...6 м/с.
Кроме стальных трубчатых ВП в промышленных установках, особенно при сжига-
Рис. 2.5.13. Схемы рекуперативных трубчатых воздухоподогревателей в зависимости от температуры горячего воздуха и мощности агрегата:
1,2 - холодный и горячий пакеты воздухонагревателя; 3,4- первый и второй пакеты экономайзера по ходу питательной воды
нии сернистых и высоковлажных топлив, применяют чугунные ВП большей надежности. Такие ВП собирают из ребристых или зубчатых трубных чугунных элементов, что позволяет увеличить площадь поверхности нагрева по газовой и воздушной сторонам.
Трубчатые рекуперативные ВП просты в изготовлении, отличаются высокой газовой плотностью (малыми присосами Да), требуют умеренных затрат металла и способствуют росту КПД котла за счет снижения температуры уходящих газов и обеспечения высокого подогрева воздуха. Они нашли широкое применение в котлах различной мощности.
Пластинчатые рекуперативные ВП в котельных установках используются редко. Иногда их применяют в газотурбинных установках в качестве регенераторов.
Одной из главных проблем для ВП является низкотемпературная коррозия. Для ее устранения используют предварительный подогрев воздуха в калориферах, устанавливаемых на входе воздуха в ВП. Возможным вариантом является частичная рециркуляция горячего воздуха на вход ВП. Для увеличения рабочего ресурса труб ВП (при работе котла на сернистых мазутах) делались попытки создать холодные ступени из труб с защитным (например эмалевым) покрытием или с использованием стеклянных труб. Однако эти конструкции не обеспечивали длительной надежной работы.
Регенеративные вращающиеся воздухоподогреватели (РВП), применяемые на современных котлах, отличаются высокой компактностью и часто устанавливаются отдельно, вблизи конвективного газохода котла (и даже вне пределов здания).
РВП состоит из статора (кожуха) 1 и вращающегося внутри корпуса ротора 2 с вертикальной осью вращения (рис. 2.5.14). Ротор разделен радиальными перегородками на секторы, в которых установлены кассеты из профилированных листов, между которыми образованы щели 5... 13 мм. По ходу вращения ротора кассетная набивка вначале проходит газовую сторону РВП, где через щели кассет проходят и нагревают набивку дымовые газы, а затем нагретые кассеты переходят на воздушную сторону, в которой отдают теплоту нагреваемому воздуху. Воздушная сторона ротора отделена от газовой с помощью сложных уплотняющих конструкций. Роторы современных РВП имеют диаметр 4... 15 м и вращаются с частотой 2.. .8 мин-1.
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАНЬ
246
Глава 2.6. ГИДРОДИНАМИКА ПАРОВОДЯНОГО ТРАКТА КОТЛА
Рис. 2.5.14. Регенеративный вращающийся воздухоподогреватель:
а - общий вид; б - сектор; в - набивка горячей части ротора; г - набивка холодной части ротора;
д — конструкция уплотнения между ротором и крышкой; 1 — кожух; 2 — ротор; 3 — плита сектора;
4 - фланец ротора; 5 - колодка уплотнения; 6 - пружина для регулирования величины АЛ (зазора между ротором и неподвижной крышкой); 7 - стенка газоподводящего патрубка; 8 — центральная плита;
I— дымовые газы; II— воздух
РВП отличается более высокими пере-течками воздуха в газовый тракт (Дави)? а присосы в них выше, чем в трубчатом ВП. Тем не менее, РВП получили широкое распространение на котлах мощных энергоблоков вследствие таких преимуществ, как компактность, меньшие удельные затраты металла, устойчивость показателей (по присосам) в условиях коррозионного воздействия.
Для лучшей ремонтопригодности набивку ротора по высоте выполняют из ’’горячей” части, менее подверженной коррозии, и сменной, подверженной коррозии "холодной” части.
В РВП обычно осуществляют подогрев воздуха до 300...320 °C. При сжигании сернистых мазутов температура воздуха на входе в РВП должна быть не ниже 60...70 °C с тем, чтобы набивка РВП имела температуру выше точки росы.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Кузнецов Н.В. Рабочие процессы и вопросы усовершенствования конвективных
поверхностей котельных агрегатов. М.: Энергия, 1958.
2. Тепловой расчет котлов. Нормативный метод. СПб.: НПО ЦКТИ, ВТИ, 1998.
3. Парогенераторы / Под ред. А.П. Ковалева. М.: Энергоатомиздат, 1985.
Глава 2.6
ГИДРОДИНАМИКА ПАРОВОДЯНОГО ТРАКТА КОТЛА
2.6.1. ОСНОВЫ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО РАСЧЕТА ЭЛЕМЕНТОВ
Для обеспечения надежной работы поверхностей нагрева и стабильной паропроиз-водительности котлов необходимо иметь устойчивые режимы движения потока рабочей среды (воды, пароводяной смеси, пара) в трубных элементах. Это достигается в результате расчетов гидродинамических характеристик трубных элементов, которые выполняются на основании нормативного метода [ 1 ].
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАНь
(2.6.30)
4. ^6..<е£[,ч(£_,
Относительная высота труб hid
<10 20 50 >80 <10 20 50 >80
Вертикальные 0,3 05 0,8 1 0 0,6 09 1 1 1 2
0,5 11 17 22 1,0 12 1 4 15
АРв.ко«= Ар,» ± Ар",L
254
Глава 2.6. ГИДРОДИНАМИКА ПАРОВОДЯНОГО ТРАКТА КОТЛА
= (^обФз + ^поФзХр' - P")g i (2.6.38) /?об, /?по _ высота соответственно паросодержащих обогреваемых участков подъемной системы и ее части после обогрева, м; <р3, <р3 -напорное паросодержание застоя соответственно на обогреваемом участке и на участке после обогрева (рис. 2.6.1); 5П0Л - полезный напор элемента, Па.
Отсутствие застоя в элементе с принудительным движением среды докритического давления определяется по формуле
^22. = —>1,1 (1,2), (2.6.39)
Ар3 ghp'-S3
где Арэл - полный перепад давлений в элементе, определяемый по (2.6.21); А/?3 - перепад давлений в элементе при застое;
Ар3 =/г[р'-ф3(р'-р")]£-
Проверка отсутствия свободного уровня производится согласно формуле
(Х3 -Дрву)/Хпол > 1,1 (1,2), (2.6.40)
где Арву - потери напора на подъем смеси выше уровня воды в барабане (циклоне);
ДРву =^ву(1-фз)(р'-рЭ ’
Лву - высота трубы над средним уровнем воды в барабане (циклоне), м.
Отсутствие опрокидывания потока при естественной циркуляции. Проверка осуществляется по формуле
Хпол/Хопр>1,1(1,2), (2.6.41)
где 5опр - напор опрокидывания; для элемента определяется по средней приведенной скорости пара в наименее обогреваемой трубе по формуле
^опр _ удельный напор опрокидывания, определяется по номограмме для наименее обогреваемой трубы (рис. 2.6.2). Максимальное значение удельного напора опрокидывания ^Р=£(р'-рЭ.
Отсутствие опрокидывания потока в элементах с принудительным подъемным движением среды докритического давления проверяется по формуле
^ЭЛ--------^эл----->1,1 (1,2),
Ароир S^P — ^опр
где А/?опр - перепад давлений в элементе при опрокидывании.
Рис. 2.6.1. Номограммы для определения застоя циркуляции в вертикальных обогреваемых трубах
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАНо
ПОКАЗАТЕЛИ НАДЕЖНОСТИ ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА
255
Рис. 2.6.2. Номограмма для определения удельного полезного напора опрокидывания с поправкой
Опрокидывание потока в подъемноопускных элементах при докритическом и сверхкритическом давлениях проверяется путем построения гидравлических характеристик. Коэффициент запаса равный 1,2 в формулах (2.6.37) - (2.6.40) применяется в случаях, когда имеются наклонные участки с общей высотой более 20 % обогреваемой высоты элемента или когда возможны отклонения в работе котлов от расчетных значений.
Возникновение пульсаций потока в параллельных трубах элемента. Это учитывают при проектировании котлов докритического давления. Расчет границы возникновения колебательной неустойчивости среды в трубах элемента (межвитковых пульсаций) при докритическом давлении определяется в такой последовательности.
Граничная массовая скорость, при которой возникают пульсации потока в горизонтальной трубе,
(ри’)|р = 6,26 • 10-6(pw)r ql/ d3K, (2.6.42)
где q - среднее значение теплового потока на обогреваемой поверхности трубы, мВт/м2; б/эк, I - соответственно эквивалентный гидравлический диаметр и длина обогреваемой части трубы, м; (pw)1 - граничная массовая скорость в горизонтальной трубе с фиксированной обогреваемой длиной, эквивалентным диаметром и тепловым потоком, определяемая по номограмме (рис. 2.6.3).
Значение (pw)1 зависит от коэффициента гидравлического сопротивления трубы недогрева среды на входе в нее А/вх и давления:
(pw)r = (pw)0Kp,
где (pw)0 - граничная массовая скорость в горизонтальной трубе при давлении р = = 10 МПа, определенная при заданных значениях ср и А/вх (см. рис. 2.6.3); Кр - поправочный коэффициент на давление (см. рис. 2.6.3).
Коэффициент сопротивления трубы
?—^вх ДРтр+’
где двх - приведенный коэффициент гидравлического сопротивления на входе в трубу;
- сумма коэффициентов местных сопротивлений на необогреваемой части трубы; Артр - гидравлическое сопротивление от трения на необогреваемой части трубы; дш - коэффициент гидравлического сопротивления шайбы.
Граничная массовая скорость в вертикальной трубе
(рМгр =c(pw)rp,
где (pw)Bp - граничная массовая скорость в горизонтальной трубе, определяемая по формуле (2.6.42); с - поправочный множитель.
256
Глава 2.6. ГИДРОДИНАМИКА ПАРОВОДЯНОГО ТРАКТА КОТЛА
(*?)0,кг/(м2с)
900 800 700 600 500 400
83,8 кДж/кг\
180
120
60
500 400 500 600 700 800
КО
(^гр/(^?)гр
1
1
80 160 240 Ы, кДж/кг
Рис. 2.6.3. Номограмма для определения номограммной массовой скорости при давлении 9,8 МПа
Проверка запаса по критическому па-росодержанию проводится для барабанных котлов с естественной и принудительной циркуляцией. Наличие режима ухудшенного теплообмена (кризиса кипения) вызывает упаривание агрессивных примесей, содержащихся в котловой воде, концентрация которых в 100//? раз больше, чем в питательной воде (р — непрерывная продувка, %), что приводит к возникновению коррозии металла с огневой стороны трубы. Для этого необходимо сравнить графики распределения действительного и критического паросодержания по высоте наиболее обогреваемой трубы.
Качество теплоносителя прямоточных котлов значительно выше, чем барабанных, поэтому коррозия металла в них не возникает, а оценка надежности трубы в месте кризисного ухудшения теплоотдачи выполняется по значениям температуры стенки.
2.6.3. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ Е(ИРКУЛЯЦИОННЫХ КОНТУРОВ КОТЛОВ
Гидравлический расчет циркуляционных контуров котлов с естественной циркуляцией. В контуре с естественной циркуляцией движение среды происходит под действием движущего напора, возникающего за счет разности средних плотностей в опускной и подъемной системах (рис. 2.6.4). Очевидно, что плотность воды в этих системах до точки закипания практически одинаковая, и движущим
напором на экономайзерном участке можно пренебречь. В этом случае движущий напор контура
S=/zH(p(p'-p")g, (2.6.43)
где /гн = h — /гэк - высота паросодержащего участка, м; йэк - высота экономайзерного участка, м; ср - среднее напорное паросодер-
жание на паросодержащем участке, м.
Рис. 2.6.4. Расчетная схема контура естественной циркуляции
Издательство «Лань» ЛАН1>
ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ЦИРКУЛЯЦИОННЫХ КОНТУРОВ КОТЛОВ
259
Рис. 2.6.5. Графическое определение условий циркуляции в контурах котлов с естественной циркуляцией:
а - простом; б - параллельных; в - с общими отводящими трубами; г - с общими подводящими трубами
В отдельных случаях необходимо производить проверку надежности по допустимому температурному режиму обогреваемых труб (для котлов сверхвысокого давления или имеющих весьма высокие удельные тепловые нагрузки, более 450 кВт/м2) и при работе котла в нестационарных режимах.
Г идравл ический расчет элементов прямоточных паровых котлов. Задачей гидравлического расчета прямоточных котлов является определение расходов среды в элементах, обеспечивающих надежность поверхностей нагрева при их оптимальной компоновке и минимальном гидравлическом сопротивлении.
При выполнении гидравлического расчета определяются массовые скорости среды в элементах, обеспечивающие запасы надежности по условиям гидравлической устойчивости и температурному режиму металла труб. Также выполняется расчет гидравлического сопротивления тракта котла в целом и определяется необходимость установки дроссельных шайб и их размеров для выравнивания расходов в параллельных элементах и предотвращения гидравлической неустойчивости. Расчеты выполняются обязательно для максимальной и растопочной нагрузки котла.
Гидравлическое сопротивление тракта котла учитывается при выборе питательного насоса и определяется для номинальной нагрузки котла согласно формуле:
где ДРарм ? ДРп.охл - перепад
давлений соответственно в элементах пароводяного тракта котла, арматуре и пароохладителях, определяемые по их конструктивным характеристикам и тепловосприятиям.
Конструктивные характеристики элементов котлов выбираются таким образом, чтобы при всех нагрузках котла обеспечивались расходы среды, необходимые для поддержания стабильного температурного режима, расчетной температуры металла по условиям длительной прочности и температуры наружной поверхности по условиям коррозионной устойчивости. Для этого необходимо определить действительные расходы среды в элементах и их разверенных трубах.
Как правило, гидравлическая схема прямоточного котла состоит из нескольких параллельных регулируемых потоков (ниток). Каждый поток может включать несколько нерегулируемых подпотоков, состоящих из парал-
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАНЬ
260
Глава 2.6. ГИДРОДИНАМИКА ПАРОВОДЯНОГО ТРАКТА КОТЛА
лелыю включенных элементов, имеющих значительную конструктивную нетождествен-ность и различные тепловосприятия. На первом этапе гидравлических расчетов необходимо определить расходы по параллельным подпотокам при заданном общем расходе воды на поток. При наличии значительных гидравлических разверок между подпотоками разрабатываются способы их снижения, например: за счет уменьшения тепловосприятия (поверхностей нагрева) подпотоков, установкой промежуточных смесителей или гидравлических перемычек, а также установкой дроссельных шайб.
Для определения гидравлических и температурных разверок, а также наличия статической (апериодической) неустойчивости строятся гидравлические характеристики параллельных элементов. Каждая диаграмма, представляющая зависимость перепада давлений в элементе от расхода kp(D), должна включать характеристики разверенных труб (витков) и элемента в целом.
Гидравлические разверки и температуры разверенных труб многотрубных элементов определяются по гидравлическим диаграммам. Для построения гидравлических диаграмм элемента и его разверенной трубы следует определить перепады давлений для различных расходов среды: 5, 15, 30, 50, 70, 100 и 150% расчетной паропроизводительности котла.
Гидравлические характеристики прямоточных контуров, состоящих из нескольких последовательных и параллельных элементов, определяются графическим суммированием характеристик всех элементов контура при одинаковых расходах последовательно включенных элементов и перепадах давлений при параллельном включении элементов (рис. 2.6.6).
Проверку вида и однозначности гидравлических характеристик следует, в первую очередь, проводить для минимальной длительной нагрузки котла и для растопочных режимов.
Отсутствие арифметической неустойчивости определяется по виду гидравлической характеристики. При этом значение массовой скорости, соответствующее минимуму перепада давлений гидравлической характеристики элемента, должно отвечать условию:
(Pw)min ^l,5(pw),
где pw - массовая скорость среды в рабочей точке элемента.
Рис. 2.6.6. Суммирование гидравлических характеристик прямоточных элементов котлов
При выборе тепловосприятия прямоточного элемента котла следует найти предельную температуру среды по ее зависимости от коэффициента неравномерности тепловосприятия. Для этого строят гидравлические характеристики элемента разверенной трубы при увеличенных неравномерностях тепловосприятия Т]т+Дт]т. Надежность элемента при резких изменениях режима (тепловой наброс) может быть обеспеченной, если температура среды на выходе из разверенной трубы имеет слабую зависимость от изменения Т]т. Температура среды на выходе из разверенной трубы не должна превышать температуру среды на выходе из элемента более чем на 30 °C.
Для обеспечения надежной работы прямоточных котлов при минимальных нагрузках массовые скорости потока в их элементах должны быть, как правило, не менее (pw)min = = 500 кг/(м2-с).
Гидравлический расчет элементов прямоточных водогрейных котлов. Основной особенностью прямоточного водогрейного котла является наличие на входе и выходе воды недогретой до температуры насыщения. Прямоточные водогрейные котлы выпускаются тепловой производительностью до 209 МВт для температурных графиков, характеризующихся температурой воды (на входе /выходе) 70/120, 70/150 °C. Поверхности нагрева котлов выполняются с подъемным, опускным движе-
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
гидравлический расчет циркуляционных контуров котлов
261
нием среды в элементах, а также из горизонтальных труб в конвективной части.
Другой особенностью водогрейных котлов является практически постоянный расход воды в них, определяемый гидравлическими характеристиками теплосети.
Большие расходы воды обусловливают необходимость выбора умеренных массовых скоростей в элементах водогрейных котлов (pw® 1000... 1300 кг/(м2-с)) с целью обеспечения его минимального гидравлического сопротивления (обычно Арк = 0,15...0,25 МПа).
Определение гидравлического сопротивления котла производится суммированием перепадов давлений последовательно включенных элементов:
ZjAj731I + 0,5Й(рвх + Рвых)?
где ХАрэл - гидравлическое сопротивление элементов котла; h — разность высот между входными и выходными коллекторами; рвх, рвых — удельная плотность воды соответственно на входе в котел и на выходе из него.
Условием обеспечения надежного температурного режима прямоточного водогрейного котла является отсутствие поверхностного
кипения в трубах. Наличие поверхностного кипения в обогреваемых трубах вызывает возникновение интенсивного накипеобразования на внутренней поверхности труб, так как в сетевой воде, особенно в теплосетях с открытым водозабором, содержится значительное количество соединений солей жесткости и щелочей.
Поверхностное кипение - это явление, при котором на внутренней поверхности трубы возникает кипение при температуре потока воды, меньшей температуры насыщения. Отсутствие поверхностного кипения обеспечивается при значении минимально допустимого недогрева воды до кипения (рис. 2.6.7).
А^нед min ^ст- в Ср ^пер ’ (2.6.48)
где А^ег-в “ разность температур между внутренней поверхностью трубы и средней температурой воды /в в расчетном сечении в зависимости от тепловой нагрузки q и массовой скорости потока wp; с , Ср, са - коэффициенты, учитывающие влияние давления р,
^недпип °C
80 -
60
к
40
20
10
0 Ср
200 *+00 600 800 а,кВт/мг 0 50 100 d,мм
At °C-------------------------
15
0
0,0
400 800 ц1квт/м2‘
Рис. 2.6.7. Номограмма для определения минимально допустимого недогрева воды для насыщения, при котором отсутствует поверхностное кипение (в - верхняя образующая; н - нижняя образующая
р = 2,6МПа
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАН1>
СКАЧКИ И ПУЛЬСАЦИИ ТЕМПЕРАТУР ПРИ КРИЗИСАХ ТЕПЛООБМЕНА
263
A7 = C[^/(pw)]2’47, где С - функция давления.
6)
Рис. 2.6.8. Зависимости скачка температуры ДТтах в момент кризиса теплоотдачи от массовой скорости потока ртгдля трубы диаметром 10,4 мм при давлении р = 14,7 МПа и различной плотности теплового потока q: а - по данным [4]; б - по данным [7]
Рис. 2.6.9. Зависимость скачка температуры ДТтах стенки от давления р и комплекса ^//(ри’) при ухудшении теплообмена
На рис. 2.6.9 приведены обобщенные зависимости скачка температуры ATmax от q /(pw) и давления, которые позволяют определить значение скачка температуры для заданных параметров.
Для определения минимального коэффициента теплоотдачи ocmin в закризисной области для вертикальных труб рекомендована номограмма [8], используемая для широкого диапазона значений режимных параметров: р =4...21,5 МПа, ри’ = 200...3000 кг/(м2-с), q = 100... 1000 кВ/м2 (рис. 2.6.10), которая вошла в нормы теплогидравлического расчета паровых котлов и в руководящий материал по расчету теплообмена в оборудовании АЭС (РД 24.035.05-89).
Особенности расположения труб в пространстве (горизонтальное, наклонное, вертикальное), их диаметр и конструктивное исполнение (наличие гибов и поворотов труб) сказываются как на границах перехода к ухудшенному теплообмену, так и на характеристиках пульсаций. При малых значениях pw пульсации температур начинаются на верхней образующей практически с начала закипания. При наличии гибов и поворотов зона с пульсациями повторяется после каждого поворота [2].
Как уже отмечалось, при умеренных значениях тепловых потоков повышение температуры при кризисе теплообмена может и не вызвать повреждения труб. В этом случае надежность труб определяется характеристиками пульсаций температуры стенки в зоне перехода к ухудшенному теплообмену. При переходе происходит смена режимов течения пароводяной среды (или кризис теплообмена второго рода [9]). Дисперсно-кольцевой режим течения, при котором по стенке трубы течет выпаривающаяся пленка жидкости, а в ядре потока -пароводяная смесь, сменяется дисперсным режимом. Этот переход сопровождается изменением теплоотдачи и происходит на определенном участке парогенерирующей трубы, где возникают пульсации температуры [10-12].
Как показали эксперименты, непосредственно перед возникновением кризиса теплообмена второго рода происходит кризис гидравлического сопротивления, при котором волнообразование на поверхности пленки жидкости прекращается и по стенке течет гладкая испаряющаяся микропленка жидкости, слабо подпитывающаяся влагой из ядра потока. Обычно вначале на поверхности микропленки образуются одно или несколько ’’сухих” пятен
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАНЬ
264
Глава 2.6. ГИДРОДИНАМИКА ПАРОВОДЯНОГО ТРАКТА КОТЛА
14 /2 /0 8 6 4
8
12 16 20 24 28 пм'10~г, кг/(м2'С)
Рис. 2.6.10. Диаграмма для определения минимального коэффициента теплоотдачи amin от стенки к потоку докритического давления в области ухудшенного теплообмена
(1 ккал/(м2с) = 1,163 Вт/м2; 1 ккал/(м2• ч• К) = 1,163 Вт/(м2К)
Рис. 2.6.11. Схема образования ’’сухих” пятен и формирования зоны перехода к ухудшенному теплообмену
Рис. 2.6.12. Процесс перехода от пузырькового режима кипения фреона-12 к пленочному:
1 — пленочное кипение; 2 — пузырьковое кипение; 3 — сухие пятна
с интенсивным испарением жидкости по их границам (рис. 2.6.11, а, б). Число и размеры сухих пятен увеличиваются, и граница пленки приобретает вид отдельных ’’ручьев” с ’’рваными” границами, перемещающихся между ’’сухими” участками в осевом и азимутальном на
правлении (рис. 2.6.11, в). При этом термопара, установленная на поверхности, фиксирует интенсивные пульсации (колебания) температуры.
Процесс перехода от пузырькового режима кипения фреона-12 к пленочному показан на рис. 2.6.12.
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» JIAHd
266
Глава 2.6. ГИДРОДИНАМИКА ПАРОВОДЯНОГО ТРАКТА КОТЛА
как функции частоты f = (&/ 2 л . Основное применение кривой спектральной плотности физического процесса - исследование его частотной структуры, которая, в свою очередь, дает важную информацию об основных характеристиках исследуемых физических систем.
Для построения статистических характеристик пульсаций температур используются аналоговые или цифровые методы [13]. При этом для обеспечения необходимой точности измерений предъявляются определенные требования к датчикам, к регистрирующей аппаратуре и к обработке экспериментальных данных.
Наиболее надежные данные по пульсациям температур могут быть получены экспериментальным путем. При этом датчики температур должны иметь минимальные размеры (для уменьшения искажения температурного поля), быть малоинерционными и должны устанавливаться непосредственно на поверхности, в местах возникновения пульсаций. Аппаратура должна без искажений регистрировать колебания температур в диапазоне характерных частот (как правило, 0...10 Гц) и обеспечивать возможность последующей статистической обработки данных.
Большой интерес представляет использование для измерений пленочных термопар [14],
которые изготовляют нанесением на поверхность (например, вакуумным напылением) слоя изоляции с последующим наложением пленочного термоэлектрода. В месте схода термоэлектрода с изоляции на поверхность образуется чувствительный элемент поверхность - термоэлектрод. Градуровочные характеристики, стабильность и воспроизводимость показаний таких термопар определяются опытным путем. Малая толщина (5... 10 мкм) пленок при условии хорошего контакта термоэлектрода с поверхностью позволяет практически без искажений измерять такой термопарой температуру поверхности. Разработка пленочных термопар, надежно работающих в пароводяной среде, а также выполнение герметичных выводов из полостей под большим избыточным давлением позволит с успехом использовать такие датчики при исследовании температурных режимов.
Специального рассмотрения требует учет погрешностей при локальном характере пульсаций. В этом случае при измерении температур тела на удалении от поверхности не существует надежных способов определения пульсаций температур поверхности вследствие некорректности постановки задачи и выравнивающего влияния стенки. На рис. 2.6.14 приведена одновременная запись пульсаций темпе-
Рис. 2.6.13. Типичные реализации переменных процессов и основные их параметры:
а — функция х (t); б - плотность распределения р; в - автокорреляционная функция Rx (tr);
г — спектральная плотность Gx(f); 1 - гармонический процесс с частотой fa 2 — гармонический процесс с наложением случайного шума; 3 — узкополосный случайный шум с доминирующей частотой fr;
4 — широкополосный случайный шум
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАНв
СКАЧКИ И ПУЛЬСАЦИИ ТЕМПЕРАТУР ПРИ КРИЗИСАХ ТЕПЛООБМЕНА
fti/H
Sr’S,S5K; tr^0,512e 0,3 r
6(f)
t,2 a,»
0 2 * « f,ru
Рис. 2.6.15. Статистические характеристики пульсаций температуры АТ в модели прямоточного парогенератора, обогреваемого натрием (Tn. = 661 К;р = 14,4 МПа; pw = 840 кг/(м2 с)): а - осциллограмма; б - гистограмма; в - автокорреляционная функция; г - спектральная плотность
8)
6(f)
268 Глава 2.6. ГИДРОДИНАМИКА ПАРОВОДЯНОГО ТРАКТА КОТЛА
СКАЧКИ IIПУЛЬСАЦШ! ТЕМПЕРАТУР ПРИ КРИЗИСАХ ТЕПЛООБМЕНА
269
Пример. Рассмотрим характеристики пульсаций температур, полученные в ОАО "НПО ЦКТИ" применительно к некоторым поверхностям нагрева. Как уже отмечалось, при анализе данных следует обращать внимание на граничные условия, при которых проводились измерения (задан тепловой поток или температурный напор при конвективном теплообмене) и методику' измерений.
На рис. 2.6.15 приведены данные по пульсациям температур, измеренных микротермопарами диаметром 0,5 мм, заделанных в пазах на внутренней поверхности трубы диаметром 16x2,5 из стали 12Х2М, обогреваемой натрием. Эксперименты проводились применительно к испарителю установки БН-600.
На рис. 2.6.16 и рис 2.6.17 приведено обобщение экспериментальных данных по безразмерной интенсивности 5т/(7^а — Ts} (где «ST - интенсивность пульсаций температуры; 7Na — температура натрия; Ts — температура насыщения) и эффективному периоду t( максимальных пульсаций в зависимости от массовой скорости. Как следует из статистической обработки, частоты пульсаций лежат в диапазоне /—0...5 Гц, причем основная энергия переносится на частотах f — 0...2 Гц. Интенсивность пульсаций пропорциональна температурному напору и снижается с ростом массовой скорости. Это можно объяснить тем, что в закризисной зоне коэффициент теплоотдачи с увеличением скорости растет. Эффективный период пульсаций с ростом массо-
pw, кг/f*2- с)
Рис. 2.6.16. Зависимости среднего квадратического отклонения максимальных пульсаций температуры от давления р и массовой скорости потока ри' в вертикальной трубе для *'чистой*' поверхности (- ) и поверхности
с отложениями (---):
1-р = 14,7 МПа; 2 -р = 9,81 МПа; 3 -р = 6,87 МПа
Рис. 2.6.17. Зависимости эффективного периода te максимальных пульсаций температуры от давления и массовой скорости ри> для ’’чистой” поверхности (----------) и поверхности
с отложениями (---):
О, □, А - см. рис. 2.6.16
вой скорости снижается, т.е. частоты пульсаций растут. Это можно объяснить дополнительной турбулизацией и уменьшением устойчивости жидкостной пленки с ростом массовой скорости.
Подобные данные получены и для некоторых других поверхностей нагрева.
Сведения по характеристикам пульсаций можно найти, например, в монографии [2] или в методических указаниях по тепловому и гидравлическому расчетам оборудования АЭС, в которых приведены отдельные рекомендации по характеристикам пульсаций температуры на основании экспериментальных исследований, выполненных в ОАО "НПО ЦКТИ". При отсутствии экспериментальных данных по характеристикам пульсаций температуры, сомнении в качестве измерений или представлении результатов их значения следует определить расчетным путем. Расчетные данные допускается использовать для приближенных оценок ресурса. При получении неприемлемых значений ресурса следует либо пересмотреть конструкцию, либо на этапе экспериментального обоснования предусмотреть детальное изучение температурного режима.
Особое внимание при анализе конструкции должно уделяться как пространственному расположению труб, так и наличию гибов и поворотов труб в закризисной области. По результатам исследований установлено, что если в вертикальных трубах переход к ухудшенному теплообмену локализован в незначительной по протяженности зоне (30...150 мм), положение которой чувствительно к изменению параметров (что способствует увеличе-
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАН1
270
Глава 2.6. ПВДРОДГШАЛППСА ПАРОВОДЯНОГО ТРАКТА КОТЛА
нию ресурса), то в горизонтальных трубах возникновение пульсации возможно с начала закипания. Протяженность переходной зоны значительно больше. При наличии гибов и поворотов в закризисной зоне наблюдается повторное выпадение влага на стенку с последующим испарением, также сопровождающимся пульсациями температур. Причем в данном случае зона с пульсациями привязана к поворотам и слабо чувствительна к изменению параметров, что отрицательно сказывается на ресурсе труб [2].
При расчетной оценке характеристик пульсаций следует обращать внимание на граничные условия.
Максимальный размах пульсаций температуры для заданного значения теплового потока
Д^тах ^р.к) ’
при конвективном теплообмене и заданной величине температурного напора между средами
A7L_V = АГНЯП х
.11 ц! Л. rielll
*Р.к
^р.К "^СТ ^тщ
где /?рк, 7?vx, Rcl, 7?гш термическое сопро
тивление соответственно со стороны испаряемого теплоносителя при развитом кипении, ухудшенном теплообмене, стенки и со стороны греющего теплоносителя соответственно; Д.^нап перепад температур между средами. К.
Амплитуда температурных пульсаций принимается равной размаха, а интенсивность рассчитывается по формуле £т = AT^^ / 3. Период пульсаций определя
ется исходя из физических представлений о процессе. При отсутствии данных о периоде допускается принять te = 0,5 с.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Гидравлический расчет котельных агрегатов. Нормативный метод. М.: Энергия. 1978.
2. Судаков А.В., Трофимов А.С. Пульсации температур и долговечность элементов энергооборудования. Л.: Энергоатом издат, 1989.176 с.
3. Долговечность труб НРЧ в условиях пульсирующего температурного поля / К.Л. Шах-суваров, В.А. Четвериков, А.Я. Ялова, О.Е. Та-рап И Температурный режим и гидравлика парогенераторов. Л.: Наука, 1978. С. 9 21.
4. Смолин В.И., Поляков В.К., Есиков В.И. Экспериментальное исследование кризиса теплоотдачи И Атомная энергия. 1964 Вып. 5. Т. 16. С. 417 423.
5. Herkenrath Н. Atomkemenergie. 1969. Bd. 14. N 6. S. 163 170.
6. Lee D.H. Studies of heat transfer and pressure drop relevent to subcritical once-fhrouqh evaporator // IAEA SM. 130/56/ Monaco. 1970 P. 14 20.
7. Bailey N.A., Collier LG. The estimation of tube wall temperatures in the evaporator region of sub-critical once-throuqh sodium-heated steam generators // Paper to the private meeting at the Heat Transfer Laboratory Gn.Crenoble on 7 and 8 September, 1970. P. 20 21.
8. Локшин B.A., Семеновкер И.Е., Вихрев Ю.В. Температурный режим пароге-нерирующих труб // Тр. ЦКТИ. 1985. Вып. 58. С. из’ 122.
9 Дорощук В.Е. Кризисы теплообмена при кипении воды в трубах. М.: Энергия, 1970. 210 с.
10. Колебания температуры стенки парогенерирующей трубы при обогреве ее электрическим током и натрием в зоне ухудшенного теплообмена В.А Воробьев и др. // Исследование критических тепловых потоков в пучках стержней. М.: Атомиздат, 1974.148 с.
11. Некрасов А.В., Логвинов С.А., Тестов И.Н. Кризис теплоотдачи в парогенерирующей трубе при обогреве жидкометалличе-ским теплоносителем // Атомная энергия 1975. Вып. 1.Т. 30. С. 20 23.
12. Температурный режим парогенерирующих труб, обогреваемых высокотемпературным теплоносителем в области ухудшения теплообмена при кипении / Д.М. Калачев и др.; под ред. И.П. Гинзбурга И Тепло- и массопере-нос. Минск: Ин-т тепло- и массообмена АН БССР, 1972. Т. 2,ч. 1. С. 346 351.
13. Бендат Дж., Пирсол А. Измерение и анализ случайных процессов. М.: Мир, 1971. 408 с.
14 Исследование температурных полей пленочными поверхностными термопарами / Д.Ф. Симбирский и др. // Теплоэнергетика. 1970. №8. С. 53 56.
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань>
АЭРОД1ПЕАЛПГЧЕСК1Ш РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК
271
Глава 2.7
АЭРОДПНААШЧЕСКИП РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК
Целью аэродинамического расчета явля ется выбор необходимых тягодутьевых машин (ТДМ) для преодоления сопротивлений воздушного и газового трактов котельной установки и оптимизации элементов газовоздушного тракта для конструирования газовоздухо проводов.
В котлах под разрежением раздельно рассчитываются перепады давлении в воздушном и газовом трактах. Основная часть воздушного тракта (от вентилятора до входа в топку) находится под давлением, а газовый тракт под разрежением.
В котлах под наддувом весь газовоздушный тракт рассчитывается совместно и находится под давлением дутьевых машин. В качестве дутьевых машин могут применяться дутьевые вентиляторы, подающие воздух в топку для горения, компрессоры, газотурбинные установки и газопоршневые машины (при работе котлов в различных схемах парогазовых и энерготехнологических установок!
Производительность дутьевых вентиляторов, м3/с,
дв — -Sp^' (Ч-Т Ао.т + Аавп) х
Ав + 273 х_ХВ-----.
273
объемный расход газов перед дымососом, м3/с, *А L \ /А / J
где расчетный расход тошшва, кг/с; Jz° теоретическое количество воздуха (при давлении 0,1013 МПа и 0 °C! необходимое для сгорания 1 кг топлива, м3/кг; теоретический объем продуктов сгорания (при давлении (0,1013 МПа и 0 °C) при сжигании 1 кг тошшва при избытке воздуха а = 1, м3/кг; ат и ад избытки воздуха соответственно в топке и перед дымососом; Аат и Аапл присосы воздуха соответственно в топке и системе пы-леприготовления; Аавп перетечки воздуха в газы в воздухоподогревателе; /хв и /д тем пература соответственно холодного воздуха и газов перед дымососом.
Производительность различных дутьевых машин парогазовых и энерготехнологических установок определяется по их характеристикам и выражается массовым расходом (кг/с) для компрессоров или объемным расходом (м3/с) для газопоршневых машин.
Для котлов-утилизаторов, в том числе парогазовых установок без дожигания топлива перед котлом-утилизатором, объем продуктов сгорания перекачиваемой среды определяется произведением массового расхода на плотность среды, определенной по ее составу.
Для котлов парогазовых установок с сжиганием топлива в котле или перед котлом объемный расход перекачиваемой среды на каждом участке тракта определяется по видоизмененным формулам норм [1] в связи с объемной концентрацией кислорода в окислителе менее чем 21 %. Эти же формулы могут использоваться и при сжигании топлива в обогащенном кислородом воздухе (более 21 %).
Перепад полных давлений по газовому тракту при уравновешенной тяге, Па,
ДРп
где A pt суммарное сопротивление всех
участков газового тракта на участке топка выход из дымовой трубы, включающее все необходимые поправки (плотность, давление, запыленность дымовых газов); А рс суммарная самотяга газового тракта, включая дымовую трубу; разрежение на выходе из топки, обычно принимается 20 Па.
Перепад полных давлений в воздушном тракте (при уравновешенной тяге), Па,
где A Pi суммарное сопротивление воздушного тракта на участке от забора воздуха до выхода из горелок, Па, рс суммарная самотяга воздушного тракта, Па; р'т разрежение в топке на уровне ввода воздуха.
По приближенной формуле
Х=Х±0,95Я',
где Н' расстояние по вертикали между выходом газов из топки и вводом воздуха; знак "+" ставится при вводе воздуха ниже выхода
ЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА Д)
Издательство «Ланы ЛАН?
272
ГЛАВА 2.7. АЭР0ДННААПГЧЕСК1Ш РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК
газов из топки; знак " " при инвертных топках, в которых воздух вводится выше выхода газов из топки.
Самотяга на любом участке газовоздуш-ного тракта, включая дымовую трубу, Арс=+9,8Яуч(ро р),
где разность высотных отметок рас
считываемого участка, м; ро плотность наружного воздуха; р средняя по высоте участка плотность среды; знак "+" при движении потока вверх; знак " " при движении вниз.
При работе под наддувом перепад полных давлении во всем тракте
АРл=(ЕАА_Е-Ро)в +
+ (ЕАА-Р.)г±0.95Я'.
где индексы "в" и "г" относятся соответственно к воздушной и газовой частям тракта.
Все сопротивления Д рг при расчетах разделяют на следующие [1,2]:
трения при продольном потоке, в том числе при продольном движении в пучках труб;
местные, обусловленные изменением направления движения или конфигурации канала:
поперечно омываемых трубных пучков.
В расчетах Д р- (вместо учета для каждого участка тракта переменного значения параметров перемещаемой среды) предварительно принимается, что перемещается сухой воздух при действительных температурах на каждом участке тракта и постоянном (нормальном) абсолютном давлении вдоль всего тракта pG = 101 325 Па, а затем вносятся поправки, учитывающие сжатие (разрежение) среды в тракте, действительное барометрическое давление в месте установки, действительную номинальную плотность перемещаемой среды, запыленность [1].
Расчетная производительность тягодутьевой машины, м^с,
0 = 13 Ро • Р
расчетное давление тягодутьевой машины, Па,
Рр =1Ш>
где F расход газов или воздуха, м3/с; Д рп перепад полных давлений: Z число тягодутьевых машин на котле; ря барометрическое давление; рвх избыточное давление (разрежение) на входе в тягодутьевую машину; Pj и Р2 коэффициенты запаса соответственно по производительности и давлению (табл. 2.7.1).
Запасы по производительности и давлению для тягодутьевых машин других отраслей промышленности могут приниматься отличными от приведенных или вообще не приниматься.
Для выбора тягодутьевой машины или определения ее соответствия требуемым значениям 6р и рр необходимо привести значение Рр к плотности среды, для которой предприятием-изготовителем дается характеристика машины по следующей формуле:
пр _ Р
Рр ~ п Рр ’
Рзав
где р плотность среды, проходящей через тягодутьевую машину; рзав плотность среды, для которой приведена заводская характеристика.
2.7.1. Коэффициенты запаса для тягодутьевых машин различных типов, используемых в энергетике
Коэффициент запаса
Тягодупьевая машина
Дутьевой вентилятор и дымосос
Дутьевой вентилятор и дымосос при расчете котла на пиковую нагрузку
Дымосос рециркуляции газов и вентилятор рециркулирующего воздуха
1,1 1,2
1,03 1,05
1,05 1,1
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань>
ЭТАПЫ СОЗДАНИЯ ОТЕЧЕСТВЕННОЙ HOPKLATHBHOH ДОКУЪЕЕНТАЦПП
273
Характеристики обычно составлены для фиксированных условии: плотности сухого воздуха при давлении 101 325 Па и следующих значениях температуры, К: 303 для дутьевых вентиляторов, 373 или 473 для дымососов, 673 для вентиляторов горячего дутья и дымососов рециркуляции газов и др.
Выбор тягодутьевой машины рекомендуется производить так, чтобы расчетная рабочая точка на характеристике машины с 6р и Ррр располагалась в рекомендуемой зоне с возможно высоким КПД. Для этой точки отсчитывается по характеристике или рассчитывается потребляемая мощность на валу, кВт,
^=^0-3,
ч,
где Т)в КПД на валу; коэффициент, учитывающий сжимаемость среды; Ц/ « 1 — 0,36, где и pj полное абсолютное давление соответственно, создаваемое тягодутьевой машиной перед ней.
При определении мощности по характеристике 6 от N действительная мощность находится как произведение мощности, полученной по характеристике, на отношение плотностей перемещаемой среды и той, для которой составлена характеристика.
Установленная мощность двигателя, кВт,
где Рз = 1,05 коэффициент запаса.
Вопросы выбора количества параллельно работающих тягодутьевых машин, их совместной работы, пусковые характеристики, шум и абразивный износ рассмотрены в [3].
СПИСОК ЗПГГЕРАТУРЫ
1. Аэродинамический расчет котельных установок. Нормативный метод. Л.: Энергия, 1977. 148 с.
2. Идельчик И.Е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям. М.: Машиностроение, 1992.671 с.
3. Вентиляторы и дымососы котельных установок: Справочник. СПб.: НПО ЦКТИ, 1993.
4. Шатиль А.А. Расчетное исследование топочных устройств. СПб.: НПО ЦКТИ. 226 с.
Глава 2.8
ПРОЧНОСТЬ И РЕСУРС ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛА
2.8.1. ЭТАПЫ СОЗДАНИЯ ОТЕЧЕСТВЕННОЙ НОРМАТИВНОЙ
ДОКУМЕНТАЦИИ
В связи с развернувшимся в России созданием и эксплуатацией паровых машин и котлов, в том числе судовых и паровозных, в 1843 г. правительством было принято решение о включении в "Устав о промышленности фабричной и заводской" статьи о требованиях безопасности для котлов. Через 50 лет в 1893 г. были введены первые правила котлонадзора, переизданные в 1911 г.
Котлостроение России началось с производства котлов на Ленинградском металлическом заводе (ЛМЗ) в 1922 1923 гг., а первые "Правила устройства, содержания и освидетельствования паровых котлов" были приняты в 1920 г. и переизданы в 1923 г.
В период реализации плана электрификации страны ГОЭЛРО в 1927 г. был основан институт (впоследствии Центральный котлотурбинный институт им. И.И. Ползунова), задачей которого была разработка совместно с заводами котлов и турбин на базе научных исследований и опыта освоения оборудования в станционных промышленных условиях. В это время подготавливался переход на новую ступень давления 35 атм.
В 1929 г. вышла новая редакция правил котлонадзора с включением дополнительных требований к пароперегревателям, экономайзерам и котлам высокого давления. Создание нового поколения отечественного оборудования в 30-е годы, что потребовало разработки нормативных документов, определяющих технические требования к проектированию и оценке надежности оборудования, работающего под давлением. С 1934 г. тепловые электрические станции оснащалась котлами только отечественного производства. В послевоенные годы разработана основополагающая нормативно-техническая документация: нормы теп левого расчета котлоагрегатов (1947 г.) и нормы гидравлического расчета (1950 г.).
За 70-летний период развития энергетики специалистами ЦКТИ выпушено семь редакций «Норм расчета на прочность элементов котлов и
ЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА К
Издательство «Ланы ЛАН?
274
Глава 2.8. ПРОЧНОСТЬ И РЕСУРС ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛА
трубопроводов» [1 6], над созданием которых работали: И.Е Брауде, А.Э Данюшевский, Л.М. Качанов. В.А. Ларичев. М.Н. Шашин. С.М. Шварцман (1937 1950 rrj; А.Э. Данюшевский, А.А. Захаров, М.Н. Кац, В.А. Ларичев (1950 1956 гт.), Л.М. Качанов, А.А. Захаров, М.Н. Кац, А.В. Станюкович, С.И. Мочан (1965 г.); А.А. Захаров, М.Н. Кац, Б.В. Зверьков, В.Н. Земзин, И.А. Данюшевский (1975 г.); Б.В. Зверьков, В.Н. Земзин, И.А. Данюшевский, Д.Л. Костовецкий, П.В Белов. Т.А. Ди дук(1985 г.р
В 1998 г. разработаны «Нормы расчета на прочность стационарных котлов и трубопроводов пара и горячей воды» РД 10-249-98 (в дальнейшем нормы прочности), в составе редакционной коллегии которых принимали участие: В.С. Котельников, Н.А Хапонен. А.А. Шельпяков (Госгортехнадзор России); Ю.К. Петреня, Е.Э. Гильде, А.В.Судаков, А.А.Чижик, И.А. Данюшевский, П.В. Белов, А.М. Рейнов (ОАО "НПО ЦКТН"); НА. Маху-тов, А.Н. Романов, Ю.Х. Хуршудов, Л.Е. Ильинская (Институт машиностроения).
Эти нормы должны применяться совместно с "Правилами устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов" (ПБ 10-574-03), "Правилами устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды" (ПБ 10-573-03). "Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением" (ПБ 03-576-03), так как в них указаны требования к применяемым материалам и полуфабрикатам.
Практическое значение норм прочности связано в первую очередь с тем, что в них аккумулирован многолетний опыт разработки и эксплуатации объектов котлонадзора, интегрированы и взаимно согласованы методы рас четов на прочность и требования к материалам и полуфабрикатам, к технологиям изготовления, монтажа и ремонта, учтен опыт разработки и применения зарубежных нормативных документов ASME (Pressure Vessels and Boiler Codes), TRD (Technische Regein fur Dampfkes-sel .Taschenbuch-Ausgabe), EN и др.). Нормы прочности лежат в основе требований к техническому освидетельствованию и диагностированию, к сертификации безопасности отечественного и импортного оборудования тепловой промышленной и коммунальной энергетики, к продлению ресурса энергооборудования.
2.8.2. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПО РАСЧЕТУ НА ПРОЧНОСТЬ ЭЛЕМЕНТОВ, РАБОТАЮЩИХ ПОД ДАВЛЕНИЕМ
Основными параметрами, используемыми при расчете на прочность, являются:
расчетное давлениер, МПа;
расчетная температура стенки Z, °C;
временное сопротивление металла на разрыв <5В, МПа;
условный предел текучести металла при остаточно деформации 0,2 % МПа;
условный предел длительной прочности прирастяжении на ресурс 2 -105 ч 5 , МПа;
условный предел ползучести при растяжении, обусловливающий деформацию в 1 % за 105 ч g I s, МПа;
yio5 ’
номинальное допускаемое напряжение [с], МПа;
номинальная толщина стенки мм;
суммарная прибавка к толщине стенки с. мм;
наружный диаметр Da, мм;
внутренний диаметр D, мм;
средний диаметр Dm, мм;
коэффициент прочности ф;
высота выпуклой части днища h, мм;
расстояние от центров отверстий до середины днища е, мм;
коэффициент, учитывающий ослабление днища отверстием, г;
осевая сила от веса (2^, Н;
изгибающий момент от весовых нагрузок Л4р, Н - мм;
крутящий момент Н - мм;
крутящий момент ол весовых нагрузок ЛДд, Н - мм;
изгибающий момент от самокомпенсации Aibc, Н мм;
крутящий момент от самокомпенсации Н - мм;
площадь поперечного сеченияД мм2;
момент сопротивления JV, мм3
В основу принятых в нормах прочности методов расчета положены принципы оценки по следующим предельным состояниям:
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань>
ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПО РАСЧЕТУ НА ПРОЧНОСТЬ ЭЛЕМЕНТОВ
275
кратковременному разрушению (вязкому и хрупкому);
разрушению в условиях ползучести при статическом нагружении;
пластической деформации по всему сечению детали;
накоплению предельно допустимой деформации ползучести;
циклическому накоплению пластической деформации, которое приводит к недопустимому изменению размеров или квазистатиче-скому разрушению;
возникновению макротрещин при цикли ческом нагружении;
потере устойчивости.
Прочность деталей, методы расчета которых в нормах прочности не приводятся, должна быть подтверждена изготовителем в результате проведения испытаний моделей или образцов либо расчетами на прочность, согласованными со специализированными научно-исследовательскими организациями. При этом должно быть обеспечено соблюдение запасов прочности не менее установленных настоящими нормами прочности.
Расчет на прочность оборудования и трубопроводов при проектировании проводят в два этапа:
расчет по выбору основных размеров;
поверочный расчет.
При оценке прочности оборудования и трубопроводов должны полностью удовлетворяться требования расчета как по выбору основных размеров, так и поверочного. При выполнении расчета по выбору основных размеров учитывают действующее на оборудование и трубопроводы давление (внутреннее и наружное), а для болтов и шпилек силу затяга.
В качестве основных характеристик ма териалов, используемых при определении значений допускаемых напряжений, приняты временное сопротивление, пределы текучести, длительной прочности и ползучести (при ограничении деформации). Допускаемые напряжения устанавливают по указанным характеристикам введением соответствующих запасов прочности.
В основу формул, используемых при расчете по выбору основных размеров, положен метод предельных нагрузок, соответствующих следующим предельным состояниям: вязкому разрушению, охвату пластической
деформацией всего сечения оборудования или трубопровода, потере устойчивости и достижению предельной деформации.
После расчета по выбору основных размеров проводят поверочный расчет, включающий:
расчет на статическую прочность;
расчет на устойчивость;
расчет на циклическую и длительную циклическую прочность;
расчет на сопротивление хрупкому разрушению.
Методика расчетов на прочность предусматривает выполнение расчетов в прямом и обратном порядке. При прямом порядке расчетов определяется номинальная или допустимая толщина стенки по заданному или принятому расчетному давлению, при обратном порядке допустимое давление по фактической или но минальной толщине стенки. Обратный порядок расчета может быть контрольным расчетом Выбор порядка расчета определяет организация, выполняющая расчет.
При температурах, не вызывающих ползучесть материала конструкции, расчет по предельным состояниям проводят с использованием кратковременных характеристик прочности, пластичности и сопротивления деформированию материала, не зависящих от времени. Если эксплуатация оборудования и трубопроводов происходит при температурах, вызы вающих ползучесть материала, то расчет проводят по предельным состояниям с использованием характеристик кратковременной и длительной прочности, кратковременной и длительной пластичности и ползучести.
Расчетные нагрузки. При выполнении расчетов на прочность необходимо учитывать все нагрузки и факторы, которые могут иметь место, а также вероятность их одновременного возникновения. К расчетным нагрузкам относятся:
внутреннее и наружное давление; весовые нагрузки;
самокомпенсация температурных расширений;
реактивные силы, передаваемые от опор, креплений трубопроводов;
ветровые и сейсмические воздействия
Расчетное давление р избыточное давление рабочей среды в оборудовании, по
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань>
276
Глава 2.8. ПРОЧНОСТЬ II РЕСУРС ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛА
котором} производится расчет на прочность данной детали. Оно должно приниматься с целью обеспечения расчетом на прочность, надежности детали в условиях испытаний и эксплуатации.
Расчетное давление должно быть равно максимальному давлению рабочей среды, возможном}' для данной детали в нормальных условиях эксплуатации, или больше. Необходимость превышения расчетного давления над рабочим, а значение этого превышения должны определяться с учетом особенности конструкции котла и его комплектации (например, с учетом наличия предохранительных клапанов). назначения котла и опыта эксплуатации котла данного типа
Расчетное давление детали котла следует принимать равным расчетному давлению рабочей среды на выходе из котла (пароперегревателя), увеличенному на потерю давления от гидравлического сопротивления на участке между расчетной деталью и выходом рабочей среды из котла. Потеря давления должна определяться при максимальном расходе среды. Для элементов, заполненных водой, следует прибавить гидростатическое давление столба воды, расположенного над нижней частью расчетного элемента. Гидростатическое давление и потери гидравлического сопротивления принимаются в расчет, если их сумма равна шли превышает 3 % расчетного давления.
Расчетное давление рабочей среды на выходе из котла должно приниматься равным номинальному давлению при номинальной температуре и паропроизводительности (шли номинальном расходе воды для водогрейного котла), увеличенному на положительное отклонение, вызванное регулированием значения номинального давления, если это отклонение превышает 3 %. Расчетное давление в трубах поверхностей нагрева принимается равным давлению рабочей среды на входе в рассчитываемый пакет (в соответствующем коллекторе, барабане котла шли полости теплообменника).
Кратковременное повышение давления при полном открытии предохранительных клапанов в расчете можно не учитывать, если при максимальной производительности котла оно не превышает 10 % рабочего давления. Если это условие не соблюдается, то расчетное давление должно приниматься равным 90 % давления при полном открытии предохранительных клапанов.
Во всех случаях расчетное давление должно приниматься не менее 0,2 МПа.
Если элемент конструкции одновременно нагружен внутренним и наружным давлением, то за расчетное давление принимают разность этих давлений, при которой расчетная толщина стенки получается максимальной.
Расчетная температура. Под расчетной температурой стенки t следует понимать тем пературу металла, по которой выбирается значение допускаемого напряжения для рассчи тываемой детали котла.
Расчетную температуру стенки деталей, не обогреваемых горячими газами пли надежно изолированных от обогрева извне, следует принимать равной температуре содержащейся в ней рабочей среды без учета допусков по отклонению температуры рабочей среды от номинальной, установленных ГОСТ 3619, ГОСТ 21563, ГОСТ 22530. Детали считаются надежно изолированными, если обеспечены условия, при которых повышение средней температуры стенки от тепловосприятия извне не будет превышать 5 °C. Для экранов это условие соблюдается, если просвет между экранными трубами шли между плавниками труб не более 3 мм
За расчетную температуру стенки обогреваемых деталей следует принимать среднее арифметическое значение температур наружной и внутренней поверхности стенки в наиболее нагретой части детали, определенных теплотехническим расчетом шли измерением.
Расчетную температуру стенки необогре-ваемых деталей котлов следует принимать равной температуре среды на входе в расчетный элемент (при отсутствии внутри детали греющих теплообменников шли при размещении в ней охлаждающего теплообменника) или равной температуре среды на выходе из детали (при размещении в ней греющих теплообмен ников).
Если избыточное давление горячих газов больше 0,1 МПа, то расчетная температура стенки обогреваемых деталей должна приниматься по тепловому расчету шли по данным измерений температуры
Расчетную температуру стенки деталей котлов в пределах котла следует принимать не ниже 250 °C.
Толщина стенки и прибавки. Расчетная толщина стенки Sr должна определяться по заданным значениям расчетного давления и номинального допускаемого напряжения с
ЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА Д)
Издательство «Ланы ЛАН?
ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПО РАСЧЕТУ НА ПРОЧНОСТЬ ЭЛЕМЕНТОВ
277
учетом ослабления отверстиями и (или) сварными соединениями.
Номинальная толщина стенки х должна приниматься по расчетной толщине стенки с учетом прибавок с и округлением до ближайшего большего размера, имеющегося в сортаменте толщин соответствующих полуфабрикатов. Допускается округление в меньшую сторону не более 3 % принятой окончательно номинальной толщины стенки.
Допустимая толщина стенки [л] должна определяться по расчетной толщине стенки с учетом эксплуатационной прибавки Сг-
Фактическая толщина стенки Sf . полученная непосредственными измерениями толщины готовой детали при операционном и (или) эксплуатационном контроле, должна быть не менее допустимой толщины стенки. Точность измерительного прибора, используемого при определении Sf, следует учитывать, если его погрешность больше 1 %.
Прибавки к расчетной толщине стенки следует подразделять по назначению:
производственная с^, компенсирующая возможное понижение прочности детали в условиях изготовления детали за счет минусового отклонения толщины стенки полуфабриката, технологических утонений и др.;
эксплуатационная С2, компенсирующая возможное понижение прочности детали в условиях эксплуатации за счет всех видов воздействия: коррозии, механического износа (эрозии) и др.
Производственная прибавка С] состоит из прибавки, компенсирующей минусовое отклонение Сц, и технологической прибавки с12 ' С] = = Сц -t- С12-
Значение прибавки Сц следует определять по предельному минусовому отклонению толщины стенки, установленному стандартами или техническими условиями на полуфабрика ты; значение прибавки С12 должно определяться технологией изготовления детали и принимается по техническим условиям на изделие.
Допускаемые напряжения, запасы прочности и коэффициенты прочности сварных соединений. Под номинальным допускаемым напряжением [с] следует понимать напряжение, используемое для определения расчетной толщины стенки детали или допустимого давления по принятым исходным данным и марке металла.
и теплоустойчивая сталь ....
Аустенитная хромоникелевая
Допускаемые напряжения и указания по их выбору применимы для использования металлов и полуфабрикатов, которые разрешены правилами Ростехнадзора.
При определении номинальных допускаемых напряжений значения кратковременных или длительных гарантируемых механических характеристик принимают по данным государственных или отраслевых стандартов или технических условий.
Уровень расчетных характеристик используемых металлов и полуфабрикатов должен быть подтвержден статистической обработкой данных испытаний, периодическим контролем качества продукции не реже одного раза в 5 лет.
Формулы для определения номинального допускаемого напряжения [о], не зависящего от расчетного ресурса, или для расчетного ресурса 2 • 105 ч приведены ниже.
Углеродистая
°в . Co,2/t . C210S/< . °1/210s 2,4' 1,5 ' 1,5 ' 1,0
°в . °1/105/< °2105/г °1/2105Ц 3,0' 1,5 ' 1,5 ' 1,0
Формулы для определения допускаемого напряжения при вычислении пробного давления приведены ниже.
Углеродистая, теплоустойчивая и аустенитная сталь
(катаная и кованая)..............
Стальные отливки.................
Номинальные допускаемые напряжения для углеродистых, марганцовистых, хромомолибденовых. хромомолибденованадиевых. хромистых и аустенитных сталей на ресурс 104. 105, 2 • 105, 3 • 105 ч приведены в РД 10-249-98.
Если в нормах прочности 1950 г. регламентировались расчетные характеристики прочности сталей (временное сопротивление, предел текучести и ползучести) и коэффициентов запасов прочности [1], то в нормах 1956 г. установлены значения допускаемых напряжений для типовых элементов котла (барабанов, коллекторов, труб), изготовленных из углеродистых (Ст2,СтЗ,10,20,20К,22К) и легированных (12МХ, 15ХМ, 12Х1МФ и др.) сталей (табл. 2.8.1) [2]. Для других элементов котла, а также для ухудшающих прочность конструк
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань>
278
Глава 2.8. ПРОЧНОСТЬ И РЕСУРС ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛА
тивных и эксплуатационных особенностей элементов допускаемое напряжение определялось с учетом коэффициента Г] (табл. 2.8.2):
[п] = 'пИ’
где т) [а]* нормируемое напряжение.
По мере накопления результатов испытаний на длительную прочность значения допускаемых напряжений уточнялись в 1958. 1965 и 1975 тт. В нормах прочности 1975 г. была приведены допускаемые напряжения на 200 тыс. ч, а в нормах 1985 г. на 300 тыс. ч как рекомендуемые.
2.8.1. Коэффициенты запасов прочности
Год Расчет Коэффициент
1950 По временному сопротивлению 4,5
По условному пределу текучести 2
1956 По временному сопротивлению 3
По условному пределу’ текучести 1,65
По условному пределу ползучести 1
1965 1975 По временному сопротивлению 2,6
По условному пределу’ текучести 1,5
По условному пределу ползучести 1
1985 1998 По временному сопротивлению 2,4
По условному пределу текучести 1,5
По условному пределу ползучести 1
2.8.2. Поправочный коэффициент
к номинальному допускаемому напряжению
Год Элементы котла Л
1956 Барабаны и коллекторы: необогреваемые обогреваемые Трубы поверхностей нагрева Трубопроводы Глухие днища Днища с неукрепленными отверстиями 1 0,9 1 0,85 1 0,95
1965 Необогреваемые барабаны и трубы поверхностей нагрева Обогреваемые барабаны Жаровые трубы Плоские днища со стыковым сварным швом 1 0,9 0.5 0,75
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКАД
Издательство«Лань» ЛАН1
МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТОЛЩИНЫ СТЕНКИ ЭЛЕМЕНТОВ
279
2.8.3. Коэффициенты прочности сварных соединении ср№
Нормы расчета на прочность, год Сварные соединения <pw
1950 Все виды стыковых швов, подвариваемых со стороны корня шва, а также с двусторонним проваром, выполненных
автоматической электродутовой под слоем флюса 0,95
Все виды стыковых швов, свариваемых только с одной стороны Все виды стыковых швов, свариваемых с одной стороны, но 0,7
имеющих со стороны вершины шва подкладку или кольцо 0,9
1985 1998 Углеродистой, низколегированной марганцовистой и
хромомолибденовой, а также аустенитной стали Хромомолибденованадиевой и высокохромистой стали при ресурсе до 200 тыс. ч при сварке: 1
электрошлаковой сварке ручной дуговой, контактной стыковой, автоматической стыковой под флюсом для расчетной температуры, °C: 1
510 и менее 1
530 и более 0,7
EN 12 952-3 При выполнении неразрушающего контроля 1
При выборочном контроле 0,85
При отсутствии неразрушающего контроля 0,7
Коэффициенты прочности сварных соединений пересматривались при каждом пересмотре норм прочности исходя из того, что качество сварных соединений элементов во всех случаях обеспечивается высокой технологией сварки и соответствующим контролем качества, в том числе 100 %-ной проверкой шва неразрушающими методами (радиографией ичи ультразвуком) по всей длине шва для продольного шва под давлением и поперечного шва при растяжении (табл. 2.8.3).
2.8.3. МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТОЛЩИНЫ СТЕНКИ ЭЛЕМЕНТОВ, РАБОТАЮЩИХ
ПОД ВНУТРЕНМ ЕМ ДАВЛЕНП ЕМ
Цилиндрические барабаны и коллекторы. Анализ многочисленных опытных данных показал, что фактические значения предельного давления находятся между' значениями, определяемыми по формулам (2.8.2) и (2.8.31 приведенным в табл. 2.8.4. С учетом целесообразность выбора одной формулы для всех случаев расчета (по предельному состоянию, скорости ползучести и по кратковремен
ному и длительному разрушению) в нормах 1965 1998 гг. принята формула (2.8.3).
Формула (2.8.3) пригодна для расчета барабанов и коллекторов, содержащих воду, пароводяную смесь или насыщенный пар, при
S — C соблюдении следующего условия: -----< 0,2
Это условие получено при условии, что на г =R допускается 0.8
Da 2о0,2 + Р 2 °0.2 О’8°о,2
Расчетная формула (2.8.2) для определения толщины стенки барабанов, коллекторов, имеющих ослабления в виде рядов и полей отверстии, а также сварных швов переработана. В ее основу? положено условие
°осл — целое • (2.8.4)
Трубы поверхностей нагрева и трубопроводы. Расчетные формулы приведены в табл. 2.8.5.
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань>
280
Глава 2.8. ПРОЧНОСТЬ И РЕСУРС ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛА
2.8.4. Расчетные формулы для цнлнндрическнх барабанов и коллекторов по различным нормам
Год Расчетные формулы
1939 5 = г —h с (среднее окружное напряжение)
1950 pD s = [=— 1- с (приведенные напряжения на основе энергетической (2.3[с ]- р)ф теории прочности) (2.8.1)
1956 »£) 5= р-ч he (условие Мизеса Губера); 2.3<р|с]-р * 2 , D„ _ р - —=gg 2 ln = 2.3g0 2 (предельное состояние) (2.8.2)
1965 1998 pD s = —рр h с (условие Сен-Венана Треска); 2ф[о]-р * D s P =c0 2^n—^ = 2cq2 (предельное состояние) (2.8.3) Z2
2.8.5. расчетные формулы для труб поверхностей нагрева и трубопроводов по различным нормам
Год Наименование
1956 Прямая труба pD.. s = p-j h с (условие Мизеса Губера); 2.3 [о]+ p i Pi z ч p - —=Gq 2 = 2,3c0 2 (предельное состояние). V3 ’ D ’ Dm Формула действительна при условии < 1,6 Da—2(s—c)
1965 1975 Прямая труба Р&а S = г q— +С . 2[о] + р 5 — Ci Формула действительна при условии < 0.25 для отводов: Cj — — Cq), где Aj коэффициент, зависящий от значения минусового допуска по толщине стенки трубы и радиуса гиба; с2 = A2(s —Ci), где Аг коэффициент, зависящий от овальности гиба и величины з'о /Рй; so минимальная расчетная толщина стенки при ср = 1 и с = 0
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань>
методы определения толщины стенки элементов
281
Продочм-сниетипов 285
Гоп Ншмениеанш
1985 -1998 Прямая труба S = S Е + С = + С Формула действительна при условии (s — с) ! Ра < 0.25 Отвод (гиб) sRi = sR-K-iXi = 1- -- 3) на внешней, внутренней и нейтральной сторонах. где горовые коэффициенты A't = (4R/Pa + 1)/(4й/Рй + 2), К2 = (4Rf P^—1)/(4R/Лл —2), Къ = 1, коэффициенты формы для гибов из углеродистой, легированной и аустенитной сталей, температура стенки которых не превышает 350,400,450 tC, Уг = 0,12(1 + ^1 + 0,4&7/cz); У2 = *з = 0,12(1 + 71 + 0,4Ь/а); для гибов из углеродистой. легированной и аустенитной сталей, температура стенки которых выше 350,400,450 °C. rt = 0,4(1 + 71 + 0,015&7M); У2 = Уг; У3 = 0,4(1 + 71 + 0,015б/<ау, b = sRIPa\ q = 2bR!Pa + 0,5, а - овальное ть. • о. £сли 11,1*2,13 меньше 1, го их следует принимать равными 1 При Ъ < 0,03 значения коэффициентов 1), 12,13 принимают равными значению, полученному при Ь = 0.03 Если вычисленное значение £ > 1, то принимают q = 1
Конические переходы. Расчет на прочность конических переходов представлен в ОСТ 108 031 02, и в последующих редакциях (ОСТ 108 031 08 - ОСТ 108 031 10) корректировались формулы пригодности.
Номинальная голшина стенки конического перехода должна быть не менее определенной по формуле (рис. 2.8 1)
рР |с
2[о]<р11,соно-р
Пределы применимости следующие
0,005 js——— <0,1, а <45",
Рис. 2.8.1. Схема конического перехода
Выпуклые и плоские днища. Расчетные формулы для дниит приведены в табл. 28 6
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство <Лань>
282
Глава 2.8. ПРОЧНОСТЬ II РЕСУРС ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛА
2.8.6. Расчетные формулы для днищ по различным нормам
Год Расчетные формулы
Выпуклые днища под внутренним давлением
О
1950 pDav s — —+ с (из условия местных напряжении, в переходной зоне и лазового отверстия), где т - фактор формы: принимается в зависимости от величин отношений hfDa и (е+ d)/Da
1956-1965 pD D s = —р-й 1- с (предельное состояние), 4л[<т]-р 2h где z — 1 при — < 0,7 . D D Формула справедлива при условии 0,2 < hlDa < 0,3/г < 0,5 (1956 г.) и h/Da > 0,2; (5 - c)/Da < 0,1; d/Da < 0,6 (1965 г.)
1975 1998 pD D s = —j—; 1- с (предельное состояние). 4<p|nJ-p 2h Формула справедлива при условии h/Da > 0.2; (s - c)/D„ < 0.1; d/Da < 0.6
Плоские днища (крышки)
1950 Глухое днище
+ С (пРедельное состояние)
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАН1
МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТОЛЩИНЫ СТЕНКИ ЭЛЕМЕНТОВ
283
Продолжение табл. 2.8.6
Год Расчетные формулы
1956 Глухое днище или имеющее центральное неукрепленное отверстие диаметром d < 0,62? 0,935 /о,19р, 2? 2 „ 5j = — | — (—) -1 . Формула справедлива при 1—0,43—’ М S D -^->11,2(—)2; -^—<2,9—^— [и] D [и] 5+2?
1965 5т = —— + с , где к = 0,41(1 — 0,23—) ; для днища без ММ *1 отверстия Ац = 1; для днища с отверстием к$ = 1 — ^,43d/D при d!D< 0,35 , kQ = 0,85 при 0,35 < d/D < 0,75
1975 5j = + с , где к = 0,447с,; к = 0,47кх: к = 0,55/с,; ММ к =0,53; к = 0,45; 7q=O,76...1 коэффициент,учитывающий жесткость соединения плоского днища с обечайкой; для днища без отверстия 7с0 = 1; для днища с отверстием 7с0 = 1 — tybSd/D при d /D < 0,35 ; к0 = 0,77 при 0,35 < d/D < 0,75
1985 1998 5j = 1—— 1- с, где к = 0,42/q; к = 0,4571]; к = 0,55^; к = 0,53; А = 0,35; кх =0,76...1 коэффициент,учитывающий жесткость соединения плоского днища с обечайкой; для днища без отверстия 7с0 = 1; для днища с отверстием 7^ =1/^1+<2/2>+(<272?)2
Определение коэффициентов прочности. Расчетные формулы для определения коэффициентов прочности ср ослабления отверстиями приведены в табл 2.8.7
Методика определения допустимого диаметра неукрепленного отверстия в обечайках основана на том, что площадь сечения металла, изъятого из корпуса при присоединении штуцера, должна быть компенсирована площадью сечения избыточной толщины корпуса и/или добавочного металла извне, т.е. избыточной толщиной штуцера и накладкой, при этом расположение компенсирующего
сечения должно удовлетворять определенным условиям.
Условие компенсации (рис. 2.8.2)
50(с?-с?0) = 2/?(5-50) + 2/г(51 -501);
диаметр отверстия, не снижающего прочность корпуса.
Компенсации подлежит не все сечение удаленного металла, имеющее ширину d, а только его часть, соответствующая разности между диаметром выреза и допустимого диаметра.
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА^!
Издательство «Лань» ЛАНЬ*
284
Глава 2.8. ПРОЧНОСТЬ И РЕСУРС ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛА.
2.8.7. Коэффициенты прочности ослабления отверстиями
Год Расчетные формулы
1950 1956 Для продольного ряда отверстий Ф = Лелое ' Лгвер = 0 “ !{ts) = (t-d)lt JJpn поперечного ряда отверстий <р = 2(/ — d) /1 Наибольший допустимый диаметр неукрепленного отверстия в обечай-=8,1 ^(1-к) , где к = (?
1975 1998 Наибольший допустимый диаметр неукрепленного отверстия dnp = 2 /{d/^(D + s)(s - с) +1,75) Для барабана, коллектора или эллиптического днища, ослабленного одиночным укрепленным отверстием,
Мннимальное допустимое значение коэффициента прочности корпуса, трубы и ли днища
[<Ро] =
2[<j](j-c)
Оценка прочности при произвольной форме укрепляющих элементов или штуцеров выбранные размеры должны удовлетворять условию
р(ф+0,5)<[с], Л*
Рис. 2.8.2. Схема к определению условия компенсации при присоединении штуцера к корпусу
При расчете по предельным нагрузкам оп ределяющим является приведенное напряжение и, следовательно, коэффициент прочности
с(5) _50 D + S
S D + SO
Api проекция площади, на которую действует давление р, ограниченное по оси и окружности оболочки величиной
b = -^(Da — s)(s — с) . а по оси штуцера
величиной hs, которая принимается равной
Выбор величин b и h можно обосновать использованием в теории оболочек результата по оценке расстояния, на которое распространяется краевой эффект в тонкостенной цилиндри-
размеру, указанному на чертеже, но не должна превышать значения hs = ^(d^. -ss +cXss ~с) (рис. 2.8.3); .4^ площадь сечения металла наиболее нагруженной части, ограниченная величинами b и hs .
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА^!
Издательство «Лань» ЛАНЬ*
МЕТОДИКА ПОВЕРОЧНОГО РАСЧЕТА НА ПРОЧНОСТЬ
285
Рис. 2.8.3. Размеры, выбираемые по условию прочности соединения штуцера с оболочкой
2.8.4. МЕТОДИКА ПОВЕРОЧНОГО РАСЧЕТА НА ПРОЧНОСТЬ
Поверочный расчет проводится после выбора основных размеров рассчитываемых элементов по их номинальным размерам с учетом всех расчетных нагрузок {включая температурные воздействия) и всех расчетных режимов эксплуатации.
Поверочный расчет на статическую прочность проводят для определения напряжений при всех значениях нагрузок и температур в регламентированных проектом режимах работы оборудования и сопоставления подученных значений с допускаемыми, определенными по предельным состояниям, рассмотренным выше.
Поверочный расчет на прочность при циклическом и длительном циклическом нагружении выполняют на основе анализа общей и местной напряженности с целью исключения появления трещин. Допускаемые амплитуды напряжений определяют исходя из характеристик циклической или длительной циклической прочности с введением запасов прочности по долговечности и напряжениям. В результате расчета на прочность при циклическом и длительном циклическом нагружении находят допускаемое число повторений эксплуатационных режимов для заданных режимов и ресурса эксплуатации.
Расчет на длительную статическую прочность проводят на основе сопоставления действующих напряжений во всех режимах с допускаемыми с целью исключения разрушения оборудования при длительном статическом нагружении. Допускаемые напряжения определяют исходя из характеристик сопротивления длительному статическому разрушению, зависящих от температуры и длительности нагружения, с введением запасов прочности по напряжениям. В результате расчета определяют допускаемые нагрузки для задан
ных режимов и ресурса эксплуатации или допускаемый ресурс для заданных режимов эксплуатации.
Поверочный расчет на прогрессирующее формоизменение проводят на основе анализа напряженного состояния с целью исключения недопустимых остаточных изменений формы и размеров. Предельные допускаемые изменения формы и размеров в результате процесса накопления необратимых пластических деформаций устанавливаются в каждом частном случае с учетом назначения и условий работы оборудования. В результате расчета определяют допускаемые нагрузки для заданных режимов и ресурса эксплуатации или допускаемый ресурс для заданных режимов эксплуатации.
Поверочный расчет оборудования на сейсмические воздействия проводят с учетом совместного действия эксплуатационных и сейсмических нагрузок. Оценку прочности оборудования выполняют по допускаемым напряжениям, по допускаемым перемещениям, по критериям циклической прочности и устойчивости (последнее - только для оборудования). Приведенные напряжения, сопоставляемые с допускаемыми, определяют по теории наибольших касательных напряжений, за исключением расчета на сопротивление хрупкому разрушению, когда приведенные напряжения определяют по теории наибольших нормальных напряжений.
Расчет напряжений без учета концентрации проводят в предположении линейноупругого поведения материала, за исключением особо оговоренных случаев. При оценке циклической прочности за пределами упругости используется напряжение, называемое условным упругим. Это напряжение равно произведению упрутопласт!гческой деформации в рассматриваемой точке на модуль упругости.
В один расчетный режим может быть включена группа режимов, если внешние нагруз-
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издатегьство «Лань»
286
Глава 2.8. ПРОЧНОСТЬ И РЕСУРС ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛА.
ки и температуры эшх режимов не отличаются более чем на 5 % принятых расчетных значений.
Основными расчетными нагрузками являются:
внутреннее или наружное давление; мае са изделия и его содержимого;
дополнительные нагрузки (масса присоединенных изделии, изоляции и др.);
реакции опор;
температурные воздействия, вибрацион ные нагрузки, сейсмические нагрузки.
Основными расчетными режимами эксплуатации являются:
затяг болтов и шпилек;
пуск;
стационарный режим;
изменение мощности энергетического блока;
остановка;
гидро- или пневмоиспытание;
нарушение нормальных условий эксплуатации.
При поверочном расчете используют физико-механические свойства основного металла и сварных швов, указанные в нормативнотехнической документации. Нормами не регламентируются методы, применяемые для определения расчетных нагрузок, внутренних сил, перемещений, напряжений и деформаций рассчитываемых элементов. Выбранный метод должен учитывать все расчетные нагрузки для всех расчетных случаев и давать возможность определить все необходимые расчетные группы категорий напряжений.
Классификация напряжений. При проведении поверочного расчета все напряжения в конструкции разделяют на категории. Напряжения, относящиеся к различным категориям, объединяют в группы категорий напряжений, которые сопоставляют с допускаемыми напряжениями.
К категории общих мембранных напряжений относятся средние напряжения растяжения (или сжатия) по толщине стенки цилиндрической или сферической оболочки, вызываемые действием внутреннего или наружного давления и весовых нагрузок.
Примерами напряжений, относящихся к категории местных мембранных напряжений, являются мембранные, возникающие от действия механических нагрузок в зонах соединения оболочек и фланцев и в зонах присоединения патрубков и опор к барабанам, сосудам и коллекторам.
К категории общих изгибных напряжений относятся напряжения изгиба, обусловленные следующим:
действием внешних сил и моментов на барабан, сосуд или коллектор в целом;
действием давления на плоские крышки;
затягом болтов и шпилек в нажимных кольцах и фланцах разъемных соединений.
Местные изгибные напряжения могут быть вызваны действием давления. Они возникают в зонах соединения различных элементов (фланца и цилиндрической обечайки корпуса, соединения обечайки корпуса и днища и др.).
К категории общих температурных напряжений относятся:
напряжения, вызываемые осевым перепадом температур в цилиндрической обечайке;
линейная часть напряжений в элементах в зонах соединения (фланца и цилиндрической части сосуда, патрубка и корпуса сосуда, фланца, трубной доски и присоединяемой к ней трубы и др.);
напряжения, вызываемые перепадом температур по толщине плоских днищ и крышек.
Местные температурные напряжения могут возникать:
в центральной части длинных цилиндрических или сферических оболочек, вызывае мые перепадом температур по толщине стенки, (за исключением линейной составляющей напряжений);
на небольших участках перегрева (или охлаждения) в стенке сосуда или трубопровода;
в антикоррозионной облицовке и других биметаллических элементах, что связано с разностью коэффициентов температурного линейного расширения материалов.
К категории местных напряжений в зонах их концентрации относятся напряжения в зонах отверстий, галтелей, резьб, а также от тепловых и механических сил, определяемых с учетом коэффициента концентрации напряжений
При проведении поверочного расчета определяют напряжения каждой расчетной группы категории напряжений, по которым получают приведенные напряжения, сопоставляе мые с соответствующими допускаемыми значениями. На основании анализа действующих нагрузок и температурных полей следует выбирать наиболее напряженные области конструкций, которые для различных расчетных случаев могут быть разными.
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА^!
Издательство «Лань» ЛАНЬ*
МЕТОДИКА ПОВЕРОЧНОГО РАСЧЕТА НА ПРОЧНОСТЬ
287
Используемые при расчетах на статическую и циклическую прочность группы категорий напряжений и их обозначения примени тельно к конструкциям различных типов приведены выше, а для рассчитываемых зон в табл. 2.8.8.
Расчет на статическую прочность. Ос новными расчетными нагрузками для группы категорий напряжений являются:
для внутреннее давление и осевые силы;
для (с)2 внутреннее давление, осевые силы, изгибающие и крутящие моменты;
для (с)ч внутреннее давление, осевые
силы, изгибающие и крутящие моменты, а также температурные воздействия.
Примеры групп категорий напряжений в рассчитываемых зонах оборудования приведены в табл. 2.8.9.
Расчетные напряжения для группы категорий напряжений (с^Дсг)^. Для расчетного сечения цилиндрических (координаты <р, г, г) или сферических (координаты <р, г, 9 ) элементов вычисляются три главных нормальных напряжения Ср с2, с3 , которые представляют собой алгебраическую сумму действующих в одном направлении напряжений от приложенных к расчетному сечению нагрузок.
2.8.8. Расчетные группы категорий напряжений в барабанах, сосудах и коллекторах
Расчетная группа категорий напряжений Составляющие категорий напряжений
Приведенные обпше мембранные напряжения (сД
Приведенные напряжения, определяемые как сумма составляющих общих или местных мембранных и общих изгибных напряжений (с)2
Размах приведенных напряжений, определяемый по суммам составляющих общих или местных мембранных, общих и местных изгибных, общих температурных и компенсационных напряжений (с)- (сгнили с^) + <зъ +cbL + оу + + (gAot или 0^) + Gkb +
Амплитуда приведенных напряжений, определяемая как сумма составляющих общих или местных мембранных, общих и местных изгибных, общих температурных и компенсационных напряжений с учетом концентрации напряжений (са) (С^нли 0^) + <5b +<3bL + + (gAm или chftL) + <3kb + Tfo с учетом концентрации напряжений
2.8.9. Примеры групп категорий напряжений в рассчитываемых зонах барабана и сосуда
Рассчитываемая зона Вид нагружения Категория определяемых напряжена rii Расчетная группа категорий напряжений
Обечайка: гладкая овальная с местной вмятиной (выпучиной) Внутреннее давление Общие мембранные
Общие изгибные
Местные изгибные
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА^!
Издательство «Лань» ЛАНЬ*
288
Глава 2.8. ПРОЧНОСТЬ И РЕСУРС ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛА.
Продолжение табл. 2.8.9
Рассчитываемая зона Вид нагружения Категория определяемых напряжений Расчетная труппа категорий напряжений
Зона соединения обечайки с опорой Внутреннее давление, весовая нагрузка Местные изгибные
Зона приварки патрубков, штуцеров и труб к обечайке Внутреннее давление Местные мембранные Мз
Внутреннее давление, поле температур, силы на приваривае-мом элементе Местные мембранные, местные изгибные и общие температурные н
Местные мембранные, местные изгибные. общие температурные, местные температурные и местные напряжения в зонах концентрации (°«)
Зона соединения обечайки с днищем Внутреннее давление Местные мембранные
Внутреннее давление, поле температур обечайки и днища Местные мембранные, местные изгибные и общие температурные н
Зона соединения фланца с обечайкой Внутреннее давление Местные мембранные
Внутреннее давление, поле температур во фланце и обечайке, сила затяжки Местные мембранные, местные изгибные и общие температурные н
Местные мембранные, местные изгибные, общие температурные и местные напряжения в зонах концентрации
Эллиптические или торосферические днища Внутреннее давление Общие мембранные н
Внутреннее давление, поля температур в обечайке и днище Местные мембранные, местные изгибные и общие температурные и
Местные мембранные, местные изгибные, общие температурные, местные температурные и местные напряжения в зонах концентрации ю
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА^!
Издательство «Лань» ЛАНЬ*
МЕТОДИКА ПОВЕРОЧНОГО РАСЧЕТА НА ПРОЧНОСТЬ
289
Главные напряжения вычисляются по следующим формулам:
при наличии крутящего момента
О! = 0,5 / + J(oq>-Gz]r+4т2
е>2 =0,5х сф +<yz -
^(оф-огР +4т2
с3 = сг;
при отсутствии крутящего момента
ci = с<₽; °2 = ; сз =
если оф > oz > ог;
С1 = Gz> С2 = ’ °3 = °г>
если с z > сф > сг.
Для обеспечения условия <Jj > с2 > о3 индексы при обозначениях главных напряжении окончательно устанавливаются после определения значений напряжений сф и <3Z .
Эквивалентные напряжения для расчетного сечения цилиндрического или сферического элемента принимаются:
- °1 -О3>
где О] и сг3 определены по весовым нагруз кам Qq, Ард й
Geqc = О1 “°3>
где Oj и сг3 определены по суммарным нагрузкам Qq + Qc, А11ч + А1Ьс, А1^ т Aikc.
Наибольшее значение приведенных напряжений используют для сопоставления с допускаемыми напряжениями [о].
Средние напряжения от внутреннего давления следует определять по формулам: окружное
ф 2s-cp ’
осевое с
р= 4(D + s)s<?’
радиальное
^Рг=-р!2-
Коэффициент прочности ср при наличии отверстий или сварных швов должен приниматься с наименьшим значением для каждого расчетного сечения.
Среднее осевое напряжение от осевой силы
=Q/lJ4>).
Коэффициент прочности при наличии отверстий и поперечного сварного соединения принимается наименьшим в поперечном направлении или для поперечного сварного соединения.
Среднее оосевое напряжение от изгибающего момента
где Ар изгибающий момент; IV момент сопротивления.
Следует выявить наиболее ослабленное сечение, обусловленное наибольшим изгибающим моментом Ар, наименьшим моментом сопротивления IV или наименьшими коэффициентами прочности <р и <Pbv.
Суммарное среднее осевое напряжение от внутреннего давления, осевой силы и изгибающего момента
cz = - G=-
Напряжение кручения т = Aik[2W
Расчетные напряжения для группы ка тегорий напряжений (с), . Строятся графики изменения наружного и/илн внутреннего давления и температуры при пуске, стационарном режиме, останове на наружной и внутренней поверхностях рассматриваемого изделия, а также графики изменения перепадов температур по толщине стенки и разницы средних температур. Согласно данным табл. 2.8.9 определяются наиболее напряженные зоны рассчитываемого изделия.
С помощью уравнения совместимости деформации (или с помощью вычислительной программы МКЭ) узла сопряжения элементов, вызываемыми действием давления и полями температур для моментов времени т1,т2,...,т^ определяются значения сил и моментов. Строятся графики изменения напряжений во времени на наружной и внутренней поверхности.
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА^!
Издательство «Лань» ЛАНЬ*
290
Глава 2.8. ПРОЧНОСТЬ И РЕСУРС ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛА.
На выбранных зафиксированных главных площадках для всей принятой последовательности по времени режимов работы и нагружения определяются зависимости изменения главных напряжений (ofЗначения приведенных напряжений определяются для моментов времени где увеличе-
ние (уменьшение) абсолютного значения любой из составляющих главных напряжений сменяется их уменьшением (увеличением) по формулам:
(°)дг = Сг£ ~скГ’
При упругом нагружении для начального Tj и конечного моментов времени главные напряжения о, = с =0 или равняются постоянному напряжению, например от веса.
Определение напряжений аналитическими методами, например по теории оболочек, осуществляется в указанной в соответствующей последовательности. Определение напряжений численными методами в упругой области осуществляется в следующем порядке:
1) определяется зависимость местных напряжений для принятой последовательности режимов работы и нагружения;
2) выделяются номинальные напряжения от механических и тепловых нагрузок;
3) вычисляются приведенные напряжения.
Размах напряжений (<у)3 определяется при поверочном расчете на статическую прочность по графикам изменений приведенных напряжений (о)гр(°)д >(с дм всего процесса изменения напряжений и выбирается как наибольшее из следующих значений:
шах ~ пип »
(<Д = шах { (о)Лшах - (c)#niin };
(С)/Л max — (C)zA nun ’
где пих > max алгебраиче-
ски максимальные, a (с)^, (c)#niin -(с),), алгебраически минимальные напряжения для всего процесса изменения соответствующих приведенных напряжений.
Во всех случаях упругого нагружения значения напряжений
[ (°)ипих ’ (°)/А max ’ (С max J —
[ min - (° )\ik min ’ (C1/ mm ] —
Проверка условий прочности. При расчете на статическую прочность последовательно проверяют выполнение условий прочности применительно к расчетным нагрузкам. Эквивалентные напряжения, определенные при расчете на статическую прочность элементов оборудования, не должны превышать значений:
для группы категорий напряжений (с)3
(°)1 <1,1[а];
для группы категорий напряжений (cijn
(а)2<1.5[а];
для группы категорий напряжений (<т).
(а), <3.0[а]
Расчет на иалоцикяовую усталость. В формулах приняты следующие величины:
приведенное напряжение от внутреннего давления G, МПа;
номинальное допускаемое напряжение [о], МПа;
максимальное местное расчетное напряжение сс, определенное с учетом ползучести, МПа;
эквивалентные напряжения от весовых нагрузок и внутреннего давления и сум-
марное от весовых нагрузок, самоком
пенсации и внутреннего давления, МПа;
условный предел длительной прочности при растяжении от/<,МПа;
расчетная амплитуда напряжений <5а, МПа;
допускаемая амплитуда напряжений [<ТЛ], определенная по расчетным кривым малоцикловой усталости, МПа;
допускаемая амплитуда напряжении [о*], МПа;
главные условно-упругие напряжения в расчетной точке детали (i = 1, 2, 3) С,, МПа;
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА^!
Издательство «Лань» ЛАНЬ*
МЕТОДИКА ПОВЕРОЧНОГО РАСЧЕТА НА ПРОЧНОСТЬ
291
эквивалентные напряжения (i,j = 1,2,3) ое(?-,МПа;
размах эквивалентных напряжений Дое„-, МПа;
допускаемые напряжения, соответствующие температуре, при которой достигаются максимальные Г°п»ях1 и минимальные [Gmm] эквивалентные напряжения. МПа;
модуль упругости, соответствующий максимальной температуре цикла Et, МПа;
модули упругости, соответствующие температуре, при которой достигаются максимальные -Е'тах и минимальные эквивалентные напряжения. МПа;
число циклов нагружения JV;
число циклов нагружения данного типа №г;
Допускаемое число циклов нагружения по расчетным кривым малоцикловой усталости [AQ;
допускаемое число циклов [JV*];
параметр, характеризующий допускаемое повреждение при совместном действии усталости и ползучести Dc;
показатель степени в уравнении длительной прочности т;
количество различных типов циклов и;
количество различных номинальных режимов /;
длительность работы при данных параметрах, включая время пуска и останова Tz , ч;
расчетный ресурс эксплуатации Тр . ч.
За цикл нагружения принимается повторяющееся изменение нагрузки (как силовой, так и температурной) от первоначального до максимального (минимального) значения н возврат к первоначальной нагрузке. Цикл нагружения характеризуется амплитудой напряжения, числом циклов нагружения и уровнем максимальной температуры цикла.
При расчете на усталость учитываются следующие нагружающие факторы:
изменение давления при пуске-останове котла;
колебания рабочего давления цри эксплуатации (более 15 % номинального значения);
изменение внешних нагрузок при эксплуатации (весовые нагрузки, наддув н др.);
температурные перепады при пуске-останове котла, включая компенсационные нагрузки при тепловых расширениях труб:
дополнительные перепады температур, вызывающие колебания температуры среды или теплового потока при эксплуатации.
Расчет сопротивления циклическому разрушению проводят по амплитудам приведенных условных упругих напряжений цикла <5а, равным 1/2 произведения размаха местной деформации на модуль упругости при расчетной температуре.
Расчет на усталость проводится в выбранной точке рассчитываемой детали, в которой ожидаются наибольшие напряжения, для всех основных этапов эксплуатации: пуска, рабочего режима, останова. Для каждой выбранной точки детали определяют три главных нормальных напряжения <jj,<y2,<y3, представляющих собой алгебраическую сумму действующих в одном направлении напряжений от всех приложенных в данный момент нагрузок с учетом местных концентраторов напряжений (отверстий, галтелей н др.).
По значениям главных нормальных напряжений находят эквивалентные напряжения для расчетных точек детали в заданные момен ты времени, как алгебраическую разность главных нормальных напряжений:
Общий процесс изменения составляющих напряжений, рассчитанных с учетом коэффициентов концентрации разбивают на ряд циклов, в каждом из которых значения главных напряжений достигают один раз максимума и один раз минимума, т.е. изменяются от наибольшего до наименьшего значения и обратно.
Для каждого цикла нагружения существуют режимы, при которых принимают максимальные и минимальные значения величины ° сетях /-^тах » °еи max/^пип. -
В расчет вводится размах условно-упругих эквивалентных напряжений Д<тев-, равный наибольшему значению:
^еутах
Г
max
^еитт
Г
с'тт .
Расчетная амплитуда напряжений принимается наибольшей из следующих расчетных значений:
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА^!
Издательство «Лань» ЛАНЬ*
292
Глава 2.8. ПРОЧНОСТЬ II РЕСУРС ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛА
_ AcefJ
2
Если деталь подвергается действию циклов разного типа, то значение расчетной амплитуды <за определяется отдельно для каждого типа цикла.
Для оценки допускаемой амплитуды пе-
*
ременных напряжений [ <з(; ] при заданном числе циклов N или допускаемого числа циклов |А’ ] при заданной амплитуде напряжений используется принцип суммирования повреждений в виде
N
[F]
+ 1,25
х т
где т = 8.
Значения параметра Dc приведены на рис. 2.8.4. Рекомендуется принимать =1’5 [<у].
Допускаемая амплитуда переменных напряжений [ <5а ] для заданного числа циклов N или допускаемое число циклов [7V] для заданной амплитуды переменных напряжений (Уа без учета влияния повреждения от ползучести определяются по кривым малоцикловой усталости, приведенным на графиках для максимальной температуры цикла (рис. 2.8.5).
Расчетные кривые откорректированы с целью учета влияния среднего напряжения (асимметрии цикла). Поскольку при испытаниях, по результатам которых построены усталостные кривые, не учитывалось влияние коррозии при нарушениях водного режима и консервации котлов, влияние этих факторов должно учитываться введением дополнительного коэффициента запаса по напряжениям пс > 4 или по долговечности нх > 50.
При максимальных температурах металла, отличающихся от приведенных на рис. 2.8.5, допускаемая амплитуда напряжений [<зй] или
допускаемое число циклов [2V] определяются линейной интерполяцией; экстраполяция кривых не допускается.
Расчетное напряжение при ползучести <зс представляет собой максимальное главное нормальное напряжение, определенное с учетом пластичности и ползучести материала при номинальном режиме эксплуатации. Если 1,25 (пс /о^/g) > 1, то допускается не более 1 000 расчетных циклов пуск - останов; если 1,25(о'г/<т1/е)<0,5, то повреждаемость от ползучести не учитывается.
Если в расчетной точке детали имеется сварной шов, то допускаемую амплитуду напряжений определяют по формуле
[°Д =<Р«К].
где <pw коэффициент снижения циклической прочности для сварного соединения.
Если заданное число циклов на менее 1000, то расчет рекомендуется производить на 1000 циклов.
Амплитуда эксплуатационного напряжения не должна превышать допускаемую амплитуду напряжения [<\j], получаемую для заданного числа циклов N. Если задана амплитуда напряжения, то эксплуатационное число циклов N не должно превышать допускаемое число циклов [JVo].
Если процесс нагружения состоит из ряда циклов, характеризуемых амплитудами напряжений (<та) и соответствующими числами циклов Nt, то должно выполняться условие прочности по накопленному усталостному повреждению.
Рис. 2.8.4. Суммарная повреждаемость как функция от повреждаемости, вызванной ползучестью
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАН1
ОЦЕНКА ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА
293
о)
Рис. 2.8.5. Расчетные кривые малоцикловой усталости углеродистых сталей (а) и низколегированных марок 12Х1МФ. 15Х1М1Ф. 12МХ и 15ХМ (б)
2.8.5. ОЦЕНКА ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА
Оценка технического состояния оборудования заключается в проведении анализа нормативно-технической документации (проектной и жсплуатационной, включая монтажную и ремонтную, данных о замене и ремонте элементов), методов расчета на прочность и принятых коэффициентов запаса и ресурса при проектировании. При этом необходимо установить:
рабочие параметры (давление и температуру), а также их изменение в процессе эксплуатации;
характер работы (стационарный или циклический) с определением общего числа циклов пусков и остановов при данных параметрах эксплуатации и других переменных режимов, а также срок службы;
сертификаты на материал элементов, а также результаты неразрушающего и разрушающего контроля основных материалов и сварных соединений:
оснащенность рассматриваемого оборудования арматурой, предохранительными устройствами, автоматикой и сигнализацией;
технологическую дефектность (требования к изготовлению, вид и температуру термической обработки, продолжительность выдержки, способ охлаждения, количество термических обработок) и эксплуатационную поврежденность;
используемые нормы расчета на прочность, год их выпуска, оценку запасов прочности и особенности напряженно-деформированного состояния;
фактические запасы прочности с учетом эксплуатации на разрешенных параметрах.
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАН1
294
Глава 2.8. ПРОЧНОСТЬ И РЕСУРС ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛА
В случае несоответствия расчета оборудования на прочность, представленного в паспорте, нормативному методу (РД 10-249-98) необходимо выполнить анализ прочности по всем проектным режимам с определением допускаемых циклов нагружения на основе исходных проектных данных.
На основании расчета оборудования на прочность следует определить наиболее нагруженные участки оборудования (сварные соединения, места вварки патрубков, штуцеров и др.) или наиболее опасные с точки зрения нормативных оценок прочности.
На основании проведенного технического диагностирования должна быть получена информация о реальном техническом состоянии элемента, наличии в нем повреждении, а также выявлении причин и механизмов их возникновения и развития.
Программой экспертного обследования должны предусматриваться:
визуальный контроль (внешний и внутренний);
измерительный контроль (толщиномет-рия, овальность, твердость, остаточная деформация, оценка износа стенок);
проведение неразрушающего контроля с учетом его проведения при изготовлении;
определение механических характеристик на образцах и металлографическое исследование основного металла и сварных соединений для высоконапряженных зон деталей, которое должны включать анализ особенностей макро-и микроисследований металла;
при необходимости, натурные исследования напряженного состояния элементов и возможности развития дефектов с применением тензометрии, акустической эмиссии и др.
На основе полученных данных необходимо:
проверить работоспособность изделия по базовым параметрам;
выявить потенциальные зоны разрушения;
проанализировать возможные предельные состояния зон разрушения;
оценить ресурс конструкции до достижения заданных видов предельных состояний и риск разрушения.
Установление механизмов повреждения металла изделия. По результатам технического диагностирования устанавливаются механизмы повреждения металла элементов изделия (основной механизм повреждения металла элементов), определяющих его техниче
ское состояние и остаточный ресурс, на базе анализа результатов контроля состояния металла и расчетов на прочность. Основными механизмами повреждения металла элементов оборудования являются:
общая и локальная коррозия; пластическая деформация; малоцикловая, термическая усталость; термическое старение.
Оценка технического состояния элементов оборудования. По результатам выполненного исследования сравниваются данные фактической истории нагружения изделия с принятой в проекте. Если фактические параметры нагружения (скорости изменения и аб солютные значения температуры и давления, число циклов соответствующих режимов, последовательность, значения перемещений, параметры среды) не превышали проектных и нормируемых значений, то принимается реше ние о соответствии изделия требованиям, установленным конструкторской документацией, стандартов на поставку элементов и целесообразности проведения работ по техническом) обоснованию продления срока службы обору дования, с проведением поверочного расчета на прочность и оценки остаточного ресурса, с учетом фактических толщин стенок, изменений геометрии (овальности, прогиба), наличия дефектов и др.
Если фактические параметры нагружения превышали проектные и нормируемые значения, то необходимо выполнить поверочный расчет на прочность, с учетом фактических режимов нагружения и значений определяющих параметров состояния металла с целью подтверждения назначенного ресурса (срока службы) изделия и определения возможного его продления.
На основании анализа результатов расчета или оценки прочности принимается решение о возможности обоснованного срока безопасной эксплуатации оборудования, ремонте пли замене его элементов или изделия в целом.
Оценка остаточного ресурса оборудования. подверженного коррозии. Такая оценка и номинальные допускаемые напряжения не зависят от расчетного ресурса. При оценке остаточного ресурса изделия при статическом нагружении по результатам визуального и измерительного контроля определяются фактические минимальные толщины стенок и изменения геометрии (овальности и прогиба). Коэффициент запаса прочности элементов,
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань>
ОЦЕНКА ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА
295
работающих под действием внутреннего давления. должен удовлетворять условию ст/[с] — М Прибавка на коррозию с2 принимается с учетом средней скорости коррозии за весь срок эксплуатации.
Коэффициент запаса прочности элементов, работающих под действием внутреннего давления и относительной овальности, должен удовлетворять условию
Оценка остаточного ресурса оборудования, работающего в условиях длительной прочности и ползучести. Если в процессе эксплуатации изменяется значение расчетной температуры металла, то за допускаемое разрешается принимать напряжение
Если в процессе эксплуатации изменяется значение расчетного давления, то за приведенное напряжение допускается принимать эквивалентное напряжение
где (5 приведенное напряжение в трубе, днище, конусном переходе и другом элементе от действия внутреннего давления.
Длительная эксплуатация оборудования в условиях длительной прочности в ряде случаев приводит к снижению механических свойств металла, которое определяется путем испытания образцов, изготовленных из контрольных вырезок. Оценка остаточного ресурса проводится по фактическим механическим свойствам материала.
Сопротивление ползучести оценивают по критерию накопления пластических деформаций. Основной характеристикой при расчете является пластическая деформация £р трубы, определяемая по предельно допускаемому значению.
В основу расчета на ползучесть положена зависимость, связывающая приведенную деформацию ползучести трубы Ер и приведенные мембранные напряжения (У в трубе, нагруженной внутренним давлением:
=<уил(г)т.
где и коэффициент; А функция температу ры t, характеризующая участок установившейся ползучести; т время нагружения.
Коэффициент п и постоянную А при данной температуре определяют по результатам испытаний образцов на ползучесть при одноосном растяжении при двух, как мини-мум, уровнях напряжении <5 и <5 , которым для заданного времени т' = х" соответствуют скорости установившейся деформации ползу-1g е' / е"
чести £ и £ . Тогда п =--------—, а значе-
IgG'/c"
ние постоянной А при известной величине п
где £р ордината кривой ползучести для одного из уровней напряжений (У.
Предел ползучести <5П при заданной тем пературе, соответствующий допустимой пластической деформации £р, достигаемой за период х (ч):
Компоненты деформации ползучести трубы, нагруженной внутренним давлением р, в кольцевом Е^ и осевом направлениях, определяют по формулам:
£фр
3 р(Р + 5)
41 2s
Е_-р = °
Оценка остаточного ресурса оборудования при циклическом нагружении. Расчет циклической прочности за период эксплуатации и на продлеваемый период срока службы элементов оборудования и трубопроводов для оценки остаточного ресурса выполняется с учетом:
изменения механических свойств;
изменения толщины стенки элементов вследствие коррозионного износа;
влияния среды на зарождение и развитие трещиноподобных дефектов;
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань>
296
Глава 2.8. ПРОЧНОСТЬ И РЕСУРС ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛА
максимальных отклонении геометрических размеров свариваемых элементов от номинальных;
влияния концентраторов напряжении сварных соединении.
В результате расчета циклической прочности элементов получают допускаемое число циклов нагружения [TVq] для режимов, соответствующих принятой на продлеваемый период.
Условие прочности элементов на продлеваемый период
Л м г 1
где число циклов z-ro типа за время эксплуатации; к общее число типов циклов; [Лг0]г допускаемое число циклов z-ro типа; а накопленное усталостное повреждение, предельное значение которого [<(#] = !
Оценка общей накопленной повреждаемости в условиях ползучести и циклического нагружения. Если деталь подвергается циклам нагружения различного типа при неизменных значениях параметров номинального режима, то для опенки долговечности следует использовать формулу
Если в процессе работы значения температуры и нагрузок при номинальном режиме изменяются, то для оценки долговечности следует использовать формулу
2.8.6. ВЛИЯНИЕ КОЛЕБАНИЙ ТЕМПЕРАТУРЫ НА РЕСУРС ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛА
При кризисах для поверхности теплообмена в условиях заданного теплового потока наибольшую опасность представляет увеличение температуры, так как при недопустимом для материала значении аппарат принципиально неработоспособен.
Однако при умеренных значениях теплового потока повышение температуры при кризисе может быть и не опасным. В этом случае основную опасность для поверхности теплообмена представляют пульсации температур в зоне перехода к ухудшенному теплообмену. При их длительном воздействии возможно образование коррозионно-усталостных трещин в этой зоне или существенная интенсификация коррозионных процессов.
Рассмотрим определение термических напряжений и оценку ресурса труб поверхности нагрева при колебаниях температуры.
При гармонических колебаниях температуры амплитуду максимальных температурных напряжений для плоской стенки толщиной 7?, омываемой с двух сторон теплоносителем с постоянными коэффициентами теплоотдачи (Bij = const; Bi2 = const) на поверхности, омываемой теплоносителем 2г, можно определить по формуле [4]
°й1пах . НА.
1-Ц
где А амплитуда колебаний температуры теплоносителя, К; W =</'(Bi1,Bi2>co*); со = R^(S}/1a безразмерная круговая частота колебаний
Номограммы для определения IV в зависимости от чисел Bi и оз приведены на рис. 2.8.6.
Аналогично при случайных колебаниях температуры поверхности пластины, постоянном значении коэффициента теплоотдачи на другой поверхности (Bi = const) и экспоненциальном характере автокорреляционной функции RT (Fo) = DT (1 + vFo) exp (—vFo) (где DT дисперсия пульсаций температуры; v = v'R2 / а безразмерный показатель экспоненты корреляционной функции) интенсивность (среднее квадратическое отклонение) температурных напряжений
с _ ЩЕ
— - Аду , 1-М
где ST интенсивность пульсаций температуры; К коэффициент усиления интенсивности пульсаций.
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань>
ВЛИЯНИЕ КОЛЕБАНИИ ТЕМПЕРАТУРЫ НАРЕСУРС ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛА
297
Номограммы для определения К и Тет приведены на рис. 2.87 и рис. 28 8,
— эффективная
Рис. 2.8.6. Номограммы ДЛЯ определения амплитуды температурных напряжений: а В12 5,6 В12 10; е В12 100
частота пулы-ai ргй температуры, €тг(о) — спектральная плотность пульсаций температуры
При гармонических колебаниях температуры расчет циклической прочности проводится с использованием соответствующих кривых усталости. Для наиболее точных расчетов рекомендуется использовать кривую усталости, полученную при рабочей температуре в среде соответствующего состава. Для предварительных оценок можно использовать рекомендации РД 10-249-98 [6], нормы расчета на прочность оборудования АЭС [5,6]
Доя расчетов ресурса при пуаьсаииях температурных напряжений в ОАО НПО "ЦКПГ получены расчетные фирмуоы поя усеченного рмеевскиго закона распрепеоенмя амшиттуп напряжений (табо. 2.8 10| |7|
Доя расчета несязхопимо располагать кривой усгаооети материааа и ее кусочно-оинейной аппрок-•имаиирй, кип которой приселен в перкой кооонке габ отиты.
На рис 2.8 9, 2.8 10, 2.8 11 приселены примеры номограмм поя расчетов ресурса в зависимости от угол наклона, нива аппроксимирующей зависимости, а также показано воияние асимметрии никла на о гноеитеоыту то дооготечноеТь
Рис. 2.8.7. Коэффициент усиления интенсивности пульсаций:
I Вт 0;2 Вт 0,1,5 Вт 0,5,-# Вт 2.5 Вт 5;б Вт 10,7 Bl 100
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань»
h
ЛАН?
298
Глава 2.8. ПРОЧНОСТЬ II РЕСУРС ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛА
Рис. 2.8.8. Безразмерная эффективная частота пульсаций напряжений
(7) и температуры (2)
Рис. 2.8.10. За
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
2.8.10. Формулы для вычисления долговечности при амплитудах напряжений, распределенных по закону Рэлея
е
Вид кривой усталости
1
1
тх Фтг
нионном цикле; С”
Постоянные напряжения
Долговечность по закону
усеченному с параметром 5 = Oamax /S
неусеченному ( 5 = оо )
ср
т-п
т
т
т-п
п=0
приое >
/7 = 0
приое
т~>
ср
присуе >СУ 1
77=0
77=0
приай
ср
ср
77=0
0
пи -п
т
77=0
77-/7
т
77=0
Примечания. В формулах приняты следующие величины:
- безразмерная интенсивность
эквивалентная амплитуда напряжении; Хо = V
переменных напряжении;
- число сочетаний из элементов т по п; Nx - точка перегиба кривой усталости; т
- эффективный
- коэффициент, характеризующий чувствительность материала к асимметрии цикла; Qcp
- показатели степени, характеризующие наклон участков кривой усталости; te = —
J е
1, т
- среднее напряжение; О О0 - пределы выносливости соответственно при симметричном и пульса-
ср _
— - безразмерная интенсивность постоянных напряжении;
ВЛИЯНИЕ КОЛЕБАНИИ ТЕМПЕРАТУРЫ НА РЕСУРС ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛА 299
ср
7772
777-77
период; Г,Р- соответственно гамма-функция и функция ае2-распределение Пирсона.
777}
77=0
77?i
МЕТОДЫ РАСЧЕТА НА ПРОЧНОСТЬ И ТЕХНИЧЕСКОЕ ДИАГНОСТИРОВАНИЕ
301
Для расчета каркаса на действие статических и приведенных к ним динамических нагрузок составляется расчетная схема, учитывающая пространственное расположение его элементов. Определение перемещений и внутренних усилий в элементах расчетной схемы проводится с использованием программ расчета пространственных конструкций (специализированных или универсальных).
Расчетная схема каркаса котла представляет собой систему соединенных в узлах стержневых, пластинчатых и других элементов, отражающую с необходимой точностью деформационные и геометрические свойства реальной конструкции, условия ее закрепления и нагружения статически приложенными силами. Она строится на основе конструктивной схемы, исходя из предположений и допущений о работе конструкции и ее элементов, позволяющих упростить ее конфигурацию и выявить основные несущие элементы.
Конструктивная схема каркаса разрабатывается в виде единой пространственной системы, по возможности симметричной, учитывающей особенности конструкции и параметры котла, требования правил эксплуатации и производства ремонтных работ, технологию изготовления и монтажа, местные условия района строительства. Она включает в себя основные расчетные элементы, обеспечивающие прочность и жесткость каркаса: колонны, горизонтальные связи (ригели и фермы жесткости), вертикальные и наклонные связи, потолочное перекрытие.
Жесткость каркаса в плоскостях его стен обеспечивается связями (вертикальными и наклонными) и зависит от схемы их расположения (рис 2.8.13).
При выборе схемы расположения связей и их проектировании необходимо учитывать следующее:
Рис. 2.8.13. Различные конструктивные схемы каркаса
площадь сечения связи больше значения 0,15FKOJ1 (FKOJ1 - площадь сечения колонны каркаса) нецелесообразна;
чисто рамная конструкция каркаса обладает наибольшей деформативностью в горизонтальном направлении;
наибольшей жесткостью обладает перекрестная система связей;
полураскосная система связей обеспечивает жесткость около 25 % жесткости при перекрестной системе связей;
портальные связи применяются при необходимости освобождения пролета для расположения или монтажа (демонтажа) оборудования. Они обеспечивают примерно 60 % жесткости перекрестной системы связей.
Горизонтальные фермы жесткости, охватывающие каркас по периметру, устанавливаются в нескольких ярусах по высоте каркаса с целью объединения колонн в единую пространственную систему и повышения устойчивости колонн из плоскости стены каркаса. Фермы жесткости, предназначенные для уменьшения расчетной длины неугловых колонн, рекомендуется устанавливать в каркасах высотой более 20 м с интервалом 15... 18 м.
На верхней отметке колонны каркаса объединяются потолочным перекрытием, которое проектируется, как правило, в виде жесткого диска, шарнирно опертого на колонны каркаса или на обвязочные балки потолка (рис. 2.8.14). Хребтовые балки рассчитываются как отдельные шарнирные балки, промежуточные - как система перекрестных балок, жестко защемленных в узлах соединения с хребтовыми балками.
Сечение колонн выбирается (до проведения расчета) из условия, что сжимающие напряжения от продольной силы при отсутствии внешних горизонтальных воздействий составляют 150... 180 МПа, а в остальных случаях -130... 160 МПа. Способ закрепления опорных узлов колонн (шарнирное опирание или жесткое защемление) указывается в проектной документации, в частности, в задании на проектирование фундаментов. Опорный узел показан на рис. 2.8.15.
Рис. 2.8.14. Фрагмент каркаса с потолочным перекрытием
ЭЛ
ЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань»
302
Глава 2.8. ПРОЧНОСТЬ И РЕСУРС ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛА
Рис. 2.8.15. Опоры колонны
Рис. 2.8.16. Узлы соединения балки и связей с колонной: а — сварные; б — болтовые
Горизонтальные элементы каркаса (ригели) располагают так, чтобы получить максимальный момент инерции сечения при изгибе ригеля в плоскости стены каркаса; узел соединения ригеля с колонной в расчете принимается рамным (рис. 2.8.16). Жесткое защемление (рамность) обеспечивается наличием горизонтальных и вертикальных соединительных накладок; нижняя треугольная косынка в расчете не учитывается, так как является элементом монтажного столика.
Наклонные связи соединяются с колоннами при помощи вертикальных накладок, обеспечивающих шарнирное соединение связи с колонной.
Элементы каркаса и потолочного перекрытия соединяются между собой в узлах,
обеспечивая геометрическую неизменяемость каркаса.
Узлы соединения, выполняемые на заводе, рекомендуется проектировать сварными; монтажные соединения выполняют сварными (рис. 2.8.16, а) или на болтах (рис. 2.8.16, б).
Для колонн, длина которых превышает допустимый отправочный габарит, разработаны монтажные стыки.
Расчет каркаса котла на все виды нагружений с проверкой несущей способности элементов производится в соответствии с требованиями РТМ 108.031.09-83, при этом:
нормативные величины нагрузок, действующих на каркас, коэффициенты перегрузок и расчетные сочетания следует определять на основе рекомендаций ОСТ 108.031.107-78
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань»
МЕТОДЫ РАСЧЕТА НА ПРОЧНОСТЬ И ТЕХНИЧЕСКОЕ ДИАГНОСТИРОВАНИЕ
303
«Нормы нагрузок на каркасы» и СНиП 2.01.07 85 «Нагрузки и воздействия»;
коэффициенты условий работы прини маются 0,9 для несущих элементов каркаса и потолочного перекрытия, обеспечивающих прочность и жесткость конструкции, а также для ответственных расчетных элементов, повреждение одного из которых может вызвать аварийную ситуацию; 1,0 для всех остальных расчетных элементов.
Относительные прогибы элементов каркаса котла от нормативных нагрузок не должны превышать:
1/400 для главных (хребтовых) балок и ригелей потолочного перекрытия; для ригелей несущих барабаны котла в вертикальном и горизонтальном направлениях при двухопорной конструкции;
1/300 для ригелей и балок водяного экономайзера; для ригелей рам, несущих обмуровку-, в вертикальном направлении;
1/250 для второстепенных балок потолочного перекрытия и для ригелей рам, несущих обмуровку, в горизонтальном направлении;
1/200 для ригелей рам, не несущих обмуровки, в вертикальном и горизонтальном на правлениях, а также для ригелей и балок труб-
В процессе эксплуатации при нарушении условии и режимов эксплуатации каркас котла подвергается нерасчетным воздействиям (температурному воздействию при разрушении обмуровки; повышению давления в топке и газоходах котла, превышающему расчетное значение; коррозии металла, приводящей к утонению металла и, следовательно, к превышению допустимых значений напряжений в несущих элементах каркаса и др.).
Для обеспечения надежной и безопасной эксплуатации котла проводится техническое освидетельствование его металлоконструкций.
Техническому освидетельствованию под-
несущие элементы каркаса и потолочного перекрытия, обеспечивающие прочность и жесткость конструкции (колонны, ригели, связи, хребтовые балки, обвязочные балки потолочного перекрытия); ответственные расчетные элементы, повреждение одного из которых может вызвать аварийную ситуацию;
другие расчетные элементы, повреждения одного из которых не отражается на безопасной эксплуатации котла в целом (пояса
жесткости, элементы обшивки и бункера, фасонки ферм!
В котлах без несущего каркаса (само-опорных) техническому освидетельствованию подлежат опорные узлы поверхностей нагрева, коллекторов и барабанов.
Техническое освидетельствование металлоконструкций котла проводится:
первичное до пуска котла в работу после монтажа;
периодическое не реже одного раза в 8 лет одновременно с освидетельствованием элементов котла, работающих под давлением;
внеочередное по истечении нормативного (назначенного) срока службы котла при его техническом диагностировании; при проведении реконструкции котла; в случаях взрывов (хлопков) в топке и (или) газоходах; после аварии в результате воздействия высоких температур на металлоконструкции вследствие неис правносш обмуровки или при пожаре; после землетрясений и других стихийных бедствий.
Металлоконструкции котла считаются пригодными к дальнейшей эксплуатации, если по результатам технического освидетельствования подтверждается, что состояние основных элементов и сварных соединений каркаса удовлетворяет требованиям действующих в этой части нормативно-технической документации и нормативным показателям.
Остаточные деформации в элементах конструкции свидетельствуют о частичном исчерпании пластического ресурса материала и снижении величины предельной пластичности в зоне повреждения. При определенном уровне пластических деформаций материал поврежденного участка становится непригодным к дальнейшей эксплуатации н требуется его замена. В этом случае рекомендуется заменить поврежденный участок, расположенный между двумя соседними узлами конструкции
Если остаточные деформации ниже предельного уровня, поврежденный элемент подлежит восстановлению с последующим усилением.
Критерием оценки повреждаемости элемента является параметр пластической податливости е: отношение остаточной деформации волокна к предельной упругой;
е = (8-80/8,,
где ё деформация растяжения волокна при изгибе; бу предельная упругая деформация элемента.
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство <Ланы
304
Глава 2.8. ПРОЧНОСТЬ И РЕСУРС ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛА.
Для основных несущих элементов каркаса и потолочного перекрытия (колонн, ригелей и балок) допустимое значение е = 30, для всех остальных элементов е = 50. 7. Судаков А.В., Словцов С.В. Ресурс элементов энергетического оборудования при напряжениях, вызванных пульсациями температур // Тр. ОАО "НПО ЦКТИ". Вып. 293, СПб.: 2004. С. 147 157.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 8. Коган Д.М., Журавлев Л.С. Коррозия труб паровых котлов в условиях действия
1. Нормы расчета на прочность котельных агрегатов // ЦКТИ кн. 17. М.: Машгиз, 1950. 2. Нормы расчета элементов паровых котлов на прочность // ЦКТИ кн. 31. М.: Машгиз, 1956. 3. Нормы расчета элементов паровых котлов на прочность. М.: Недра. 1966. 4. Судаков А.В., Трофимов А.С. Задачи нестационарного тепломассопереноса. М.: ЗАО "Издательство Атомэнергоиздат", 2005. 232 с. 5. Нормы расчета на прочность обору дования и трубопроводов атомных энергетических установок. ПНАЭ Г-7-002-86. М.: Энер-гоатомиздат, 1989. 6. Руководство по расчету на прочность оборудования и трубопроводов реакторных установок РБМК и ВВЭР на стадии эксплуатации. РД ЭО 0330-01. М.: 2001. теплосмен // Теплоэнергетика. 1960. № 2. С. 60 66. 9. Малыгин А.Ф., Некрасов А.В., Терещенко А.Г. Возможность оценки коррози-онно-термоусталостного повреждения материалов в условиях температурных пульсаций в пароводяной среде h Вопросы судостроения. Металловедение. 1977. Вып. 24. С. 61 68. 10. Bartrack Н., Lippold A. Siedekrise und Stromimg sinstaBilitat als SchadeBnsursache in Zwangsdurchstromten Ver- dampfereizeizflachen // Energietechik. 1977. Sf. 27. № 4. P148 155. 11. Судаков AB. Пульсации температур и долговечность энергооборудования // Тр. ОАО "НПО ЦКТИ". Вып. 293. СПб.: 2004. С. 76 92. 12. Маркман Л.С., Сергачев Г.А. Мето ды расчета на прочность и техническое диагностирование металлоконструкций котлов // Тр. НПО ЦКТИ. Вып. 287. 2002. С. 113 126.
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань»
Раздел 3
ВСПОМОГАТЕЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК
Глава 3.1
СИСТЕМЫ ПРИГОТОВЛЕНИЯ
ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
Системы приготовления твердого топлива должны обеспечивать надежную работу котельных установок, способствовать их унификации по топливу, снижению габаритных размеров и металлоемкости, быть надежными, простыми, экономичными и взрывобезопасными, иметь минимальные капитальные затраты и затраты на ремонт, включать в себя ми нимальную номенклатуру оборудования, обеспечивать выполнение непрерывно ужесточающихся требований защиты окружающей среды.
3.1.1. ОСНОВНЫЕ ВИДЫ СИСТЕМ
Системы приготовления твердого топлива подразделяют на индивидуальные и центральные.
Выбор варианта оптимальной системы топливоприготовления должен проводиться с учетом способа сжигания топлива, типа топочного устройства, тепловой мощности котельной установки, экологической обстановки в районе сооружаемого объекта.
В индивидуальных системах приготовление твердого топлива осуществляется непосредственно у котла, а сушка и транспортирование готового к сжиганию топлива проводятся горячим инертным газом или воздухом, подаваемым из котельной установки. Индивидуальные системы приготовления твердого топлива по составу входящего в них оборудования подразделяют на системы с прямым вдуванием и с промежуточным бункером, а по месту сброса сушильно-транспортирующего агента на замкнутые и разомкнутые.
Индивидуальные замкнутые системы. В индивидуальных системах с прямым вдуванием готовое топливо и отработавший сушильный агент из мельницы через делители или углеконцентраторы подводятся непосред
ственно к горелкам котла. В зависимости от вида топлива и его абразивных свойств системы оснащены мельницами-вентиляторами, среднеходными, молотковыми и шаровыми барабанными мельницами.
Системы приготовления топлива с мелъницами-венппкчяпюрами обеспечивают:
простоту и надежность работы современных топок с низкотемпературным сжиганием пылевидного топлива с минимальным образованием оксидов азота и удалением шлака в твердом виде;
механизацию ремонта размольного оборудования;
забор сушильного агента, сушку и размол топлива, транспортирование готового топлива и отработавшего сушильного агента к горелкам котла в одном агрегате;
рациональное по условиям устойчивого горения и бесшлаковочного режима топок распределение пылегазовых потоков между горелками различных ярусов;
максимальную взрывобезопасность.
Такие системы не пригодны для сжигания бурых углей с низшей удельной теплотой сгорания Qi < 5 МДж/кг и малопригодны для котлов с ЖШУ.
Приготовление угля осуществляется следующим образом (рис. 3.1.1, б). В результате создаваемого рабочим колесом мельницы-вентилятора 1 вакуума горячие топочные газы через газозаборное окно 17 поступают в газо-заборную шахту 16, в верхней части которой выполнен воздуховод 15 для присадки подогретого воздуха или газов рециркуляции из газового тракта котла. Присадка воздуха или газов необходима для регулирования начальной температуры сушильного агента.
Исходное топливо из бункера утля 10 питателем 8 по течке 7 подается в устройство 5 нисходящей сушки, в которой проводится его предварительная сушка газами, охлаждающимися до 500 °C. Топливо с газами поступает в мельницу-вентилятор 1, в которой производятся
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство <Ланы
306
Глава 3.1. СИСТЕМЫ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
3 12 15 13 16 17 18
б)
Рис. 3.1.1. Индивидуальные замкнутые системы с мельницей-вентилятором (прямое вдувание): а - с пылеконцентратором; б - с делителем пыли;
1 - мельница-вентилятор с сепаратором;
2 - линия возврата недомолотого топлива;
3 - ремонтно-регулирующий шибер;
4 - отключающий шибер; 5 - устройство нисходящей сушки; б - водяная форсунка;
7 - течка угля с мигалками; 8 - питатель угля;
9 - отсекающий шибер; 10 - бункер угля;
11 - пылеконцентратор; 12 - делитель пыли;
13 - основная горелка; 14 - сбросная горелка;
15 - воздуховод для присадки горячего воздуха;
16- газозаборная шахта; 17 - газозаборное окно;
18 - котел; 19- дутьевой вентилятор;
20 - воздухоподогреватель; 21 - газоход дымовых газов; 22 - воздухопровод;
23 - дымосос рециркуляции газов
размол и глубокая подсушка топлива. Из мельницы-вентилятора поток молотого угля и газа направляется в сепаратор 12, крупные частицы угля осаждаются в сепарационной камере и возвращаются в мельницу-вентилятор по течке 2. Готовый уголь из сепаратора поступает в делитель 12, а затем в пылеконцентратор 11, в котором происходит разделение исходной смеси на сильно- и слабозапы-ленные потоки.
Высококонцентрированная пылегазовая смесь поступает в основную горелку 13, а сла-бозапыленный поток - в сбросную горелку 14.
Применяют также системы, в которых первым по ходу движения смеси располагается пылеконцентратор 11 (рис. 3.1.1, б), после которого высококонцентрированная смесь поступает в делитель, обеспечивающий ее равномерное распределение по основным горелкам, а слабозапыленный поток подается в сбросную горелку. В переходных режимах работы системы, а также в случае "зависания" топлива предусмотрено впрыскивание воды в устройство нисходящей сушки при помощи форсунки 6. Такие системы применяют как с пылеконцентратором, так и без него.
Изменение производительности мельницы-вентилятора осуществляют регулированием вентиляции мельницы по линии внутренней рециркуляции 2 или изменением частоты вращения электродвигателя.
Системы приготовления твердого топлива с прямым вдуванием, сушкой горячим воздухом и молотковыми мельницами в настоящее время находят ограниченное применение. При необходимости в системе устанавливается делитель 2 готового топлива (рис. 3.1.2).
Варианты систем приготовления твердого топлива со среднеходными мельницами приведены на рис. 3.1.3. Среднеходные мельницы имеют повышенный срок службы размольных устройств и полностью исключают присосы холодного воздуха.
Наиболее экономичной из них является система приготовления твердого топлива с прямым вдуванием, сушкой горячим воздухом, работающая под давлением, с минимальным удельным расходом электроэнергии на размол.
Уголь из бункера 6 сырого угля питателем 4 подается в среднеходную мельницу 1 (рис. 3.1.3, а). В качестве сушильного агента используется горячий воздух, который подается мельничным вентилятором 12. Поток молотого угля с воздухом направляется в сепаратор мельницы, а затем в делитель пыли 2, который равномерно распределяет смесь по горелкам 9 котла. Для регулирования температуры горячего воздуха предусмотрена присадка холодного воздуха по специальным трубопроводам. Для исключения пыления в уплотнения мельницы воздуходувкой 16 подается воздух.
Такая же система может также использоваться для работы под разрежением. Для регулирования температуры горячего воздуха в системе под разрежением используется клапан присадки холодного воздуха.
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАН1
ОСНОВНЫЕ ВИДЫ СИСТЕМ
307
Рис. 3.1.2. Индивидуальная замкнутая система с молотковой мельницей (прямое вдувание): а - с пылеконцентратором; б - с делителем пыли; 1 - молотковая мельница с сепаратором; 2 - делитель пыли;
3 - пылеконцентратор; 4 - течка сырого топлива с мигалками; 5 - питатель угля; 6 - отсекающий шибер;
7 - бункер угля; 8 - отключающий шибер; 9 - запорно-регулирующие клапаны; 10 - основная горелка;
И - сбросная горелка; 12 - котел; 13 - дутьевой вентилятор; 14 - воздухоподогреватель;
15 - линия холодного воздуха на уплотнение и аварийную присадку;
16- линия слабоподогретого воздуха; 17 - линия горячего воздуха; 18 - газоход дымовых газов
в)
Рис. 3.1.3. Индивидуальные замкнутые системы со среднеходной мельницей (прямое вдувание):
а - под давлением без вентилятора горячего дутья (ВГД); б - под давлением с ВГД; в - под разрежением;
1 - среднеходная мельница с сепаратором; 2 - делитель пыли; 3 - течка сырого топлива с мигалками;
4 - питатель угля; 5 - отсекающий шибер; 6 - бункер угля; 7 - отсекающий шибер;
8 - запорно-регулирующий клапан; 9 - горелки; 10 - котел; 11 - дутьевой вентилятор;
12 - дутьевой вентилятор первичного воздуха; 13 - воздухоподогреватель вторичного воздуха;
14 - воздухоподогреватель первичного воздуха; 15 - газоход дымовых газов;
16- воздуходувка уплотняющего воздуха; 17 - воздухоподогреватель;
18 - вентилятор горячего дутья
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАН1
308
Глава 3.1. СИСТЕМЫ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
Замкнутые системы приготовления твердого топлива с промежуточным бункером, сушкой горячим воздухом и шаровыми барабанными мельницами отличаются следующим:
наиболее благоприятными условиями для сжигания низкореакционных топлив путем возможности отделения от отработавшего сушильного агента 80...90 % размолотого угля с последующей подачей его горячим воздухом через основные горелки в зону активного горения;
наименьшей, по сравнению с системой прямого вдувания, зависимостью работы топочного и горелочного устройств при отключении мельниц;
универсальностью и надежностью работы шаровых барабанных мельниц.
Топливо из бункера 7 угля питателем 5 подается в устройство 3 нисходящей сушки
(рис. 3.1.4, а, б). Воздух дутьевым вентилятором 21 подводится в воздухоподогреватель 22 и по воздухопроводу подается в устройство 3 нисходящей сушки, где охлаждается до температуры, обеспечивающей надежную работу подшипников мельницы. Топливо после предварительной сушки поступает в шаровую барабанную мельницу 1, размалывается и сушится. В сепараторе 2 происходит отделение крупных кусков топлива, которые возвращаются в шаровую барабанную мельницу. Перекидной шибер 9 подает неразмолотые куски или непосредственно в мельницу 1 или в питатель 5. Подача сухого неразмолотого топлива в питатель осуществляется при необходимости увеличения сыпучести исходного топлива в случае его повышенной влажности для исключения замазывания питателя.
в)
Рис. 3.1.4. Индивидуальные замкнутые системы пылеприготовления с шаровой барабанной мельницей: а - с воздушной сушкой с транспортом пыли сушильным агентом; б - с сушкой смесью горячего воздуха и дымовых газов с транспортом пыли сушильным агентом; е - с воздушной сушкой с транспортом пыли горячим воздухом и сбросом сушильного агента в топку; 1 - шаровая барабанная мельница; 2 - сепаратор;
3 - устройство нисходящей сушки; 4 - течка топлива с мигалками; 5 - питатель топлива; 6 - отсекающий шибер; 7 - бункер угля; 8 - течка возврата из сепаратора; 9 - перекидной шибер; 10 - клапан присадки холодного воздуха; 11 - циклон; 12 - шнек; 13 - бункер пыли; 14 - питатель пыли; 15 - смеситель; 16 - вентилятор горячего воздуха; 17 - мельничный вентилятор; 18 - основная горелка; 19 - сбросная горелка; 20 - котел;
21 - дутьевой вентилятор; 22 - воздухоподогреватель; 23 - газопровод дымовых газов
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАН1
ОСНОВНЫЕ ВИДЫ СИСТЕМ
309
Смесь размолотого угля с воздухом из сепаратора поступает в циклон 11. Основная масса угля через перекидной шибер 9 под собственным весом стекает в бункер 13 дробленого угля. Перекидным шибером 9 можно подавать поток угля и на шнек 12, который транспортирует молотый уголь в бункеры других котлов. Удаление водяных паров из бункера и шнека осуществляется с помощью трубопроводов влагоотсоса.
Из бункера 13 готовое топливо питателем 14 подается в смеситель 15, перемешивается с первичным воздухом и поступает в горелки 18. Слабозапыленный воздушный поток из циклона 11 направляется в мельничный вентилятор 17, а затем в горелки 18. Для регулирования начальной температуры сушильного агента на входе в мельницу предусмотрена линия рециркуляции отработанного сушильного агента. Защита системы от взрывов обеспечивается взрывными клапанами, установленными по тракту. Для исключения присосов в трактах на спуске предусмотрены клапаны-мигалки.
Отработанный сушильный агент мельничным вентилятором 17 по коробу сбросного воздуха может подаваться в сбросную горелку 19 (рис. 3.1.4, в), расположенную выше основной зоны горения. В отдельных случаях для регулирования начальной температуры сушильного агента применяют присадку уходящих газов котла, которые дымососом рециркуляции подаются на вход в мельницу 1.
Замкнутые системы приготовления бурых углей типа канско-ачинских с легкоплавкой золой с промежуточным бункером, сушкой топочными газами и молотковыми мельницами сложны, отличаются повышенной взрывоопасностью при работе на высокореакционных бурых углях и к применению не рекомендуются.
Индивидуальные разомкнутые системы. В индивидуальных разомкнутых системах приготовления твердого топлива сброс сушильного агента производится в атмосферу или газоход за конвективными поверхностями нагрева котла (рис. 3.1.5). Эти системы позволяют достичь максимальной унификации конструкции котлов независимо от влажности П топлива. Они обеспечивают сжигание в топках бурых углей с Q- = 3,3...4,2 МДж/кг и Wn = = 14... 18 кг • %/кДж.
При сжигании высоковлажных (Wtr > > 40 %) высокореакционных (И> 50 %) бурых углей в топках с твердым шлакоудалением применяют разомкнутые системы без промежуточного бункера. Отработавший сушильный агент (30...40 %) вместе с углем (60...70 %) поступает в топку. Остальная часть сушильного агента (60...70 %), очищенного в циклонах и открытых угольных электрофильтрах, сбрасывается в атмосферу. Уловленное топливо направляется в топку котла.
Рис. 3.1.5. Индивидуальные разомкнутые системы с газовой сушкой топлива при высокой концентрации готовой пыли в транспортирующем воздухе: а — под давлением; б — под разрежением; 1 — мельница с сепаратором; 2 — течка топлива с мигалками;
3 — питатель угля; 4 — отсекающий шибер; 5 - бункер угля; 6 — клапан присадки холодного воздуха; 7 - циклон; 8 — бункер; 9 — питатель пыли; 10 - мельничный вентилятор; 11 - горелка; 12 - котел; 13 - дутьевой вентилятор; 14 — воздухоподогреватель; 15 - батарейный пылеуловитель; 16 - смеситель; 17 - санитарная ступень очистки; 18 — воздуходувка; 19 - золоуловитель; 20 — дымосос; 21 — линия влагоотсоса;
22 - линия рециркуляции; 23 — паровой эжектор; 24 — газоход дымовых газов
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство«Лань» ЛАНЬ
МЕЛЬНИЦЫ
311
Системы с высокой концентрацией угля в транспортирующем потоке под давлением имеют следующие недостатки: пульсацию в пылепроводах, вызывающую повышение пульсации горения в топке; уменьшение производительности питателей на 15...20 % ввиду роста давления в течке питателя угля; повышенную взрывоопасность при работе на высокореакционных углях.
Транспортирование топлива высокой концентрации под вакуумом обеспечивается паровыми эжекторами, установленными в горелках. Под питателем молотого угля помещают смесительное устройство для смешивания его с воздухом. В горелке смесь угля с воздухом распыливается паром и разгоняется до скорости 20...30 м/с. На выходе из эжектора в зависимости от конструкции горелки используют различные насадки, позволяющие изменять угол раскрытия и дальнобойность смеси.
Системы транспортирования готового топлива высокой концентрации под вакуумом кроме перечисленных преимуществ систем, работающих под давлением, отличаются следующим: лучшими санитарно-гигиеническими условиями в котельном цехе; большим на 20 % полезным объемом бункера; увеличенным диапазоном регулирования; уменьшенной взрывоопасностью системы; улучшенными условиями смесеобразования в горелках. Недостатком рассмотренной системы являются потери пара.
3.1.2. МЕЛЬНИЦЫ
Основная классификация мельниц, применяемых в системах приготовления твердого топлива для котельных установок, проводится по частоте вращения, при которой происходит размол:
быстроходные - мельницы-вентиляторы, молотковые мельницы;
среднеходные - валковые, торовые, шаровые мельницы;
тихоходные - шаровые барабанные мельницы.
В быстроходных мельницах размол топлива происходит в основном в результате удара, в среднеходных - вследствие раздавливания и истирания, в тихоходных - при комбинации удара и истирания.
Мельницы-вентиляторы. Их применяют для размола канско-ачинских, дальневосточных, башкирских и других бурых углей, а также каменных углей, торфа и лигнина (отходов гидролизной промышленности). Коэффициент размолоспособности этих топлив
Gri = 1...2,5, влажность W1 = 30...60 %, зольность Аг = 10...40 %, низшая удельная теплота сгорания QY = 5,88... 15,5 МДж/кг. Мельницы-вентиляторы устанавливают для котлов как малой паропроизводительности (50...75 т/ч), так и средней (200...500 т/ч) и большой (640...2500 т/ч). В отечественных котельных установках применяют мельницы-вентиляторы, разработанные ОАО "НПО ЦКТИ" и ОАО ’’Тяжмаш”. За рубежом мельницы-вентиляторы выпускают в основном фирмы EVT (по лицензиям этой фирмы в других странах) и Дойче Бабкок (Германия).
Профиль улитки мельницы-вентилятора характеризуется раскрытием спирального корпуса (рис. 3.1.6). По нему корпусы мельниц-вентиляторов делят на два основных типа: типа S (рис. 3.1.6, а) - более закрытые улитки с малым зазором А между наружном диаметром D колеса и внутренней поверхностью улитки, относительное раскрытие улиток A/D < 0,25; типа N (рис. 3.1.6, б) - улитки с большим зазором А между наружным диаметром колеса и внутренней поверхностью корпуса улитки, отношение A/D >0,35.
Мельницы-вентиляторы типа N применяют для размола топлив с Wr > 50 %, а типа S - для размола каменных углей с Wr = = 10... 15 % и бурых углей с умеренной влажностью Wr = 20...35 %. Для размола топлив с Ж7' = 35...50 % в зависимости от зольности, физико-химических свойств топлива и тепловой мощности котельной установки выбирают тот или иной тип мельниц.
ОАО "Тяжмаш" выпускает мельницы-вентиляторы типа N производительностью по березовскому бурому углю 12,5...70 т/ч (рис. З.Е7, табл. 3.1.1), фирма EVT - мельницы-вентиляторы типа N производительностью по рейнскому бурому углю 11...200 т/ч (табл. 3.1.2) и типа S производительностью по каменному углю 9...70 т/ч (рис. 3.1.8, табл. 3.1.3).
Рис. 3.1.6. Типы мельниц-вентиляторов
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАНЕ»
312
Глава 3.1. СИСТЕМЫ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
8
Рис. 3.1.7. Мельница-вентилятор МВЗЗОО:
1 — подводящий патрубок; 2 — отсечной шибер; 3 - течка возврата; 4 — инерционный сепаратор;
5 - блок подшипников; 6 — улиточный корпус; 7 - неподвижные лопатки сепаратора;
8 - подвижная лопатка сепаратора; 9 - рабочее колесо
3.1.1. Характеристика отечественных мельниц-вентиляторов типа N
Параметры МВЗЗОО/ 800/500 МВ2700/ 650/600 МВ2120/ 600/750 МВ 1600/ 400/1000
Производительность при размоле канско-ачинских бурых углей с Gr = 1,2, т/ч 70 35 25 12,5
Диаметр ротора, мм 3300 2700 2120 1600
Ширина лопаток, мм 800 650 600 400
Частота вращения вала электродвигателя, мин-1 490 590 740 980
Установленная мощность электродвигателя, кВт 800 630 400 250
И римечание. В обозначении мельницы-вентилятора первая группа цифр - диаметр ротора, мм; вторая - ширина рабочей лопатки, мм; третья - синхронная частота вращения ротора, мин-1.
3.1.2. Характеристика мельниц-вентиляторов типа N фирмы EVT
Параметры 400.42 270.45 220.45 170.50 120.60 80.75 60.100 26.150
Производительность по рейнскому бурому углю с Gr= 1,8, т/ч 200 135 НО 85 60 40 30 11
Диаметр ротора, мм 4100 3600 3400 3200 2700 2120 1600 1100
Частота вращения, мин-1 420 450 450 500 600 750 1000 1500
Установленная мощность электродвигателя, кВт 1550 1035 — 650 460 380 280 120
Примечание. В обозначении мельницы-вентилятора первая группа цифр (до точки) - производительность мельницы, тыс. м3/ч; вторая группа цифр (после точки) - частота вращения вала электродвигателя, мин-1, деленная на 10.
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАНЬ
МЕ.ШБЫ1ЦЫ
313
Рис. 3.1.8. Мельница-венниш!op iuna S фирмы EXT (обозначения см. рис. 3.1.7)
3.1.3. Характеристика мельниц-вентиляторов типа S фирмы EVT
Параметры 7042 45 50 25 60 1675 9100
Производительность по каменному углю, т/ч 70 45 25 16 9
Диаметр ротора, мм 3800 3400 2700 2120 1600
Частота вращения, мин-1 420 500 600 750 1000
Установленная мощности двигателя, кВт 1750 1000 560 380 2^5
При вращении рабочего колеса 9 осуществляется размол топлива лопатками и обеспечивается транспортирование готового топлива супгильным. агентом через тракт системы (см. рис. 3.1.7). Рабочее колесо расположено в ули точном корпусе 6 мельницы-вентилятора
На рабочем колесе расположены ради альные размольные лопатки. Улиточный корпус 6 представляет собой упрощенную спираль Архимеда Внутренняя часть корпуса бронирована износостойкими стальными пли гамм. Блок сферических роликовых подшип ников 5 является опорной конструкцией консольно закрепленного рабочего колеса на при водном валу. Сепаратор 4 инерционного типа
обеспечивает выдачу угля требуемого гранулометрического состава (обычно Д90 = 40...60 %, TJioo = 0,5...2 %). Подводящмй патрубок 1 явля егся промежуточным звеном между корпусом мельницы-вентилятора и газозаборной шахтой. Через него в мельницу-вентилятор поступают топливо и сушильный агент. Отсечной шибер 2 с переходным патрубком предназначен для отключения мельницы-вентилятора от газоза борной шахты для обеспечения безопасности и доступа в мельницу для производства ремонтных работ.
Для замены изношенных роторов для групп ы мельниц-вентиляторов поставляется специальный съемник, которым монтируется
Издательство «Лань»
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА^
Издательство «Лань» ЛАНв
3.1.4. Характеристика молотковых тангенциальных мельниц типа МТТ
Параметры 1000/ 470/ 1000 1000/ 470/ юоок 1000/ 950/ 1000 1000/ 950/ ЮООК 1300/ 1310/ 750 1300/ 1310/ 750К 1300/ 2030/ 750 1300/ 2030/ 750К 1500/ 1910/ 750 1500/ 1910/ 750К 1500/ 2510/ 750 1500/ 2510 750К 2000/ 2590/ 750/ (600) 2000/ 2590/ 750/ (600К) 2600/ 2550/ (600К)
Длина ротора, мм: средняя по наружным граням крайних бил 1 0,47 1 0,47 1 0,95 1 0,95 1,3 1,31 1,3 1,31 1,3 2,03 1,3 2,03 1,5 1,91 1,5 1,91 1,5 2,51 1,5 2,51 2 2,59 2 2,59 2,6 2,65
Расчетная частота вращения вала, мин-1 980 980 980 980 740 740 740 740 740 740 740 740 745 745 590
Окружная скорость бил, м/с 51,4 51,4 51,4 51,4 50,4 50,4 50,4 50,4 58,2 58,2 58,2 58,2 78,1 78,1 80,4
Число рядов по длине ротора 4 4 8 8 11 11 17 17 16 16 21 21 20 20 16
Число бил в рядах 4x4 4x4 4x8 4x8 4x11 4x11 4х 17 4х 17 6x16 6x21 6x21 6x20 6x20 8х 16
Максимальное число бил 16 16 32 32 44 44 68 68 96 96 126 126 120 120 128
Мощность электродвигателя, кВт 45 45 ПО НО 160 160 250 250 320 320 400 400 800/ (630) 800 (630) 1250
Максимальная температура сушильного агента, °C 350 350 350 350 400 400 400 400 450 450 450 450 450 450 450
Допускаемое давление сушильного агента перед мельницей, кПа 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 10 10 10
Номинальная производительность по бурому углю (№ = 33 %, Gr = 1,7, R5 = 20 %, R90 = 55 %), т/ч 3,15 * 1,8 6,30 3,55* 10,8 * 5,6 16 * 9 22,4 12,6* 28 16,5* 45,0 (40,0) 63" 25* (20*) * 50 ** 80
Экибастузский уголь (Gr - 1,35, R5 = 29 %, R90 =15 %).
** Назаровский уголь (Gr = 1,1, R5 = 20 %, Rgo = 60 %).
Примечания. 1.В обозначении молотковых мельниц первая группа цифр - диаметр ротора, мм; вторая - длина, мм; третья - синхронная частота вращения, мин-1; буква К - для каменного угля.
2. Мельницы с диаметром ротора 2 м могут комплектоваться электродвигателями с синхронной частотой вращения 600 мин-1.
МЕЛЬНИЦЫ 315
О'
Рис. 3.1.11. Среднеходные валковые мельницы:
а - МВС- 140А; б - МПС-2650; в - типа ВМ фирмы Раймонд; г - типа ММ фирмы Леше; д - типа ВМ фирмы Штейн-Индустри;
е - типа ВМ фирмы Фостор-Уиллер; ж - типа Е фирмы Бабкок-Вилькокс; 1 - корпус; 2 - лопаточный газораспределительный аппарат; 3 - механизм нажатия;
4 - механизм крепления валков; 5 - лопатка сепаратора; 6 - сепаратор; 7 - рабочий валок; 8 - размольный стол с приводом; /-молотый уголь; II и III - масло; IV - воздух к уплотнениям; V - уголь; VI- сушильный агент
МЕЛЬНИЦЫ 317
318
Глава 3.1. СИСТЕМЫ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
Рис. 3.1.11. Продолжение
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань»
МЕЛЬНИЦЫ
319
Рис. 3.1.11. Окончание
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» JIAHd
Глава 3.1. СИСТЕМЫ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
(до 5 МПа) давлением. Под
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство«Лань«
3.1.5. Характеристика среднеходных валковых мельниц типа МВС
Параметры 90А 105А 125A 140 A 180 2650
Производительность по тощему углю с G>i = 1,5 и 7?9о = 12 %, т/ч 4,5 6,5 11,5 16 25* 72
Масса, т 12,06 16,946 22,941 33,950 76,9 250
Диаметр, м: размольного стола валка сепаратора 0,9 0,69 1,65 1,05 0,8 2 1,25 0,95 2,4 1,4 1,07 1,8 1,36 2,65 2,06
Число валков 2 2 2 2 2 3
Передаточное число редуктора 18,82 15,27 16,56 19,45 18,5 -
m Частота вращения размольного стола, мин-1 78,2 64,6 59,48 50,6 40,2 -
"° Расход сушильного агента, подаваемого при температуре 250 °C, тыс. м3/ч 9...13 15...22 24...34 36...52 16...28 104,4
> Vi Электродвигатель: w СП ТИП ? S О П1 мощность, кВт 2 s частота вращения, мин-] S о « —1 напряжение, В гл АОП2-91-4 75 1480 220/380 AO3-315M-6 132 985 380/660 A03-400M-6 200 990 6000 ДАЗО 12-55-6M-41 320 990 6000/3000 ДАЗО 13-320-42-8M 320 6000 AH3-2-16-57-643 1600 1000 6000
J Масса, т » > Для экибастузского угля с Gr ** Для кузнецкого угля марки С 0,53 1 = 1,35,Л9о= 12 :с с Gh = 1,6, r9 1,12 %, Wr = 3%hR5 = O=10%, Wr=]5°/ 2,140 20 %. 0,^= 21,2 %. 3,6 3,9 -
МЕЛЬНИЦЫ
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА^)
Издательство «Лань» JIAHd
3.1.6. Характеристика шаровых среднеходных мельниц типа МКМ
Параметры 3 6 8 12 ЕМ-70 25 30 55
Производительность, т/ч 3 6 8 12 14 25 33 55
Расход сушильного агента, тыс. м3/ч 4,14 8,3 И 16,6 22,2 24,5 45 73
Диаметр, м:
размольного кольца 0,75 1 1,12 1,39 1,575 2,12 2,49 3,24
шара 0,32 0,42 0,42 0,53 0,53 0,65 0,75 0,98
Число шаров 7 7 8 8 9/10 10 10 10
Частота вращения стола, мин-1 75 60 63 54 49,2 40 37 30
Масса, т — — 2 — 48 58,4 115 —
Габаритные размеры, м — — — — 4,86 х 2,7 х 4,77 6 х 4 х 5,06 7,23 х 4,3 х 6,545 —
Мощность электродвигателя, кВт 28 55 75 125 160 200 400 500
322 Глава 3.1. СИСТЕМЫ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
3.1.7. Характеристика валковых мельниц фирмы Леше типа ММ
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА^)
Издательство «Лань» JIAHd
Тип Производительность, т/ч Диаметр, м Число валков Частота вращения стола, мин-1 Масса Габаритные размеры (высота х длина х ширина), м Тип редуктора Мощность электродвигателя, кВт
стола валка
8 3,3 0,84 0,56 2 75 9,6 2,77 х 1,67 х 1,57 Коническо- 60
9 4,6 0,94 0,63 2 — 14,5 3,15 х 1,92 х 1,74 цилиндрический 90
10 6,4 0,04 0,75 2 63 16,7 3,49 х 2,22 х 1,87 для мельницы и 110
12 10,5 0,24 0,85 2 53 24,5 3,86 х 2,52 х 2,25 вентилятора 180
13 13,0 0,34 0,95 2 — — 4,3 х 2,86 х 2,66 —
14 16,0 0,43 1,06 2 49 35,1 4,54 х 3,08 х 2,7 270
16 22 0,63 1,18 2 45 50,2 5,69 х 3,56 х 3,15 390
2740 100 2,7 1,35 4 — — — Коническо- 1000
2840 120 2,8 1,4 4 — — 11,38 х 6,56 х 6,56 цилиндрический 1200
30
40 135 3 1,5 4 — — 11,8 х 6,8 х 6,8 1400
32
40 160 3,2 1,6 4 — — 12,2 х 7 х 7 1600
3440 180 3,4 1,7 4 13,5 х 7,6 х 7,6 Без редуктора 1900
3640 210 3,6 1,8 4 — — 14,7 х 8,46 х 8,46 2100
1820 30 1,83 1,32 2 6,49x4,51 х 3,46 Коническо- 300
2020 42 2 1,5 2 — — 7,37 х 4,95 х 3,82 цилиндрический 400
2120 45 2,1 1,5 2 40 — — 450
2320 54 2,3 1,7 2 — — 7,93 х 5,69 х 4,54 560
Только для мельницы
2420 65 2,4 1,7 2 — 152 8,7 х - х 4,7 600
25
20 72 2,5 2 2 34 — 9,25 х 6,54 х 4,98 750
2720 82 2,7 2 2 — — — 850
3840 240 3,8 1,9 4 — — 12,95 х 8,55 х 8,55 Без редуктора 2400
4040 280 4 2 4 — — 13,4x9,15x9,15 2800
4340 320 4,3 2,15 4 — — 14,75 х 9,82 х 9,82 3200
4540 370 4,5 2,25 4 — — 15,25 х 10 х 10 3700
4840 440 0,48 2,4 4 — — 16,95 х 10,9 х 10,9 4400
5040 500 5 2,5 4 — — 17,55 х 11,65 х 11,65 5000
МЕЛЬНИЦЫ 323
Глава 3.1. СИСТЕМЫ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
3.1.8. Характеристика валковых среднеходных мельниц типа ВМ фирмы EVT
Параметры 352 372 453 493 533 573 613 633 673 713 733 753
Диаметр стола, м 0,89 0,94 1 143 1 245 1,346 1 448 1,550 1 6 1 702 1 803 1 854 1 905
Частота вращения. 104 120 78 80
мектродвщщеТ 1500 1000
43 60 95 150 190 195 230 270 300 355 375 405
Масса т 8,2 10,4 16,2 22,9 29 33 2 38,3 41,5 46,8 56,8 56,8 56,8
жсщВтЩ1ГеЛЬ 2,5 3,5 5,5 8 И 12 15 17 19 24,5 24,5 26,5
3.1.9. Характеристика мельниц типов RP, RPS и PS фирмы EVT
Тип мельницы. Мощность электродвигателя, кВт
RP RPS PS
403 4,6 1,02 50 70 75
483 8,5 1,22 15 80 115 125
523 11 1,32 19
543 12 1,38 110 170 185
563 13 5 1,43 22
583 15 1,48 23,5 135 215 230
603 17 1,53 25,5
623 18 5 1,58 28 160 260 275
643 20 1,63 175 280 300
663 22 1 68 33,5
683 24 1 73 210 335 355
703 26 1 78 44 230 365 385
723 28 1 83 45 250 395 420
743 31 1,88 46
783 33 5 1,98 295 470 500
823 42 2,09 370 590 626
883 51,5 2^4 450 720 765
983 72 2,5 620 1015 1090
1003 77 2,54 650 1100 1185
1043 90 2,64 650
1083 105 890 1500 1600
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
МЕЛЬНИЦЫ
Производи- Диам Производи- Диам
тельность, т/ч стола валка тельность, т/ч стола валка
63 72 80 0,8 1,5 4,5 6 0,65 0,8 0,92 1,3 1,45 0,3 0,32 0,8 0,9 2650 44 4,15 4,75 1,6 1,8
Произво- Диамет Масса Мощность
т™ нт РТ“° шара мельницы. Габариьные размеры, м кВт
Е/56/50 Е/70/62 7Е 8,5Е 10Е 2,23 3,56 4,06 5,69 6,81 7,62 8,23 9,95 9.35 12,19 14,73 1,625 1,775 1,19 0,237 0,237 0,267 0,267 0,267 106,68 3,06 х 1,870 X 1,473 3,359 х 1,870 х 1,829 3,569 х 1,870 х 2,032 3,632 х 1,870x2,134 4,368 х 3 х 2,286 4,699 х 3 х 2,362 4,775 х 3 х 2,515 5,664 х 3 х 2,845 5,054 х 6,4 х 3,048 4,368 х 6,4 х 2,286 4,775 х 6,4 х 2,515 5,664 х 6.4 х 2.845 5.054 х 6.4 х 3.048 4,489 х 5,7 х 2.692 5,029 х 6,4 х 3,238 5,956 х 8,1 х 3,962 8,750 х 10,2 х 4,787 69 78 83
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
ь
Глава 3.1. СИСТЕМЫ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
Параметры 623 663 703 723 743 783 803 863 923 1023
Производительность, 18,5 22 26,2 28,5 31 36 39,5 48,5 59 84
^нта 7о~° 29 34 39 42,5 46,5 59,5 72 88
Диаметр стола, м 1,58 1 68 1 78 1,83 1,88 1 98 2,04 2 18 2,34 2,6
да^е^кВт^ 350 450 500 500 600 700 750 900 1150
Произво- Расход Диамет м Частота Мощность
Тип н“”’ (средний) шара шаров
64 13,3 2,86 3,55 10,6 И,9 13,4 1,625 1,775 0.192 0,192 0.237 0,237 0.237 0,267 0,267 0,267 0,267 0,267 0,267 sv 49,0 58,5 67,5 139 147 400
Параметры 145 155 165 175 185 195
(Gt1 = 1,2h.Rsii=16%),t/4 3 4,5 6 7,5 11 15
йсхоД/Сушнльното агента. 3...5 4...7 6...10 8...13 12...17 16...22
Мощность электродвигателя. 25 35 45 55 75 100
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
ь
СИСТЕМЫ ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ ИГАЗОПОТРЕБЛЕНИЯ
3.1.15. Характеристика шаровых барабанных мельниц типа ШБМ
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань»
Параметры 220/330 350/390 287/410 287/410 320/570 370/850
Производительность по АШ с Gr} = 0,95, R90 = 7 % и R5 = 20 %, т/ч 6 10 12 16 25 50
Размеры барабана, м: диаметр (по средней линии выступов брони) длина (внутренняя) 2,2 3,3 2,5 3,9 2,87 4,1 2,87 4.7 3,2 3,2 3,7 3,7
Частота вращения барабана, мин-1 21,8 20,6 19,21 19,21 17,8 17,6
Передаточное число: передачи венец-шестерня общее 8,54 33,739 8,083 36,565 7,586 38,51 6,586 38,51 9,385 41,48 5,67
Диаметр патрубков, м 0,75 0,8 0,9 0,9 1,2 1,55
Масса шаров, т, не более 14 20 30 35 54 100
Расход воздуха на вентиляцию, тыс. м7ч 17... 24 27 42 - 70 125
Электродвигатель: тип мощность, кВт напряжение, кВ частота вращения, мин-1 масса, т АОЗ-4 2( 0,380/ И 00-842 )0 '0,460 >0 > ДАЗО4-14-49-841 400 6 750 3,35 ДАЗО4-14-49-841 500 6 750 3,7 ДАЗО2-17-44-841 800 6 744 8,15 СДМЗ-2-22-34-6094 1600 6 100 43,95
Масса, т 27 59,1 61,84 99 17
328 Глава 3.1. СИСТЕМЫ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
СИСТЕМЫ ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ И ГАЗОПОТРЕБЛЕНИЯ
329
Второе по ходу газа отключающее устройство должно обеспечивать его плавное регулирование. Выбор регулятора давления производится по максимальному расчетному расходу газа потребителями и требуемому перепаду давлений. Пропускную способность регулятора давления следует принимать на 15...20 % больше максимального расчетного расхода газа, а выходное давление в пределах не более 10 % номинального.
Типовая схема ГРП приведена на рис. 3.1.13.
Запорная, регулирующая арматура, предохранительные устройства. Газопроводы для обеспечения безопасной эксплуатации оснащаются запорной и регулирующей арматурой, предохранительными устройствами, средствами защиты, автоматизации, блокировок и измерения.
Перед горелками газоиспользующих установок должна предусматриваться установка автоматических быстродействующих ПЗК с герметичностью затвора класса А и временем закрытия до 1 с.
На трубопроводах безопасности должны устанавливаться автоматические быстродействующие ПЗК типа НО со временем открытия до 1 с.
Количество и места размещения запорной и регулирующей арматуры, предохранительных устройств, средств защиты, автоматизации, блокировок и измерения должны обеспечивать безопасную эксплуатацию газоиспользующего оборудования в период его работы без вмешательства обслуживающего персонала, а
также удобное обслуживание и ремонт газопроводов и газового оборудования (технических устройств) в соответствии с ПБ 12-529-03.
Запорная арматура на наружных газопроводах может устанавливаться в колодцах или без них (в киосках).
Конструкция запорной, регулирующей арматуры, предохранительных устройств, приборов защиты электрических цепей, автоматики безопасности, блокировок и измерений, должны соответствовать требованиям нормативно-технической документации, согласованной с Ростехнадзором.
Внутренние газопроводы и газоиспользующие установки. Внутренние газопроводы выполняются из металлических труб, как правило, на сварке. Присоединение к газопроводам газового оборудования, КИП, газогорелочных устройств переносного, передвижного и временного газового оборудования разрешается предусматривать гибкими рукавами, предназначенными для этих целей с учетом стойкости их к транспортируемому газу, давлению и температуре.
Соединения труб должны быть неразъемными. Разъемные соединения разрешаются в местах присоединения газового оборудования газоиспользующих установок, арматуры и КИП, а также на газопроводах обвязки газового оборудования и газоиспользующих установок, если это предусмотрено документацией.
Г азопроводы должны иметь систему продувочных газопроводов с отключающими устройствами и штуцерами для отбора проб в местах, определенных проектом.
II 12 13
АЯ2
Рис. 3.1.13. Схема ГРП:
1, 3, 6, 8, 9,12 - задвижки; 2 - диафрагма расходомера газа; 4 - фильтр; 5 - предохранительный клапан;
7 - регулятор давления; 10 - импульсное устройство к предохранительному клапану и регулятору давления;
11,13 - манометры; 14 - термометр; I— газопровод высокого давления; //-к котлу
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань»
330
Глава 3.1. СИСТЕМЫ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
Каждая горелка должна быть оснащена защитно-запальным устройством (ЗЗУ). обеспечивающим факел у горелки в режиме розжига, и селективный контроль факела горелки во всех режимах работы котла, включая режим розжига. Управление ЗЗУ должно быть дистанционным со шита управления котлом, а также с площадки обслуживания управления горелок. Врезка газопровода к ЗЗУ горелок для газоиспользующих установок должна быть выполнена до ПЗК.
Газопроводы газоиспользуюших установок с горелками единичной тепловой мощностью свыше 1,2 МВт должны быть оборудованы по ходу газа двумя, располагаемыми по
следовательно ПЗК, автоматическим отключающим устройством, установленным между ними, связанным с атмосферой, обеспечивающим автоматическую проверку герметичности затворов ПЗК перед запуском (розжигом) и регулирующим устройством перед горелкой.
Типовая схема газопроводов природного газа в пределах котла приведена на рис. 3.1.14.
Автоматика безопасности и регулирования. Газоиспользующие установки должны оснащаться системой технологических защит, пре крашающих подачу газа в следующих случаях:
погасания факела горелки;
отклонения давления газа перед горелкой за пределы области устойчивой работы;
Рис. 3.1.14. Схема газопроводов природного газа котла:
1 — проду'вочная свеча газопровода и газового оборудования; 2 — свеча снятия давления для открытия защитного клапана при установке или снятии заглушки; 3 — главная задвижка с элекгроручным приводом подачи газа к котлу; 4 — фланцевая заглушка; 5 — штуцер подачи сжатого воздуха для освобождения газопровода от газа; 6 — газовый отсечной клапан; 7, 8 - диафрагма для измерения расхода газа соответственно основного и растопочного; 9,10 — регулирующий клапан расхода газа соответственно основного и растопочного; 11 — газопровод в пределах котла; 12а, 126,12в — горелка соответственно двухпоточная (по газу) с раздельным подводом газа к каждому каналу', двухпоточная с общим подводом газа и однопоточная; 13 — свеча безопасности; 14 — электромагнитный клапан; 15 — газопровод ЗЗУ; 16,17 — соответственно трубопровод продувки и продувочная свеча отводов к основным горелкам; 18 - проду'вочная свеча газопроводов ЗЗУ; 19 — штуцер отбора пробы газа; 20 — магистральный трубопровод; 21 — трубопровод малого расхода; 22,24,25,26—запорная арматура с электроприводом; 23,27- задвижка с электроприводом;
28 — резьбовая заглушка; 29 — дренаж газопровода
ь
ЛАН?
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство«Лань»
МАЗУТНОЕ ХОЗЯЙСТВО
331
понижения давления воздуха ниже допустимого (для двухпроводных горелок);
уменьшения разрежения в топке (кроме топок, работающих под наддувом);
прекращения подачи электроэнергии или исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления и средствах измерения.
Каждая газоиспользующая установка должна быть оснащена блокировкой, исключающей подачу газа в топку при отсутствии факела на ЗЗУ.
Автоматика безопасности при ее отключении или неисправности должна блокировать возможность подачи газа на газоиспользующую установку в ручном режиме.
3.1.4. МАЗУТНОЕ ХОЗЯЙСТВО
Мазутное хозяйство включает приемносливные устройства мазутохранилища (приемные и основные емкости), мазутонасосную (с насосами, подогревателями, фильтрами), паромазутопроводы, установки для приема, хранения и ввода жидких присадок, а также систем пожаротушения (рис. 3.1.15). Оно должно соответствовать правилам промышленной безопасности нефтебаз и складов нефтепродуктов ПБ 09-560-03.
Жидкое топливо в котельных установках может использоваться как основное, сезонное и резервное. Мазутные хозяйства подразделяются на основные и растопочные. Основное мазутное хозяйство предназначено для работы ТЭС или котельной только на мазуте, мазуте и газе или мазуте в качестве резервного топлива. Растопочные мазутные хозяйства применяют для котлов, работающих на твердых топливах (пылеугольных), а также только на ТЭС для растопки котлов и подсвечивания факела в топке.
Схемы мазутного хозяйства, зависящие от давления топлива перед форсунками котлов, подразделяются на двухступенчатые — с насосами и мазутонасосной первого и второго подъема и одноступенчатые — с одной ступенью насосов. В двухступенчатых схемах прокачка мазута через котельную осуществляется насосами второго подъема. В задачу насосов первого подъема входит прокачка топлива из основных резервуаров через подогреватели и фильтры тонкой очистки на всас насосов второго подъема, а также подача топлива через рециркуляционную линию в основные резервуары. В одноступенчатых схемах прокачка топлива из основных резервуаров через фильтры тонкой очистки и подогреватели через котельную с рециркуляцией обратно в основные емкости осуществляется одной ступенью насосов.
Рис. 3.1.15. Схема мазутного хозяйства с наземным мазутохранилищем:
5 - железнодорожная цистерна; б - приемные емкости; 7 - мазутохранилище
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство«Лань»
332
Глава 3.1. СИСТЕМЫ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
Применяется также схема мазутопрово-дов с двухступенчатой мазутной насосной с выделенным контуром рециркуляции с насосами рециркуляции через подогреватели после рециркуляционных насосов обратно в основные емкости. Одноступенчатые схемы применяются в промышленных котельных и на ТЭС мощностью менее 250 МВт.
Мазутохранилища. Хранение мазута производят в специальных резервуарах, которые могут быть наземными, полуподземными и подземными. Резервуары для хранения мазута выполняют железобетонными или стальными. Довольно распространены стальные вертикальные резервуары с конусной кровлей. При использовании мазута как основного и сезонного топлива устанавливают не менее двух резервуаров. Если мазут применяется как резервное топливо, то возможна установка одного резервуара.
Для хранения необходимого количества мазута на ТЭС предусматривают мазутохранилища с резервуарами вместимостью, м . 1000, 2000 и 3000 для растопочных мазутохозяйств (по типовому проекту растопочного мазутохо-зяйства для мощных электростанций); 5000 (при подаче мазута по трубопроводам), 10 000, 20 000, 30 000, 50 000 и 100 000 для основных мазутохозяйств. В промышленный котельных для основного или резервного топлива предусматривают железобетонные или стальные резервуары вместимостью 25, 50, 100, 200, 400 и 1000 м3.
Рис. 3.1.16. Металлический вертикальный мазутный резервуар:
1 — световой люк; 2 — вентиляционный патрубок;
3 — замерный люк; 4 — прибор для измерения уровня;
5 — люк-лаз; 6 — сифонный кран;
7 — подъемная труба; 8 — приемораздаточный патрубок; 9 — перепускное устройство
На рис. 3.1.16 показан металлический вертикальный мазутный резервуар, предназначенный для хранения мазута. Резервуары оборудуются устройствами для приема, подогрева и выдачи мазута, а также приборами для измерения уровня и отбора пробы. Каждая группа резервуаров имеет следующие общие линии: напорную от погружных насосов приемных емкостей, всасывающую основных насосов и рециркуляции от циркуляционных насосов или основных насосов. Рециркуляция способствует лучшему перемешиванию в резервуарах, а также подогреву его в емкостях. Отстой воды в емкостях не предусматривается.
Разогрев мазута в резервуарах принимают, как правило, циркуляционным, допускаются местные паровые разогревающие устройства (регистры, змеевики), устанавливаемые в районе забора мазута. При расположении внутри резервуара парового разогревающего устройства снаружи резервуара предусматриваются штуцеры для дренажа и воздушника с запорными устройствами для дренирования конденсата (при необходимости).
Температура подогрева нефтепродуктов в резервуарах должна быть ниже температуры вспышки их паров в закрытом тигле не менее чем на 15 °C и не превышать 90 °C. Температура подогреваемого в резервуаре нефтепродукта должна постоянно контролироваться с регистрацией показаний.
При подогреве нефтепродукта с помощью пароподогревателей давление насыщенного пара не должно превышать 0,4 МПа.
Мазутонасосные. В мазутонасосную ТЭС входят: насосное отделение, помещение щита управления, распределительный электрический щит, камеры трансформаторов, вентиляционные установки и бытовые помещения. В мазутонасосной на отметке 0,00 м располагают насосы второго подъема и фильтры тонкой очистки, на заглубленной отметке 2,10 м -насосы первого подъема, циркуляционные насосы, насосы конденсатные, дренажные и загрязненных мазутом дренажей. Вне помещения мазутонасосной располагают подогреватели мазута (основные и циркуляционные), фильтры очистки резервуаров, резервуары для сбора конденсата, расширитель, мазутоловуш-ку, приямок дренажей и бак загрязненных мазутом дренажей. На ТЭС устанавливается не менее трех насосов каждой ступени (в том числе один резервный), в мазутохозяйствах промышленных котельных - не менее двух (в том числе один резервный).
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» JIAHd
334
Глава 3.1. СИСТЕМЫ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
Рис. 3.1.17. Схема мазутопроводов в пределах котла:
1,2 - запорные вентили; 3 - быстродействующий клапан; 4 - регулирующий клапан;
5,6- измерительные устройства; 7 - манометр; 8 - воздушный вентиль; 9 - паромеханическая форсунка;
10 - дренаж с ревизиями; 11 - обратный клапан; I- конденсат; Л - пар; III- рециркуляция мазута; IV- напорные магистрали мазута; V-в дренажный бак
Подогрев мазута для котлов ТЭС при давлении топлива до 1 МПа производят в подогревателях с площадью поверхности нагрева 200...400 м2 и пропускной способностью 60... 240 т/ч, при давлении топлива до 4 МПа - в подогревателях с площадью поверхности нагрева 30 и 100 м2 и пропускной способностью 15 и 30 т/ч.
Для промышленных котельных подогрев топлива обычно осуществляют в подогревателях ПМ-25-6 с площадью поверхности нагрева 11 м2 и пропускной способностью 6 м3/ч с рабочим давлением до 2,5 МПа.
Система мазутоснабжения котла. В пределах котла рекомендуется использовать схему мазуто- и паропроводов, показанную на рис. 3.1.17. Растопочные форсунки должны быть оборудованы системой быстродействующих клапанов (рис. 3.1.18). Все элементы мазутопроводов котла (трубы, арматура, фланцы и др.) рассчитывают на давление мазута, которое установлено проектом после насосов второго подъема (на мазутонасосной станции и магистрали котельной) [2]. В частности, для запорных вентилей давление ру= 13,8 МПа, температура t = 570 °C иру = 10 МПа, t = 450 °C.
Рис. 3.1.18. Форсунка, оснащенная импульсными клапанами:
1,2 - запорные вентили; 3 — быстродействующий клапан (импульсный); I— пар; II— мазут
Трубопроводы изготовляют из стали 20. При расчете сечения труб максимальную скорость мазута принимают 1,5 м/с, а пара 10 м/с.
Стальные трубы, детали, фасонные части, опоры и подвески следует применять в соответствии с нормативно-технической доку-
ЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА^
Издательство «Лань» JIAHd
aOXLVIDO
xiHaoxvinnoiros dHixvavx rrc
КИНЯ1Г¥1ГЛО1ГО£ И кинуяпеяутглоеое ншэпиэ
эZ6E £661
ШНУДЭЛЛГ яоэппэ
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКАМ^
Издательство «Лань» ЛАНЬ
3.2.1. Гранулометрический состав (%) летучей золы из котлов со слоевым сжиганием различных топлив
Вид топлива Тип топки Размеры частиц, мкм
до 10 10...20 20...30 30...40 40...50 50...60 60...86 86...100 >100
Антрацит АК (дробленый) С ручным обслуживанием 3 3 4 3 4 3 7 6 67
Антрацит АРШ С ручным обслуживанием 3 6 7 8 7 4 14 5 46
ПМЗ с подвижной решеткой 7 9 И 10 8 6 11 5 33
Антрацит АШ и АРШ С механической цепной решеткой 11 9 18 7 6 5 13 4 27
С ручным обслуживанием 32 15 11 8 6 5 9 3 11
С механической цепной решеткой 6 4 9 22 18 12 15 5 9
Подмосковный уголь Б ПМЗ с неподвижной решеткой 9 10 8 7 6 5 9 4 42
ПМЗ с решеткой обратного хода 26 18 10 7 5 4 11 2 17
С ручным обслуживанием 26 20 12 10 11 6 6 2 7
Воркутинский уголь ПЖ С механической цепной решеткой 6 10 10 10 8 8 10 3 35
ПМЗ с неподвижными решетками 10 9 8 7 5 4 9 4 44
Донецкий уголь: Г ПМЗ с неподвижной решеткой 19 11 8 6 5 4 8 3 36
ПМЗ с решеткой обратного хода 16 14 10 8 7 6 11 4 24
д ПМЗ с неподвижной решеткой 12 11 7 6 5 4 4 8 43
ПМЗ с решеткой обратного хода 19 14 10 8 6 4 10 4 25
ПЖ ПМЗ с неподвижной решеткой 8 9 8 7 6 5 12 5 40
т ПМЗ с решеткой обратного хода 17 13 10 8 7 5 10 4 26
Торф кусковой С механической цепной решеткой 13 19 18 12 8 6 9 2 13
Примечание. АК - антрацит крупный; АРШ - антрацит рядовой со штыбом.
336 Глава 3.2. СИСТЕМЫ ЗОЛОУЛАВЛИВАНИЯ И ЗОЛОУДАЛЕНИЯ
3.2.2. Гранулометрический состав летучей золы из котлов с пылевидным сжиганием различных топлив
Уголь Мельница Доля частиц, с размерами крупнее данного, %
Размеры частиц, мкм
>5 > 15 >30 >40 >60
Донецкий:
АШ 91,0 67,0 44,0 34,0 18,0
тощий Шаровая барабанная 92,0 75,0 58,0 47,0 27,0
Кузнецкий тощий 88,0 49,0 29,0 23,0 13,0
Кемеровский уголь 92,0 62,5 40,0 30,0 16,0
Экибастузский уголь Шаровая барабанная 94,0 71,0 38,0 29,7 23,0
Молотковая 94,5 75,0 54,3 46,0 33,8
Челябинский бурый Подмосковный бурый Шаровая барабанная 93,5 89,0 71,5 57,5 46,0 34,0 37,0 26,0 24,0 14,0
Челябинский бурый Подмосковный бурый Молотковая 95,0 68,0 40,5 30,5 18,0
Интинский Молотковая 92,5 63,0 25,0 16,0 8,0
Среднеходная 92,5 66,0 39,0 30,0 19,0
Воркутинский Молотковая 90,5 57,0 25,0 13,0 5,0
Среднеходная 90,5 57,0 26,0 19,0 1,0
Ленинский 96,5 83,0 53,0 38,0 26,0
Александрийский Канский Молотковая 95,0 96,0 69,0 77,0 35,0 47,0 23,0 34,0 11,0 18,0
Фрезерный торф 88,0 72,0 56,0 47,0 34,0
ХАРАКТЕР ЗОЛОШЛАКОВЫХ ОСТАТКОВ 337
338
Глава 3.2. СИСТЕМЫ ЗОЛОУЛАВЛИВАНИЯ И ЗОЛОУДАЛЕНИЯ
Расчет количества золошлакового материала (кг/ч), образующегося на ТЭС при сжигании твердого топлива, можно произвести по формуле
Сзш=0,01Д Ar+q4
Р1 32,7-103
(3.2.1)
а количества неуловленных твердых остатков (кг/ч), рассеиваемых через дымовую трубу в атмосфере, - по формуле:
<7ЗШ = 0,017? ! +g4 —
Р1 32,7-103
! Пзу
100
(3.2.2)
зийной решетки и отсосного золоуловителя, обычно циклона (рис. 3.2.1). Жалюзийная решетка предназначена для разделения газового потока на две части: 1) в значительной мере освобожденную от пыли и составляющую 80... 90 % всего количества газа; 2) часть (10.. .20 %), в которой сосредоточена основная масса содержащейся в газах золы, которая улавливается затем в циклоне.
Для удаления очаговых остатков, выпадающих вниз холодной воронки топки, как при твердом, так и при жидком шлаке, используют скребковые транспортеры или шнеки. Шнековое шлакоудаление получило широкое распространение ввиду простоты схемы и надежности конструкции (рис. 3.2.2).
где - потеря теплоты с механическим недожогом, %; Т|зу - КПД золоуловителя, %.
Для удаления шлака и золы из котла используют устройства шлакозолоудаления. Для удаления крупных фракций золы и защиты от эрозионного износа конвективных пакетов, установленных в опускном газоходе, как правило, в зоне поворотной камеры котла, возможна установка жалюзийного золоуловителя. Жалюзийный золоуловитель состоит из жалю-
Рис. 3.2.1. Схема действия жалюзийного золоуловителя
Рис. 3.2.2. Шнековое шлакоудаление непрерывного действия:
/ - летка; 2 - охлаждаемый водой змеевик; 3 - нижний коллектор экрана;
4 - шлаковый бункер: 5 - шибер: 6 - ванна с водой: 7 - шнек:
8 - дробильная камера; 9 - электродвигатель с редуктором;
10 - решетка; 11 - отводящая течка;
12 - течка канала гидрозолоудаления;
13 - ролики для откатки шнека
И з дате л ьство «Л а н ь» ЛАН1з
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
ОБОРУДОВАНИЕ СИСТЕМ ЗОЛОУЛАВЛИВАНИЯ
339
3.2.2. ОБОРУДОВАНИЕ СИСТЕМ ЗОЛОУЛАВЛИВАНИЯ
В котельных установках для очистки продуктов сгорания от твердых частиц применяют следующие устройства:
механические инерционные золоуловители, в которых частицы уноса отделяются от газов под влиянием сил инерции при вращательном вихревом движении потока газов, -циклоны различных конструкций, в том числе с омываемыми водой стенками и решетками;
электрофильтры, очистка газов в которых основана на ионизации газовой среды и притяжении заряженных частиц уноса к электродам;
рукавные фильтры, очищаюшие газовый поток за счет фильтрации газов через ткань и электростатического взаимодействия между частицами уноса и тканью;
комбинированные золоуловители, состоящие из последовательно установленных золоуловителей различной конструкции, например циклона и электрофильтра.
Основной характеристикой золоуловителей являются коэффициенты очистки (коэффициенты обеспыливания) газов: общий Т)оч и фракционный :
Л оч =^ул/^вх > (3.2.3)
< = G*/G* , (3.2.4)
где GyjI, Gyn, GBX, G* - соответственно общая масса уловленных частиц уноса, масса данной его фракции, общая масса частиц уноса, входящих в золоуловитель, и масса данной его фракции, входящей в золоуловитель.
Коэффициент обеспыливания зависит от характеристик уноса и режимов работы котла.
Важными показателями золоуловителей являются добавочный расход электроэнергии на тягу, вызываемый дополнительным аэродинамическим сопротивлением золоуловителя, удельный расход воды на очистку газов при мокрых золоуловителях, а также стоимость золоуловителя.
Инерционные золоуловители-циклоны. Запыленный поток газа подводится в циклон тангенциально через патрубок 2, выход газов осуществляется через патрубок 4, расположенный в центре циклона (рис. 3.2.3). Под воздействием центробежной силы Ац твердые
Рис. 3.2.3. Схема действия циклона:
1 - корпус циклона; 2 - входной патрубок;
3 - крышка; 4 - выходной патрубок;
5 - конусная часть корпуса; 6 - выход золы
частицы отбрасываются к стенкам циклона, теряют скорость и выпадают в бункер. Эффективность обеспыливания в циклоне повышается с увеличением окружной скорости газов (Ог, увеличением массы частицы т и уменьшением радиуса циклона гц:
Fa = та>л/гц.
В простейших циклонах скорость газов, отнесенная к площади его сечения, принимается примерно равной 3,5: 20...25 на входе и 12... 15 м/с на выходе. Аэродинамическое сопротивление циклона, Па:
Др=^<Х>гРг/2,
(3.2.5)
где % = 10... 12 - суммарный коэффициент сопротивления; рг - плотность газов, кг/м3.
Циклоны могут быть различной конструкции. Простейшие циклоны в основном используются в котельных установках малой мощности при слоевом сжигании топлива.
Для повышения эффективности работы инерционного золоуловителя, а также для уменьшения его габаритных размеров применяют батарейные циклоны, состоящие из большого числа параллельно включенных циклонных элементов малого диаметра (рис. 3.2.4).
Число элементов циклона может быть приближенно определено по формуле
„.вд12_,Ьк
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство«Лань» ЛАН1э
340
Глава 3.2. СИСТЕМЫ ЗОЛОУЛАВЛИВАНИЯ II ЗОЛОУДАЛЕНИЯ
Рис. 3.2.4. Схема батарейного циклона:
1 — входной патрубок; 2 — распределительная камера; 3 — циклонные элементы; 4 — выхлопные трубы;
5 - направляющие аппараты; б — пылеотводящие отверстия: 7 — сборный бункер: 8 — камера очищенного газа; 9 — опорные решетки;
10 - опорный пояс
где V - объем газов в единицу времени, м3/с; d - диаметр элемента, м: - общий коэффициент сопротивления; Др - сопротивление элемента циклона, Па.
Максимально допустимая запыленность дымовых газов при входе в батарейный циклон зависит от диаметра и конструкции элемента. Температура газов в циклоне не должна превышать 450 °C. Эффективность пылеулавливания в батарейном циклоне в процессе эксплуатации котла при наличии вторичного уноса отсепарированной пыли из бункера значительно уменьшается при отклонениях скорости газов от расчетной. Потери давления в батарейном циклоне при обычно принятых скоростях газа 3,5...4,75 м/с и номинальной нагрузке составляют 500.. .700 Па. При очистке газов котлов со слоевыми топками цоч = 80...90 %, а при пылеугольном сжигании топлива Г]оч = = 65...70 %.
Мокрые циклонные золоуловители (скрубберы). Они имеют более высокую эф
фективность улавливания пыли. В мокрый золоуловитель газы подаются тангенциально в нижнюю часть колонны, вода через ряд сопл по окружности колонны (также тангенциально) подается в верхнюю часть. Зола прижимается к пленке воды и удаляется вместе с ней через дренаж. Так как в воде образуются слабые конценрации кислот, то скруббер изнутри покрывают тонким слоем свинца и керамиче-ской плиткой. Недостатками скрубберов в основном являются: кислотность дренируемой из них смывной воды, требующей организации особой нейтрализующей очистки; значительная коррозия; накопление твердых отложений на внутренних элементах скруббера.
Схема центробежного скруббера-золоуловителя ЦС-ВТИ с орошаемыми водой стенками показана на рис. 3.2.5. Такие золоуловители изготавливают диаметром 600... 1700 мм и производительностью 1,1... 11 м3/с. Расход воды на орошение стенок составляет 0,2... 0,9 кг/с, на промывку бункера 0,85 кг/с. Перепад давлений в золоуловителе 650.. .800 Па.
Рис. 3.2.5. Центробежный скруббер ЦС-ВТИ:
1 корпус; 2 входной патрубок;
3 — оросительные сопла; 4 — смывные сопла;
5 - золосмывной аппарат типа ковша-мигалки
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Иэдател ьство «Лань» ЛАН1
ОБОРУДОВАНИЕ СИСТЕМ ЗОЛОУЛАВЛИВАНИЯ
341
На рис. 3.2.6 показана схема мокропруткового золоуловителя МП-ВТИ, в котором на входе газов в золоуловитель имеется прутковая орошаемая водой решетка. Эти золоуловители изготовляют диаметром 2300...3300 мм, производительностью 18...38,2 м3/с. Расход воды составляет 2,9...4,1 кг/с, перепад давлений 650...800 Па. В усовершенствованных золоуловителях вместо трубной решетки применены трубы Вентури, служащие для коагуляции частиц золы. Степень очистки в мокропрутковых золоуловителях достигает riO4 = = 92 %. Мокрые золоуловители могут использоваться при содержании серы в топливе менее 0,3 % на 1 МДж/кг и содержании свободной щелочи в золе менее 12 %. Жесткость воды, подаваемой на орошение, должна быть не выше 15 мг-экв/кг.
Основным преимуществом мокрых золоуловителей является исключение вторичного уноса уловленной пыли, что повышает их КПД. Мокрые золоуловители в эксплуатации сложнее и менее надежны, чем батарейные циклоны, и их применение ограничивается предельным содержанием серы в топливе и щелочностью золы. Помимо этого при использовании таких юлоуловителей необходима очистка загрязненной воды.
В процессе очистки газов в мокрых золоуловителях происходит их насыщение парами воды, увеличение объема и частичное охлаждение. Влагосодержанце газов при полном их насыщении водяными парами в золоуловителе, г/м3,
, 804 Д,
------, (3.2.6)
Рг Р-Рп
Рис. 3.2.6. Мокропрутковый золоуловитель МП-ВТИ:
1 — корпус; 2 — входной патрубок;
3 — оросительные сопла; 4 — смывные сопла;
5 - гпдрозатвор, 6—прутковая решетка;
7 - оросительные форсунки прутковой решетки
где рг - плотность продуктов сгорания при 0 °C; рн - парциальное давление водяного пара в газе при полном его насыщении. Па: р - полное давление влажного газа. Па.
Относительное увеличение объема продуктов сгорания в золоуловителе
А I 804 J к;
где - объем продуктов сгорания до золоуловителя, м3/кг; с/н и dT - влагосодержанце газов после золоуловителя и перед ним, г/м3.
Температура продуктов сгорания после золоуловителя может быть определена из уравнения теплового баланса продуктов сгорания до и после золоуловителя:
'Ж = И +^^-r + St" ’ <3-2-8> где К/ - объем продуктов сгорания перед золоуловителем. м3/кг; с' и с" - теплоемкость продуктов сгорания соответственно перед золоуловителем и после него, кДж/(м - К); t'T и /р - температура продуктов сгорания соответственно перед золоуловителем и после него, ’С; г - теплота парообразования, кДж/кг; g - удельный расход воды в золоуловителе, кг/м3.
Электрофильтры. Очистка газов в электрофильтрах основана на том, что вследствие коронного разряда между двумя электродами, к которым подведен пульсирующий электри-
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Ла нь» ЛАН1
342
Глава 3.2. СИСТЕМЫ ЗОЛОУЛАВЛИВАНИЯ II ЗОЛОУДАЛЕНИЯ
ческий ток высокого напряжения (до 60 кВ), проходящий через электрофильтр поток газов, заполняется отрицательными ионами, которые под действием сил электрического поля движутся от коронирующего к осадительному электродам. Отдав заряд, частица падает в карман, а затем в золовой бункер. Накапливающийся на осадительных электродах унос периодически стряхивается специальными устройствами в бункер, из которого затем удаляется. Коронирующие электроды выполняют в виде металлических стержней, ленточноигольчатыми или в виде стержней штыкового сечения. Осадительные электроды изготовляют из труб или пластин.
Электрофильтры могут быть с горизонтальным и вертикальным потоком газов. Для котельных установок преимущественно используют горизонтальные электрофильтры с пластинчатыми электродами. В зависимости от числа последовательно расположенных электродов различают одно-, двух- и четырехпольные электрофильтры.
Для эффективной работы электрофильтра большое значение имеют газораспределительные устройства, обеспечивающие равномерное распределение газа по сечению аппарата.
Газораспределительное устройство состоит из системы решеток 7, перед которыми как правило, устанавливаются направляющие лопатки 2 (рис. 3.2.7). Создание равномерного газораспределения в электрофильтре осложняется тем, что аппарат разделен на большое количество параллельных газовых каналов, причем собственное гидравлическое сопротивление этих каналов мало и поэтому перераспределение газовых потоков между ними не происходит даже при большой неравномерности скоростей газа в них.
Схема горизонтального пластинчатого двухпольного электрофильтра показана на рис. 3.2.8. Оптимальная скорость газов в электрофильтре 1,5... 1,7 м/с. При этом аэродинамическое сопротивление электрофильтра составляет 200...300 Па. На очистку 1000 м3 газа расходуется 0,1...0,15 кВт-ч электроэнергии. Температура газов перед электрофильтром, как правило, не должна превышать 200 °C.
Степень очистки газов в электрофильтре зависит от скорости газов, длины электродов и расстояния между ними, а также от характеристик пыли. В существующих конструкциях электрофильтров улавливается большая часть пыли с размерами частиц более 10 мкм; коэффициент очистки Т1оч = 97.. .99 %.
Электрофильтры серии УГ в зависимости от активной высоты поля могут быть трех габаритов (рис. 3.2.9): УГ1 (с активной высотой поля 4,2 м); УГ2 (7,5 м); УГЗ (12 м). Электрофильтры первого и второго габаритов имеют активную длину полей 2,5 м, а третьего — 4 м.
Электрофильтры первого габарита выпускаются двух- и трехпольными, а второго и третьего - трех- и четырехпольными. Осадительные электроды в этих электрофильтрах состоят из профилированных тонкостенных широкополосных (шириной 350 мм) элементов открытого профиля с нижним молотковым встряхиванием. Коронирующие электроды имеют рамную конструкцию с боковым подвесом на кварцевых, опорно-проходных изоляторах и молотковым встряхиванием (электроды фильтров УГЗ встряхиваются на двух уровнях). Элементы коронирующих электродов выполнены игольчатыми из стальной ленты с выштампованны-ми остриями. Шаг между одноименными электродами составляет 275 мм. Корпус электрофильтров рассчитан на работу под разрежением до 3...4 кПа и заполнение бункеров пылью с насыпной массой до 1500 кг/м3.
Рис. 3.2.7. Схемы электрофильтров с газораспределительными устройствами: а — центральный подвод газа в горизонтальном электрофильтре; б — подвод газа снизу в горизонтальном электрофильтре, е — боковой подвод газа в вертикальном электрофильтре;
1 — газораспределительная решетка; 2 — лопатки; 3 — бункер форкамеры
h
ЛАН?
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издател ьство «Лань»
ОБОРУДОВАНИЕ СИСТЕМ ЗОЛОУЛАВЛИВАНИЯ
343
Рис. 3.2.8. Горизонтальный пластинчатый двухпольный электрофильтр:
1 - газораспределительная решетка; 2 коронирующие электроды; 3 осадительные электроды;
4 - механизм встряхивания коронирующих электродов; 5 - механизм встряхивания осадительных электродов;
б - карманы осадительных электродов
Рис. 3.2.9. Электрофильтр серии УГ:
1 - газораспределительное устройство; 2 - корпус фильтра; 3 - золотые бункера; 4 - коронирующие и осадительные электроды с устройствами встряхивания
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» JIAHd
344
Глава 3.2. СИСТЕМЫ ЗОЛОУЛАВЛИВАНИЯ И ЗОЛОУДАЛЕНИЯ
Электрофильтры серии ЭГА - горизонтальные (модификации А), с максимальной температурой 330 °C. Электродная система состоит из широкополосных (шириной 640 мм) элементов открытого профиля и рамных коро-нирующих электродов с игольчатыми элементами. Шаг между одноименными электродами составляет 300 мм. Осадительный электрод набран из четырех - восьми элементов, что дает активную длину поля соответственно 2,56; 3,84; 4,48; 5,12 м. В электрофильтре по ширине имеется 10-88 газовых проходов. Минимальная высота электродов принимается из следующего ряда: 6; 7,5; 9; 12 м. Число полей составляет от двух до четырех. Эти электрофильтры по компоновке электродных систем и встряхивающих механизмов аналогичны фильтрам серии УГ.
Электрофильтры серии У ГТ (рис. 3.2.10) -унифицированные, горизонтальные, высокотемпературные, сухие, предназначены для очистки газов с температурой до 425 °C. В настоящее время освоен выпуск электрофильтров серии УГТ первого габарита с ак
тивной высотой поля 7,5 м. Эти электрофильтры имеют активную высоту полей 2,5 м и выпускаются трехпольными. Осадительные электроды - прутковые с молотковым встряхиванием по средней части электрода, коронирующие - свободно подвешенные с натяжением, из проволоки диаметром 2,2 мм, с молотковым встряхиванием верхней рамы и подвесом системы на вынесенных из электрофильтра опорных фарфоровых изоляторах, с применением в качестве изоляторов кварцевых труб. Корпуса электрофильтров рассчитаны на разрежение 4 кПа и насыпную массу пыли до 2000 кг/м3.
Расчет электрофильтров сводится к определению времени пребывания газа в электрофильтре или параметров, определяющих его (скорости газа, активной длины электрофильтра и др.), с учетом всех факторов, влияющих на процесс улавливания частиц.
В сухих электрофильтрах на процесс электрогазоочистки существенно влияет вторичный унос осажденных частиц из слоя, унос частиц при встряхивании электродов, а также проскок частиц через "неактивные" зоны.
Рис. 3.2.10. Электрофильтр серии УГТ (позиции см. рис. 3.2.9)
ь
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань»
ОБОРУДОВАНИЕ СИСТЕМ ЗОЛОУЛАВЛИВАНИЯ
345
Выражение для парциальной эффективности электрофильтра, учитывающее только процесс осаждения частиц, предложено Дейчем:
для трубчатого
2со£
т]п=1-е wR
(3.2.9)
для пластинчатого
2со£
т]п = 1-е
(3.2.10)
где со - скорость дрейфа частиц, м/с; w - скорость газа в активном сечении, м/с; L - активная длина электрофильтра, м; R - радиус трубчатого осадительного электрода, м; Н - расстояние между коронирующим электродом и пластинчатым осадительным электродом, м.
Формулы (3.2.9) и (3.2.10) получены исходя из предположений о равномерном распределении концентраций пыли по сечению аппарата, постоянства скорости газового потока и скорости дрейфа частиц во всех точках электрофильтра, отсутствии вторичного уноса осажденной пыли.
Если ввести понятие удельной площади поверхности осаждения
f = S!V,
Рис. 3.2.11. Номограмма для определения эффективности электрофильтра по формуле (3.2.12)
где S - площадь поверхности осаждения осадительных электродов, м2; V - объемный расход очищаемых газов, м3/с, то исходя из (3.2.9) и (3.2.10), в общем виде для любого электрофильтра можно записать:
T|n=l-e“w/. (3.2.12)
Из (3.2.12) следует, что для определения эффективности электрофильтра необходимо при известной удельной площади поверхности осаждения иметь скорость дрейфа частиц (рис. 3.2.11).
Расчет скорости дрейфа малонадежен, так как она зависит от большого числа параметров, которые нельзя точно учесть. Для возможности учета изменения эффективной скорости дрейфа при изменении скорости газа в активном сечении, а также введения поправки на другие факторы, не учитываемые формулой Дейча, на основании анализа практических данных предложения модификация формулы (3.2.12) для условий улавливания золы из дымовых газов котлов
Г|п = 1 -е (ю/)0’5 . (3.2.13)
Рукавные фильтры (рис. 3.2.12). В них газовый поток очищается путем фильтрации газов через ткань, а также за счет электростатического взаимодействия между частицами уноса и тканью. В рукавных фильтрах используют фильтрующие материалы двух типов: обычные ткани, изготовляемые на ткацких станках, и войлок (фетр). Осаждение частиц золы в начальный период работы фильтра происходит за счет механизмов касания, инерции, диффузии и электростатического взаимодействия с внешним слоем ткани. Затем процесс осаждения частиц происходит с образование ’’мостиков’’ над порами ткани и в них, в результате чего образуется сплошной слой отложений, который становится вторичной фильтрующей средой, что существенно повышает эффективность очистки, которая может достигать практически 100 %. Однако по мере увеличения толщины сформированного на ткани слоя частиц, гидравлическое сопротивление фильтра существенно возрастает, и ткань приходится регенерировать путем отряхивания или обратной продувки очищенным газом.
В рукавных фильтрах скорость фильтрации газов небольшая (обычно 0,5...2 м/с), что обусловливает применение больших площадей фильтрующих поверхностей. Одним из решающих факторов, обеспечивающих эффективную и экономичную их работу, является
Издательство «Лань» ЛАН1>
СИСТЕМЫ УДАЛЕНИЯ ЗОЛОШЛАКОВЫХ ОТХОДОВ
347
3.2.3. СИСТЕМЫ УДАЛЕНИЯ ЗОЛОШЛАКОВЫХ ОТХОДОВ
Система золошлакоудаления - это совокупность различного механического оборудования, каналов гидрозолоудаления (ГЗУ), пульпо-, шлако- и золопроводов, предназана-ченная для удаления золы из золоуловителей, шлака от котлов и транспотрировки золошлакового материала до места складирования.
Удаление золы и шлака может быть совместным и раздельным, в зависимости от дальнейшего их использования или складирования на золошлакоотвалах - гидротехнических сооружениях, предназаначенных для хранения золошлакового материала.
Для удаления золы и шлака из топок, золовых бункеров котлов и золоуловителей и далее из помещения котельной на золоотвал применяют механическую, пневматическую или гидравлическую систему золошлакоудаления.
Механическая система золошлакоудаления. При такой системе шлакоудаления выгрузка шлака из бункеров осуществляется скребковыми транспортерами или шнеками, а золы - клапанами-мигалками или вращающимися лопастными затворами.
Шлак и зола сбрасываются в приемный канал, расположенный в золовом помещении, а затем с помощью скрепера, горизонтальновертикального подъемника или другого механизма подаются в сборный бункер, находящийся за пределами котла. Транспорт шлака и золы на золоотвал или на завод для переработки золошлаковых отходов осуществляется автомашинами или железнодорожными вагонами. Система механического шлакоудаления со скрепером показана на рис. 3.2.14.
Механическая система золошлакоудаления не требует больших затрат электроэнергии и воды, которые составляют для этих систем соответственно 2...3 кВч • ч/т и 0,2...0,5 м3/т, однако не обеспечивают удаления больших масс шлака и золы и не решают вопроса внешнего их транспорта. Вследствие этого механические системы золошлакоудаления применяют в основном для котельных установок малой мощности.
Пневматическая система золошлакоудаления. Пневматический транспорт шлака и золы основан на способности потока газов при достаточной скорости перемещать сыпучие материалы. Пневмозолошлакоудаление может быть осуществлено по нагнетательной и всасывающей схемам. В первом случае система находится под давлением, во втором - под разрежением. В применяемых обычно системах, работающих по всасывающей схеме, в качестве транспортирующего агента используется воздух, и вся система находится под разрежением, создаваемым паровыми эжекторами или вакуум-насосами (рис. 3.2.15).
Шлак после измельчения до размеров меньше 35 мм в валковых дробилках 2, установленных под каждым шлаковым бункером 7, и зола из золовых бункеров поступают во всасывающие насадки соответственно 3 и 4, подхватываются воздухом, поступающим через насадки в систему, и транспортируются по золошлакопроводам в циклон 10, в котором происходит отделение золы и шлака от воздуха. Из циклона зола и шлак поступают в сборный бункер 77. Воздух из циклона отсасывается через пылеуловитель паровыми эжекторами и вместе с паром сбрасывается в дымовую трубу.
Рис. 3.2.14. Схема золошлакоудаления со скрепером:
7 - бункер шлака котла; 2 - скреперный канал; 3 — лебедка; 4 — натяжной трос;
5 - ковш; 6 — эстакада; 7 - сборный бункер
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАНЬ
СИСТЕМЫ УДАЛЕНИЯ ЗОЛОШЛАКОВЫХ ОТХОДОВ
349
6)
Рис. 3.2.16. Гидравлическая система совместного золошлакоудаления:
а - с багерными насосами; б - с гидроаппаратами; в — золоотстойник;
1 — шлакосмывная шахта; 2 — брызгально-оросительное устройство; 3 — смывное сопло; 4 — канал;
5 - побудительное сопло; 6 — золоуловитель; 7 - бункер золы; 8 — золосмывной аппарат;
9 — переключающий шибер; 10 - смывной насос; 11 - трубопровод смывной воды; 12 — котел;
13 - шлаковый бункер; 14 — вторичный металлоуловитель; 15 — багерный насос; 16 - трубы; 17 - шибер;
18 — предварительный металлоуловитель; 19 — кран; 20 — решетка; 21 — дробилка; 22 — дренажный насос;
23 — золоотстойник; 24 — золоотвал; 25 - осветленная вода; 26 - высоконапорный насос;
2 7 - аппарат Москалькова
шлакосмывную шахту, где производится непрерывное охлаждение его водой. Накапливающийся в шахте шлак периодически смывается водой, подаваемой под давлением через сопло; смесь шлака и воды через решетку поступает в каналы гидрозолошлакоудаления. Зола их бункеров под газоходами котла и золоуловителя через золосмывные или золоопускные устройства также направляется в каналы гидрозолошлакоудаления.
В каналы 4 подается вода под давлением через побудительные сопла 5. Гидромасса самотеком поступает из каналов в приемные бункера багерной насосной. В верхней части бункеров установлены решетки, через которые проходят зола и мелкий шлак; крупные куски шлака размером более 60 мм задерживаются на решетке и направляются в валковые дробилки, а после дробления вместе с остальной гидромассой, проходя металлоуловитель 18. -в багерные насосы 15. Багерными насосами гидромасса по трубопроводам подается на золоотвал 24.
На рис. 3.2.17 показаны схемы гидрозолошлакоудаления с багерными и шламовыми насосами. Такие системы отличаются приме
нением индивидуальных каналов, насосов и трубопроводов для раздельного транспорта золы и шлака.
Рис. 3.2.17. Схема гидравлических систем раздельного золошлакоудаления с багерными и шламовыми насосами:
а — шлакоудаления; б — золоудаления;
1 — шлакосмывная шахта; 2 - шлакосмывное сопло; 3 — побудительные сопла в канале;
4 — металлоуловитель; 5 — решетка;
6 — шлакодробилка; 7 - багерный насос;
8 — золовой бункер; 9 — шлюзовый питатель золы;
10 — шламовый насос
ЭЛ
ЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКАРЬ
Издательство «Лань» JIAHd
издат, 1985.376 с.
удаления ТЭС. М.: Издательство МЭИ, 2002.
тельство МЭИ. 2003. 716 с.
ОБРАБОТКА ВОДЫ НА ТЭС И АЭС
3.3.1. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПРИРОДНОЙ ВОДЫ НА ТЕПЛОВОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
ПРИМЕСИ ПРИРОДНЫХ ВОД. ПОКАЗАТЕЛИ КАЧЕСТВА ИСХОДНОЙ ВОДЫ
353
ванне, механическое фильтрование и методы деминерализации, такие как упаривание и обратный осмос. Например, для технологических нужд на Калининской АЭС используется вода озера Удомля, которая загрязнена взвешенными (частичками песка, глины, остатками растительности) и коллоидными (мельчайшими частицами, не осаждающимися в воде в течение довольно длительного времени) веществами в большинстве своем органического происхождения. Поэтому она подвергается предварительной очистке: коагуляции с известкованием.
Предварительная очистка воды предполагает удаление из воды грубодисперсных и коллоидных примесей путем обработки ее с помощью реагентов в специально предназначенных для этих целей аппаратах-осветлителях, с последующей очисткой воды на механических и ионообменных фильтрах (рис. 3.3.3).
Качество воды, обеспечивающей безна-кипный режим основного и вспомогательного оборудования ТЭС, включая отсутствие различных отложений и шлама, должно быть высоким: по примесям на три порядка меньше, чем качество исходной воды, поступающей на водоподготовительную установку (ВПУ). Кроме того, концентрация агрессивно-коррозионных газов, таких как кислород, углекислый газ в питательной воде и в конденсате, не должна превышать 10.. .30 мг/л.
Технически возможно достижение нулевых концентраций по примесям в питательной воде и в конденсате, но затраты на очистку воды как на ВПУ, так и в цикле ТЭС будут чрезвычайно высокими. На рис. 3.3.4 показан рост затрат С при снижении содержания примесей (общее солесодержание) в воде S.
Рис. 3.3.3. Принципиальная схема водоподготовительной установки для очистки природной воды:
1 — подогреватель сетевой воды; 2 — осветлитель; 3 — бак осветленной воды; 4 — механический фильтр;
5 — ионообменная установка;
6 — бак обессоленной воды
Рис. 3.3.4. Зависимость удельных затрат С от солесодержания воды S
Очевидно, что при S —> 0 удельные затраты на очистку воды С —> оо. Поэтому на практике приходится находить оптимальное решение, заключающееся в том, чтобы затраты на обработку воды и поддержание воднохимического режима (ВХР) на ТЭС не были столь значительны по сравнению с затратами на топливо, которые составляют 60...70 % затрат на тепловую и электрическую энергию.
3.3.2. ПРИМЕСИ ПРИРОДНЫХ ВОД. ПОКАЗАТЕЛИ КАЧЕСТВА
ИСХОДНОЙ ВОДЫ
Природная вода - дисперсная система. Природная вода является дисперсной системой и все примеси, распределенные в ней, можно по степени возрастания дисперсности разделить условно на три группы, различающиеся размерами частиц: грубодисперсные, коллоидно-дисперсные, молекулярно-дисперсные.
Грубо дисперсные вещества, обусловливающие мутность природных вод и являющиеся механическими примесями, состоят из песка, глины и других частиц минерального и органического происхождения, которые смываются с верхнего покрова земли дождями или талыми водами во время паводков. Грубодис-персные примеси содержат частицы (100 мкм), видимые в обыкновенный микроскоп, а неоднородность системы можно определить невооруженным глазом.
Коллоидно-дисперсные частицы (1... 100 мкм), различимые только ультрамикроскопом, представляют собой целые агрегаты, состоящие из многих молекул. Они свободно проходят через поры бумажного фильтра и не осаждаются даже в течение длительного времени. В природных водах в коллоидно-дисперсном состоянии находятся соединения кремния, алюминия, железа, а также органические
Издательство «Лань» ЛАН1>
Показатель 1 2 3 4 5 6
I f [ „ ь s 1 "ё it iHHLHJi i i Hi I Hi l!h 0» s 12,0 21,8 14,2 300 10,2 190 0,55 0,43 3,5 6,1 2,7 6.0 67 6,8 483 6,9 4,0 6,0 6,0 30,1 9,2 25,0 126 7,5 62,0 21,3 82,1
Показатель lb, ная т^бин
1 1 h il ШНИ i|f b = Hmi :f: stlhl! jii § 1 sj <0,2 100...400 <5,0 7,7 +0,2 <0,3 <20 0,5
Показатель Пит ная Конденсат
11 il ё a M i I <10 <20
I =
ОСНОВНЫЕ МЕТОДЫ ОБРАБОТКИ ПРИРОДНЫХ ВОД
359
Процесс коагуляции коллоидных примесей природных вод осуществляют в осветлителях (рис. 3.3.7). Исходная подогретая вода III после выделения из нее избытка растворенных газов в воздухоотделителе 1 подается в нижнюю часть осветлителя 2 через тангенциально расположенные сопла. Сюда же насосами-дозаторами закачиваются раствор коагулянта и известковое молоко для осуществления процесса известкования. По мере подъема обрабатываемой воды в осветлителе ее вращательное движение, созданное для лучшего перемешивания с реагентами, гасится с помощью вертикальных 3 и горизонтальных 4, 5 перегородок с отверстиями.
Восходящий поток обрабатываемой воды поддерживает хлопьевидный осадок во взвешенном состоянии, образуя шламовый слой -своеобразный фильтр, в котором содержание грубодисперсных примесей снижается до концентрации С < 10 мг/кг. Часть шламового слоя вместе с потоком воды отводится через окна 7 в шламоуплотнитель 8, в котором шлам отстаивается и удаляется в дренаж с небольшим количеством воды в виде продувки осветлителя IV. Наличие в осветлителе взвешенного
6 1
Рис. 3.3.7. Движение обрабатываемой воды в осветлителе:
1 — воздухоотделитель; 2 — смеситель;
3 — вертикальные перегородки; 4,5 — горизонтальные перегородки; 6 — кольцевой сборный желоб;
7 — шламоприемные окна; 8 — шламоуплотнитель;
9 — сборник осветленной воды; 1 — выход воды;
II — ввод реагентов; III — вход воды;
IV— продувка ш ламоу плотните ля; V— дренаж
шлама ограничивает скорость восходящего потока воды величиной менее 1 мм/с, поэтому осветлитель имеет большие габаритные размеры и его располагают вне здания водоподготовительной установки. Осветленная вода собирается в кольцевом желобе 6 и удаляется из осветлителя 1.
В ряде случаев при очистке воды от коллоидных и грубодисперсных частиц целесообразно объединить процессы коагуляции и известкования. Известкование относится к методам осаждения и основано на том, что при добавлении к воде раствора извести Са(ОН)2 ионы кальция образуют труднорастворимые соединения с карбонатами, а ионы магния - с гидроксильными группами. Реакции, протекающие при известковании воды, могут быть выражены следующей схемой:
Са(ОН)2 Са2+ + 2ОН”;
СО2 + 2011 -> СО32
+ Н2О;
НСО3” + ОН” -> СО32
+ Н2О;
Са2+ + СО32 -► CaCO3J,;
Mg2+ + 2ОН”
Mg(OH)2;.
Очевидно, что при известковании происходит декарбонизация воды (удаление СО2), некоторое снижение концентрации в ней иона ЕГСОз- и общей жесткости Жо. Так как для современных котлов и реакторов требуется вода более высокого качества, чем получается при известковании, этот метод обычно рассматривается как метод предварительной очистки природной или сточных вод перед последующей более глубокой их обработкой.
Осветление воды фильтрованием. Окончательное удаление грубодисперсных примесей из воды, прошедшей осветлители, завершается при ее фильтровании через пористую среду, создаваемую фильтрующим материалом, загруженным в осветлительные (механические) фильтры. Процесс выделения этих примесей из воды состоит из трех стадий: 1) переноса частиц из потока воды на поверхность фильтрующего материала за счет инерционных и диффузионных сил; 2) закрепления их на поверхности фильтрующего материала под действием межмолекулярных сил Ван-дер-Ваальса (адгезия - прилипание) или механически - в щелях между зернами; 3) отрыва частиц с переходом их в поток воды.
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань»
360
Глава 3 3 ОБРАБОТКА ВОДЫ НА ТЭС И АЭС
Последняя стадия происходит за счет гидродинамических сил потока воды, скорость которого возрастает по мере сужения проход ного сечения пор, заполняемых прилипающими примесями. Наряду с увеличением скорости в порах повышается и гидравлическое сопротивление слоя. Зона насыщения примесями фильтрующей загрузки постепенно распространяется в глубь слоя, и в определенный момент концентрация примесей в фильтрате начинает повышаться, после чего фильтр надо отключать для взрыхляющей промывки "истощенного" слоя.
Фильтрующие материалы осветлитель-ных фильтров должны удовлетворять следующим требованиям: обладать высокой механической прочностью, химической стойкостью (нерастворимостью) и правильно подобранными размерами частиц. В качестве фильтрующего материала в насыпных осветлитель-ных фильтрах на ТЭС используют дробленый антрацит, кварцевый песок, сульфоуголь с гранулами размером 0,5 ..1,5 мм. В намывных фильтрах для создания фильтрующего слоя применяют фпльтроперлпт с частицами размером около 50 мкм или дробленую целлюлозу.
Напорный осветлптельный фильтр состоит из цилиндрического корпуса с приваренными к нему сферическими крышкой и днищем (рис. 3.3.8). Внутри корпуса расположены слой фильтрующего материала высотой около 1 м, дренажно-распределительные устройства, назначением которых является равномерное распределение и сбор воды по всему сечению фильтрующего слоя без выноса фильтрующего материала.
Гис. 33.8. Однопоточный механический фильтр: 1 — обрабатываемая вода. 2—подача сжатого воздуха. 3 — вода при взрыхлякппей промывке, 4 - отмывка перед включением в работу
В эксплуатационных условиях осветли-тельный фильтр отключают задвижками от подводящей и отводящей магистралей при проскоке примесей в фильтрат или достижении определенного перепада давлений в слое.
Освобождение материала от задержанных примесей осуществляют методом взрыхляющей промывки в течение 15 ..20 мин. При промывке слой материала в фильтре преходит во взвешенное состояние, расширяясь на 30 ..50°о, и вследствие трения зерен между собой освобождается от налипших примесей, выносимых с потоком промывочной воды и сжатого воздуха из фильтра.
Основы теории и практики осветления воды и ионообменного обессоливание на установках водоподготовки на ТЭС и АЭС изложены в литературе [1,2].
Обработка воды методом ионного обмена. Для удаления ионизированных примесей (растворенных солей) используются ионообменные материалы (иониты), которые способны изменять ионный состав воды в желаемом направлении.
Зерно ионообменной смолы - агрегат из макромолекул, обладающих ярко выраженными кислотными пли основными свойствами (рис. 3.3.9). В одном случае каждую молекулу смолы можно рассматривать как анион очень больших размеров, неподвижный, нерастворимый, связанный с водородными ионами (Н*), которые могут вступать в обменные реакции. Агрегат из таких молекул составляет зерно катионита К, условно обозначаемого HR.
Пон водорода находится не только на поверхности зерна. Вода может проникать в него, ионизируя во всем его объеме атомы водорода в ионообменных группах (например, группах
Рис. 33.9. Схема распределения зарядов в зернах катионита (я) и анионита (б): 1 — фиксированные ионы матрицы (отрицательно заряженные у катионита и положительно заряженные у анионита Г.
2 — обменивающиеся противоионы
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство«Лань» ЛАН
362
Глава 3.3. ОБРАБОТКА ВОДЫ НА ТЭС И АЭС
После истощения Na-катионита, т.е. обмена всех ионов натрия, находившихся в смоле, на ионы Са2+ и Mg , проводят регенерацию катионита (восстановление его исходного состояния) путем обработки раствором NaCl:
R2Ca + 2Na+ + 2СГ -> 2RNa + Са2+ + 2СГ;
R2Mg + 2Na+ + 20 -► 2RNa + Mg2+ + 2СГ.
Процессы ионообменной очистки воды проводят в фильтрах (рис. 3.3.11). Как и освет-лительный фильтр, ионитные фильтр состоит из цилиндрического корпуса, верхнего и нижнего распределительных устройств, подводящих и отводящих воду и реагенты трубопроводов с арматурой. Кроме того, фильтр комплектуется контрольно-измерительной аппаратурой (манометрами, расходомерами, устройствами отбора проб, автоматическими приборами химического контроля).
В тех случаях, когда исходная природная вода является высокоминерализованной, т.е. содержит растворенные соли в концентрации более 600...700 мг/кг, рабочие циклы в фильтрах химического обессоливания становятся короткими, на их частую регенерацию расходуется большое количество реагентов. Это делает технологию химического, ионитного обессоливания таких вод малоэкономичной и вызывает необходимость использования других способов обессоливания воды, таких как термический и мембранный.
Рис. 3.3.11. Схема прямоточного ионитного фильтра:
А — верхнее распределительное устройство;
Б — нижнее распределительное устройство;
7,2 — вход и выход обрабатываемой воды;
3,4 - вход и выход взрыхляющей воды;
5 — вход свежего регенерационного раствора;
6 — выход отработанного регенерационного раствора; 7 - воздушник
Термическое обессоливание воды [3]. При этом способе вода нагревается до кипения при различных давлениях (возможно, при давлении ниже атмосферного) с последующей конденсацией получаемого при этом пара. Этот процесс осуществляют в испарителях.
Преимущественное распространение получили испарители с передачей теплоты через поверхность нагрева, представляющие собой по существу паровые котлы, в которых в отличие от обычных котлов нагревание и испарение воды осуществляются не продуктами сгорания топлива, а с помощью первичного пара, в отличие от вторичного пара, получаемого в испарителях. Получение первичного пара на ТЭС сложностей не вызывает, так как он является основным рабочим телом для оборудования ТЭС. Обычно первичный пар для испарителя отводят из отборов турбины при давлении 0,5... 1,0 МПа.
В нижней части корпуса 1 испарителя поверхностного типа (рис. 3.3.12), заполненного испаряемой водой, вмонтирован нагревательный трубчатый элемент 5, в который поступает греющий пар 1. Полученный в испарителе вторичный пар направляется в конденсатор 3, охлаждаемый водой, в котором пар конденсируется. Для предотвращения уноса паром капелек испаряемой воды, которые содержат много примесей и загрязняют пар, паровое пространство испарителя оборудуют сепарационными влагоотделяющими устройствами 2. Питание испарителей рассмотренного типа должно производиться умягченной водой во избежание выделения накипи, состоящей из солей жесткости.
Рис. 3.3.12. Схема одноступенчатого дистилляционного аппарата:
7 - корпус; 2 - сепаратор; 3 - конденсатор; 4 - насос охлаждающей воды; 5 — нагревательный элемент;
7 - греющий пар; II - конденсат; III - рассол в сток; IV— питательная вода; V— дистиллят; VI— в сток
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАНв
ОПЫТ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ОБРАТНОГО ОСМОСА И УЛЬТРОФИЛЬТРАЦИИ
365
3.3.6. Эффективность очистки поверхностной воды с помощью ультрафильтрационных мембран различных типов
Марка мембран и их поставщик
Показатель УВА-20-ПС-1040 УАМ-50 УАМ-150 УАМ-200
ГУП "ВНИИПВ" ЗАО НТЦ' ’Владипор"
Размер пор, А 20 20 50 100
Удельная производительность при 1,5 атм, л/(ч • м2) До 40 6-8 15-20 30
Показатели качества воды (р. Москва):
мутность, мг/л (18,9) <0,5 <0,5 <0,5 <0,5
цветность, град жесткости (28,4) 7,9 18,4 22,5 23,2
железо общее, мг/л (0,5) 0,02 0,05 0,07 0,10
Перманганатная окисляемость, мгдм3 (7,8) 5,12 6,2 6,4 6,5
Примечание.В скобках даны исходные значения.
а)
Рис. 3.3.15. Зависимости относительной производительности G$/GH установки УОО-50Л от объема обработанной воды
а — после пуска (август 1997 — январь 1998 г.); б — непрерывная эксплуатация (декабрь 2001 — ноябрь 2002 г.); / — переход на резервный фильтр обработки (ФТО); //— замена ФТО; /// — химическая промывка
6н
1
0,8
0,6
О 50 100 150 200 £6ф-Ю3м3
Рис. 3.3.16. Эксплуатационные данные концентрации ионов натрия С^а+ и хлора Ссг в фильтрате за период исследований
Издательство «Лань» ЛАН1>
366
Глава 3.3. ОБРАБОТКА ВОДЫ НА ТЭС И АЭС
3.3.5. ОПЫТ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ
ТЕРМИЧЕСКОГО МЕТОДА ПОДГОТОВКИ ДОБАВОЧНОЙ ВОДЫ БАРАБАННЫХ КОТЛОВ
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
ь
ОПЫТ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТЕРМИЧЕСКОГО МЕТОДА ПОДГОТОВКИ ДОБАВОЧНОЙ ВОДЫ 367
ь
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
368
Глава 3.3. ОБРАБОТКА ВОДЫ НА ТЭС И АЭС
3.3.6. УДАЛЕНИЕ ИЗ ВОДЫ РАСТВОРЕННЫХ ГАЗОВ
Для предупреждения коррозии конструкционных материалов необходима возможно более полная дегазация питательной воды. Удаление из нее растворенных газов в процессе термической деаэрации питательной воды основано на законе Генри, т.е. на увеличении парциального давления водяного пара Рн2о ПРИ постоянном давлении робщ и росте температуры, что приводит к неизбежному уменьшению парциальных давлений рт всех растворенных газов и, тем самым, их растворимости:
Сг = А'.р, = Хг(Робщ - Рн2о) > (3-3.2)
где Кт - константа Генри; рт - парциальное давление газа над раствором.
Когда температура воды достигает температуры насыщения при данном давлении, парциальное давление водяного пара становится равным общему давлению, а их разность, равная парциальному давлению растворенных газов, равна нулю.
В той части деаэраторной колонки, в которой температура воды достигает температуры насыщения, в водяных струях или пленках происходит образование мельчайших газовых пузырьков с последующим выделением их в паровую фазу. Образование пузырьков газа в жидкой фазе может, как известно, иметь место при условии равенства суммы парциальных давлений всех компонентов, в том числе растворителя, и давления насыщения системы в данной точке:
(3.3.3)
Расчет, например, равновесной концентрации углекислоты в растворе, при которой будут образовываться пузырьки газа, показывает, что если рц2о + Рсо2 = 0,1 МПа, то при 25 °C /?н2о = 3 кПа и рсс>2 = 97 кПа.
Теоретически можно получить концентрацию СО2 [2]:
Ссо2 = 1,96-103аСО2т?СО2 =1460 мг/кг, где оссо2 - коэффициент абсорбции углекислого газа; оссо2 = 0,768 при 25 °C.
При меньших концентрациях СО2 образование пузырьков газа исключается.
Удаление кислорода и углекислоты из воды необходимо для защиты тракта питательной воды и котлов от коррозии.
В атмосферных и вакуумных деаэраторах, установленных на линии подачи добавочной воды, кроме удаления из воды растворенных газов, происходит еще и разложение содержащихся в ней бикарбонатов NaHCO3 [5]. При высоких температурах (до 150 °C) и содержании карбонатов Na2CO3 порядка 2... 2,5 мг • экв/дм3, что характерно при восполнении потерь теплоносителя на паровых котлах среднего давления (рб < 9,8 МПа), последние также начинают разлагаться еще в колонке с образованием NaOH и СО2 по реакции
NaHCO3 -> NaOH + СО2Т.
Количество разложившегося бикарботна-та натрия (%) от концентрации его в поступающей в дозатор воде А можно оценить по номограмме, представленной на рис. 3.3.19.
Разложение бикарбонатов требует значительно большего времени, чем удаление газов из воды. При низкой концентрации бикарбонатов (менее 0,3...0,6 мг • экв/кг) разложение их за время прохода воды через деаэрационную колонку не успевает начаться. Оно происходит более удовлетворительно только при длительном кипячении воды (и барботаже паром) в аккумуляторных баках, сопровождаемом, как
Рис. 3.3.19. Количество разложившегося карбоната натрия А в деаэраторе в зависимости от давления р и расхода пара на барботаж q (данные Е.Б. Юрчевского):
1,2- линии концентраций NaHCO3, равных 1,5 мг • экв/л для разных значений выпара;
1 - менее 0,4 %; 2 - более 1,2 %;
0,15.. .2,5 - линии постоянных концентраций NaHCO3 в питательной воде, мг • экв/л
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАНо
ТЕХНОЛОГИИ ОБЕССОЛИВАНИЯ ПРИРОДНОЙ ВОДЫ
369
известно, некоторым перегревом ее в нижней части баков и вскипанием при подъеме вверх. Этот процесс способствуем также выделению из воды углекислоты и остатков кислорода. В этом случае барботаж позволяет использовать положительные свойства деаэратора перегретой воды: вскипание перегретой воды.
Деаэрационные колонки работают с номинальной производительностью, выдавая хорошо деаэрированную воду только при определенных температурах поступающей воды, например, как двухступенчатый деаэратор типа ДСА при температуре 80 °C (рис. 3.3.20).
Снижение температуры на 5 °C (по данным Г.П. Сутоцкого) приводит к снижению допустимой нагрузки примерно на 10 %. Повышение температуры, подаваемой в колонку воды, улучшает процесс деаэрации и исключает гидравлические удары. Уменьшение расхода свежего пара на подогрев воды в колонке ухудшает вентиляцию ее нижней части и может привести к повышению остаточного содержания кислорода в деаэрированной воде. Поэтому температура воды, поступающей в
6
Рис. 3.3.20. Схема вертикального двухступенчатого деаэратора ДСА-1 и ДСА-3: I — химически обессоленная вода; И — выпар;
III- деаэрированная вода; IV- пар;
1 — пароприемный короб; 2 — барботажный лист;
3 — барботажный канал; 4 — лоток; 5 - тарелка;
6 — коллектор подачи химически обессоленной воды;
7 - трубопровод отвода неконденсирующихся газов;
8 — разделительное окно; 9 — канал окончательной дегазации воды; 10 - патрубок отвода деаэрированной воды; 11 - трубопровод подачи греющего пара
деаэратор типа ДСА, не должна быть выше 95 °C, а температура воды, поступающей в колонки типа ДСП, должна быть ниже температуры кипения воды при давлении в колонке не менее чем на 5 и 10 °C.
Раздельная и особенно периодическая подача в колонки различных потоков воды с разной температурой и содержанием газов крайне неблагоприятно отражается на работе деаэратора, создает тепловые перекосы и колебания теплового режима, повышая в результате остаточное содержание кислорода. Поэтому с точки зрения защиты от коррозии и уменьшения заноса в котлы продуктов коррозии целесообразно все мелкие загазованные составляющие питательной воды (кроме турбинного конденсата) сначала собирать и предварительно деаэрировать в дренажных баках и уже в виде смеси, иногда через общий с конденсатом турбин трубопровод, непрерывно и равномерно подавать в деаэраторы.
Существенным показателем эффективности работы деаэратора при работе его на воде, содержащей NaHCO3, является повышение pH воды от 6,5...7,5 до 8,5...9 за счет распада бикарбонатов и удаления углекислоты и появление окраски по фенолфталеину.
Термические деаэраторы обладают саморегулирующей способностью, которая состоит в том, что при понижении расхода пара и давления в колонке или повышении производительности деаэратора без изменения расхода некоторое время деаэратор может работать нормально без ухудшения качества обескислороженной воды [6].
3.3.7. ТЕХНОЛОГИИ ОБЕССОЛИВАНИЯ ПРИРОДНОЙ ВОДЫ
Наибольшее распространение в нашей стране получила технология химического обессоливания на базе ионитных фильтров для вод с малой и средней минерализацией и термическое обессоливание для вод с высокой минерализацией (рис. 3.3.21). Ужесточение экологических требований к водоподготовке, ухудшение качества обрабатываемой воды и высокие эксплуатационные затраты обусловили создание новых технологий обработки воды.
Разработки по совершенствованию технологии обессоливания воды на ТЭС можно подразделить на следующие группы:
1) оптимизация технологии химического обессоливания на основе действующих установок, направленная на сокращение расхода реагентов и стоков;
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАНв
370
Глава 3.3. ОБРАБОТКА ВОДЫ НА ТЭС И АЭС
й)
о)
Рис. 3.3.21. Схемы обессоливания воды:
а - двухступенчатого химического; б - термического:
Hj> Нц - Н-катаоюпный фильтр соответственно ступени I и II;
А}, Ап - ОН-аниоюпный фильтр соответственно ступени I и II;
Nai, Nau - Na-катиоипный фильтр соответственно ступени I и II; IP' - испарительная установка; ПТ - поверхностный теплообменник
2) разработка схем химического обессоливания на основе противоточных фильтров и методов (технология АПКОР (UPCORE) и др.);
3) разработка схем химического обессоливания на основе мембранных методов деми нерализации воды;
4) создание малоотходных технологии на основе термохимического метода.
Технологическая схема химического обессоливания воды (ХОУ), реализованная по первым двум направлениям совершенствования, показана на рис. 3.3.22. Исходная вода поступает в осветлители 1, в которых обрабатывается известью, коагулянтом и флокулянтом. За тем известково-коагулированная вода собирается в баках 2 осветленной воды и фильтруется через механические фильтры. Осветленная вода подается на противоточные фильтры: сначала на Н-катионитные. а затем на ОН-анионитные. Обессоленная вода используется для восполнения потерь энергоблоков.
При комбинированном обессоливании (КОУ) исходная вода проходит все стадии предварительной обработки аналогично, как и при работе химической обессоливающей установки (рис. 3.3.23). Затем осветленная вода подкисляется серной кислотой и после дозировки антискалянтов через фильтры тонкой очистки подается в установку обратного осмоса, пермеат которой проходит дообессолива-ние на Н- и ОН-ионитных фильтрах ступени II. после чего направляется для восполнения потерь воды котлов ТЭС.
При термическом обессоливании воды (ТВП) исходная вода проходит такие же стадии предварительной обработки, что и при работе химобессоливающей и комбинированной установок (рис. 3.3.24). Затем осветленная вода подается на Na-катионитные фильтры, и после деаэрации подается на питание многоступенчатой испарительной установки (МНУ), дистиллят от которого направляется для восполнения потерь котлов ТЭС.
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань>
372
Глава 3.4. ПОВЕДЕНИЕ ПРИМЕСЕИ И ХИМИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ
При работе различных установок обессоливания образуются сточные воды, которые после согласования вопроса их приема отводятся в окружающую среду.
Выбор варианта технологической схемы обессоливания возможен на основании технико-экономического расчета, учитывающего различные исходные данные, включая расходы на сброс сточных вод. Технологические расчеты сравнения схем обессоливания производились для отопительной ТЭЦ при производительности водонагревательной установки 2впу = ЮО т/ч [3]. В качестве источников водоснабжения рассматривались воды малой и средней минерализации в диапазоне 0,3... 1 г/л.
Анализ проведенных расчетов показал, что наибольшее количество солей с исходной водой поступает в схемы химического и комбинированного обессоливания за счет более высокого удельного расхода воды на собственные нужды. Наибольший расход химических реагентов необходим для химического обессоливания, а потребность в химических реагентах для КОУ и ТВП существенно ниже. Удельный сброс солей со сточными водами водонагревательной установки практически одинаков для КОУ и ТВП, а для химического обессоливания имеет повышенные значения.
Близкие к этим результаты технико-экономических расчетов, полученные Е.Б. Юр-чевским, представлены в обобщенном виде на рис. 3.3.25, в виде зависимости относительных эксплуатационных затрат С (отнесенных к эксплуатационным затратам на обессоливание воды по ионообменной технологии при сумме анионов ЪАп сильных кислот [SO4] + [СГ] в природной воде, равной 11 мг • экв/дм3).
Рис. 3.3.25. Зависимости основных эксплуатационных затрат С на обессоливание воды для ионообменной (1,2), обратноосмотической (3) и термической (4) технологии от содержания анионов сильных кислот |S()J| + |CT] в исходной воде:
1 — ионный обмен, цены г. Москвы;
2 — ионный обмен, цены Западной Европы
Представленные результаты показывают, что при небольшой минерализации природной воды (LAn < 3 мг • экв/дм3) наиболее экономичным является метод химического обессоливания (воды центра и севера России). Другие технологии имеют преимущество при более высокой минерализации.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Копылов А.С., Лавыгин В.М., Очков В.Ф. Водоподготовка в энергетике. М.: Изд-во МЭИ, 2003.310 с.
2. Воронов В.Н., Ларин Б.М., Сенина В.А. Химико-технологические режимы АЭС с ВВЭР. М.: Изд-во МЭИ, 2006. 390 с.
3. Повышение экологической безопас-
ности ТЭС / А.И. Абрамов и др. М.: Изд-во МЭИ, 2002. 378 с.
4. Карелин Ф.Н. Обессоливание воды обратным осмосом. М.: Стройиздат, 1988. 208 с.
5. Мещерский Н.А. Эксплуатация водоподготовительных установок электростанций высокого давления. М.: Энергия, 1965. С. 257.
6. Шарапов В.И. Подготовка подпиточной воды систем теплоснабжения с применением вакуумных деаэраторов. М.: Энергоиз-дат, 1996. 177 с.
Глава 3.4
ПОВЕДЕНИЕ ПРИМЕСЕЙ И ХИМИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ
ПО ПАРОВОДЯНОМУ ТРАКТУ
Воду принято рассматривать как высокополярный, жидкий растворитель, характеризующийся высокой, практически постоянной плотностью (990... 1000 кг/м3), высоким значением диэлектрической проницаемости, высокой степенью ассоциации молекул и определенной, очень слабой их собственной диссоциацией (Kw = 1014). Однако в широком интервале давлений и температур свойства воды претерпевают сильное изменение. Так, при сверхкритическом давлении в интервале температур 500...700 °C все свойства воды становятся характерными для газа с умеренной плотностью (р < 100 кг/м3) и почти полным отсутствием полярности (D « 1,5).
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАНь
Ар =СП/СВ =(₽„/₽„)"- (3-4-6)
374
Глава 3.4. ПОВЕДЕНИЕ ПРИМЕСЕЙ И ХИМИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ
В этом уравнении показатель степени п сохраняет свое постоянное значение в широком диапазоне параметров и оно практически равно координационному числу т, представляющему собой среднее число постоянно сменяющихся молекул воды, составляющих ближайшее окружение растворенных частиц (молекул или ионов). Тогда можно записать реакцию образования в паре ассоциатов частиц типа Kt Ап • тН2О.
KtAn + тН2Оп « Kt mH2O.
При таком допущении соответствующие константы равновесия являются функциями только температуры и, так как процесс распределения протекает изотермически, также равны между собой.
Зависимость в логарифмических координатах выражается прямыми линиями: "лучами”, которые под различными углами наклона, определяемыми соответствующим значением и для данного соединения, сходятся в критической точке воды, в которой для всех соединений Кр = 1 (рис. 3.4.1). Увеличение коэффициентов распределения с ростом давления является по существу следствием увеличения
плотности и полярности насыщенного пара при одновременном уменьшении этих же свойств котловой воды.
Последовательность расположения соединений по признаку возрастания координационных чисел и (т) полностью отвечает их химической природе (табл. 3.4.1), т.е. возрастанию силы как электролита, а для сильных электролитов - и возрастанию валентности.
Очевидно, что все соединения можно разделить на три группы:
1) очень слабые электролиты (гидратированные оксиды железа, алюминия, бора и др.), весьма слабо реагирующие на изменение плотности воды и поэтому характеризующиеся наиболее высокими коэффициентами распределения и малыми значениями координационных чисел (п < 1);
2) слабые электролиты (типа кремниевой кислоты) с и = 1,0.. .3,0;
3) сильные электролиты с и = 4,0...9,0, резко реагирующие на изменение плотности и поэтому очень слабо переходящие из кипящей воды в пар. В эту группу соединений попадают также комплексные соединения, образующиеся, например, при аминировании питательной воды.
Рис. 3.4.1. Лучевая диаграмма молекулярных коэффициентов распределения различных веществ:
1 - Fe3O4; 2 - А12О3; 3 - В2О3; 4 - NiO; 5 - CuO;
6 - ШО; 7 - SiO2; 8 - (СиО)ж; 9 - ВеО;
10 - MgO; 11 - LiCl; 12 - NaOH; 13 - NaCl;
14 - СаС12; 15 - Na2SO4; 16- CaSO4;
-----опытные данные;-------расчетные данные; -----данные, соответствующие ионной и молекулярной формам
3.4.1. Значения максимальных координационных чисел (молекулярной формы) различных соединений на линии насыщения
Состав твердой фазы Состав простейшей гидратной формы соединения Координационное число и
Fe3O4 xFeOOH • Де(ОН)2 0,64
А12О3 А1(ОН)3 - А1ООН 0,77
В2О3 НВО2 0,88
h ШО 1,50
SiO2 H2SiO3 - H4SiO4 1,90
CuO Cu(OH)2 1,18
NiO Ni(OH)2 1,07
ВеО Be(OH)2 2,2
MgO Mg(OH)2 3,1
Na2O NaOH 4,1
LiCl — 3,4
NaCl — 4,4
CaO Ca(OH)2 5,5
Na2SO4 - 8,4
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАНЬ
ПОВЕДЕНИЕ ОРГАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕИ ПО ТРАКТУ ВОДОПОДГОТОВКИ
375
Приведенные на рис. 3.4.1 ’’лучи” слабых электролитов отражают истинные коэффициенты распределения этих соединений. Макси-т^ИСТ
мальные значения К характерны для молекулярной формы наиболее слабых, т.е. наименее полярных, а следовательно, наименее гидратированных в воде электролитов, минимальные — ионной форме наиболее сильных, а следовательно, наиболее гидратированных в воде электролитов — солей с поливалентными ионами.
Значительный вклад в изучение закономерностей выноса примесей котловой воды в пар внесли работы МЭИ [1,2].
3.4.2. ПОВЕДЕНИЕ ОРГАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ ПО ТРАКТУ
ВОДОПОДГОТОВКИ
Ряд органических веществ, в частности органические кислоты, образуют комплексные соединения с катионами металлов. Это способствует значительной растворимости таких металлов в природных водах. В первую очередь отмеченное относится к катионам железа Fe , а также меди Си2+ и никеля Ni2+ [3]. Металлорганические комплексы плохо задерживаются ионитами и проходят в обессоленную воду, ухудшая ее качество.
Обладая высоким коэффициентом распределения при кипении котловой воды (р = 13,8 МПа), органические вещества и продукты их термолиза переходят в пар, а с ним — в турбину. В последних ступенях цилиндра низкого давления (ЦНД) турбины имеет место первичная конденсация отработанного пара (зона Вильсона). При этом в первичном кон
денсате концентрируются примеси пара, в том числе и органические вещества. Степень концентрирования по различным компонентам составляет от нескольких десятков до одной — двух сотен. В этих условиях возможны коррозионные повреждения как в турбине, так и в аппаратах, использующих низкопотенциальный пар, в частности сетевых подогревателях.
Исследования промышленных водоподготовительных установок по сорбции органических примесей природных вод анионитами начаты в конце 70-х годов XX века [4]. Они показали, что проскок органических примесей в фильтрат (по показателю окисляемость Ок) при истощении анионита в фильтре A i во времени т, происходит одновременно с проскоком хлоридов СГ (рис. 3.4.2, а), что фиксируется увеличением кислотности К фильтрата. Вымывание этих примесей (изменение Ок) из анионита при регенерации щелочью идет практически от начала регенерации и до конца отмывки, уменьшаясь вместе со щелочью Щ (рис. 3.4.2, б).
Исследования сорбции органических веществ из воды р. Москва ионитами на химической водоочистке ТЭЦ показали [5], что снижение окисляемости до 1 мг/л получено лишь после фильтра среднего давления (табл. 3.4.2). Остаточное содержание общего органического углерода в обессоленной воде составило 3,5...5,0 мг/дм3, что примерно в 10 раз выше норм Германии [6] для питательной воды котлов с нейтрально-кислородным водно-химическим режимом (НКВР). Обобщенные результаты влияния органических примесей на основное и вспомогательное оборудование приведены в [7].
Рис. 3.4.2. Показатели качества воды, характеризующие рабочий процесс анионитного фильтра (а) и регенерации анионита (б)
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издател ьство «Лань» JIAHd
I лака 3.4. ПОВЕДЕНИЕ ПРИМЕСЕЙ И XIШПЧЕСК1Ш КОНТРОЛЬ ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ
Отбор пробы ПводаТ° мг/да ОКТ,™™ иоипа
Сырая вода 8.4
После осветлителя 6,8 19,0
После механического 8,8 23 8
фильтров 60 33 3
11осле предвключенного Hj Смесь:
СК-1, КУ-2,
Amber lit
После основного Н. 3000 615 4,8 14,3 КУ-2
После фильтра Aj 2000 485 2,4 28,6 Варной АД
После фильтра Иц 15 000 8000 1,6 9,5 Дуолит, С-20
После фильтра Ап 10 000 5700 1,8 (0,8) 2,4 (9,5) АВ-17
3.4.3. ПОСТУПЛЕНИЕ ПРИМЕСЕЙ В ПАРОВОДЯНОЙ ТРАКТ
Поступление примесей в барабанный
^ПВ^ПВ *" Скв^пр; (3.4.7)
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
ь
IIOCTVI |Л ГН 11Г ПРИМЕСЕЙ В ПАРОВОДЯНОЙ ТРАКТ
Рдр =-j^-100 = с С°°с юо: 0.4.111
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
ь
378 Г лака 3 .4. ПОВЕДЕНИЕ ПРНМЕСЕПИХНКШЧЕСКППКОНТРОЛЬ ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ
Из выражения (3.4.18) следует:
блоков, как pH, кислородосодержани
3.4.4. ОРГАНИЗАЦИЯ ХИМИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ ВОДНОГО РЕЖИМА
продуктами коррозии (железом)
Ы11И
СИСТЕМА КОНТРОЛЯ И УПРАВЛЕНИЯ (СКУ) ВОДНО-ХИМИЧЕСКОГО РЕЖИМА АЭС 379
3.4.5. СИСТЕМА КОНТРОЛЯ И УПРАВЛЕНИЯ (СКУ) ВОДНО-ХИМИЧЕСКОГО РЕЖИМА ВТОРОГО КОНТУРА АЭС С ВВЭР
Г Верхний уровень Рабочие станции пользователей химической службы
। ску вхр !
Локальная вычислительная сеть станции
Системная шина ТПТС СВО
ТПТС РО
ТПТС
ТПТС
ТПТС
ТПТС
ТПТС
ТПТС
ТПТС
Среднийi уровень: СКУ ВХР
ТПТС Шлюз сопряжения
ТТК I к
ТТК
I контур
II контур и вспомогательные системы
Рис. 3.4.7. Структурная схема КТС СКУ ВХР и ее связей с другими частями АСУ ТП энергоблока с ВВЭР:
PC - рабочая станция; ИЭ - инженер по эксплуатации; ХЦ- химический цех; ВХЛ- водно-химическая лаборатория; ЭЛ- экспресс-лаборатория; ЦТАИ- цех тепловой автоматики и измерений; СВБУ- система верхнего блочного уровня; РО - реакторное отделение; М3 - машинный зал;
ТПТС - комплексы программно-технических средств среднего уровня; ТТК - теплотехнический контроль;
САУДН- система автоматического управления дозировочными насосами; ЩИ- щит измерений; С7777- средства подготовки проб
СИСТЕМА КОНТРОЛЯ И УПРАВЛЕНИЯ (СКУ) ВОДНО-ХИМИЧЕСКОГО РЕЖИМА АЭС 381
Объем химического контроля. Объем
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
ь
Глава 3.4. ПОВЕДЕНИЕ ПРИМЕСЕЙ И ХИМИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ
насосы КН-1, за КН-2. за группой ПНД;
группой ПВД;
генератора;
добавочной воды после ФСД ХВО; конденсата пара ТПН;
3.4.6. ХИМИЧЕСКАЯ ОЧИСТКА ОБОРУДОВАНИЯ ТЭС
РД 34.37.404, РД 34.10.407 и РД 34.37.408. Барабан-
Котел Топливо
Жидкое и газообразное Твердое и жидкое Уголь
Барабанный давления, МПа: 600 Z
Прямоточный давления, МПа: too 1“ Ж
Водогрейный 800... 1000
РД 34.37.402. Д₽ ЧР , дл д гре
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
ь
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
11. Кострикин Ю.М., Мещерский Н.А.,
на ТЭЦ / Н.А. Зройчиков и др. // Теплоэнерге-
252 с.
13. Василенко Г.В., Мурзин М.А. Инги
Иваново, 2001.142 с.
разомкнугой схеме. М.: СЦНТП ОРГРЭС, 1974.20с.
капищ 1980.28 с.
15. Мещеряков И.М..
атомиздат, 1984.407 с.
верситете. Ноябрь 2006 г. Л.: СПб ГПУ, 2007.
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
ь
Раздел 4
КОТЛЫ В СОСТАВЕ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ С ПАРОТУРБИННЫМИ И ПАРОГАЗОВЫМИ УСТАНОВКАМИ
Глава 4.1
ПАРОТЗТБИННЫЕ УСТАНОВКИ (I ITV) И ПОКАЗАТЕЛИ ИХ РАБОТЫ
и ядерное.
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
ь
386
Глава 4.1. ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ (ПТУ) И ПОКАЗАТЕЛИ ИХ РАБОТЫ
КЭС и АЭС предназначены для выработки только электрической энергии, а ТЭЦ, и АТЭЦ производят электрическую и тепловую энергию. Тепловая энергия может вырабатываться в виде горячей воды и технологического (производственного) пара.
Такая классификация связана с типами паротурбинных установок (ПТУ), устанавливаемых на ТЭС:
для КЭС и АЭС используют ПТУ на базе паровых турбин типа К (К - конденсационная турбина без регулируемых отборов пара);
для отопительных ТЭЦ - ПТУ на базе паровых турбин типа Т и Р (Т - теплофикационная турбина с отопительным отбором пара, Р - турбина с противодавлением без регулируемых отборов пара);
для производственно-отопительных ТЭЦ -ПТУ на базе паровых турбин типа ПТ и ТР (ПТ - теплофикационная турбина с производственным и отопительным отборами пара, ТР -турбина с противодавлением и отопительным отбором пара);
для производственных ТЭЦ - ПТУ на базе паровых турбин типа П и ПР (П - теплофикационная турбина с производственным отбором пара, ПР - турбина с противодавлением и производственным отбором пара).
Следует отметить, что такая классификация является условной. Часто компоновка ТЭС определяется местными условиями или историей развития.
Циклы ПТУ. Основными элементами простейшей ПТУ являются (рис. 4.1.2): паровой котел 7, паровая турбина 2, электрический генератор 3, конденсатор турбины 4, конденсатный насос 5, подогреватели низкого давления 6, деаэратор 7, питательный насос 8 и подогреватели высокого давления 9.
Рис. 4.1.2. Тепловая схема простейшей паротурбинной установки
Получаемый в котле или в ядерном реакторе подогретый пар (давлением до 24 МПа и температурой до 550 °C) по паропроводам направляется к стопорно-регулирующим клапанам паровой турбины.
В турбине пар проходит через сопловые и рабочие решетки. В сопловых решетках потенциальная энергия пара преобразуется в кинетическую энергию потока (энергию скорости), которая в рабочих решетках преобразуется в механическую энергию вращения ротора турбины. Ротор турбины через муфту связан с ротором электрического генератора, механическая энергия вращения которого преобразуется в электрическую энергию.
Процессы преобразования энергии происходят по замкнутому циклу (рис. 4.1.3). Теоретически наиболее эффективным является цикл Карно (рис. 4.1.3, а), однако его практическая реализация невозможна. Для ПТУ, работающих в области перегретого пара, реализуется термодинамический цикл Ренкина, показанный на рис. 4.1.3, б, а для ПТУ, работающих в области влажного пара, - термодинамический цикл Ренкина, показанный на рис. 4.1.3, в.
Эффективность термодинамических циклов ПТУ при изоэнтропийном процессе расширения пара в турбине оценивается термическим КПД тр, который определяет соотношение полезно использованной теплоты и теплоты подведенной к циклу за счет преобразования энергии топлива. Удельная теплота q±, подведенная к теплоносителю, определяется разностью энтальпий перегретого пара на входе в турбину Ао и воды (конденсата) на входе в котел (парогенератор ядерной энергетической установки) h'K:
=/z0-K-
Количество теплоты, полезно использованной в цикле, т.е. теплоты преобразованной в механическую энергию, определяется как разность удельной теплоты q^, подведенной к теплоносителю, и удельной теплоты q2, затраченной на конденсацию пара в конденсаторе турбины:
Qn = Qi “ #2-
Удельная теплота, затраченная на конденсацию пара в конденсаторе турбины, определяется как разность энтальпий пара на
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство«Лань» ЛАНв
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ (ПТУ) И ПОКАЗАТЕЛИ ИХ РАБОТЫ
387
а)
Рис. 4.1.3. Термодинамические циклы ПТУ в Ts-диаграммах (7оРо “ параметры острого пара;- давление конденсата): ab - нагрев питательной воды; Ьс - испарение воды; сО - перегрев пара; ск, Ок - расширение пара в турбине; ка - конденсация пара
выходе из турбины при изоэнтропийном процессе расширения hKl и конденсата на выходе из конденсатора h'K (рис. 4.1.4):
‘h=hKt~h'K- (4.1.1)
Следовательно, термический КПД идеальной ПТУ
-Уп _ (А ~ А)~(А/ ~ А-)
<h fa-^)
Для повышения термического КПД цикла Ренкина, на мощных ПТУ используется промежуточный перегрев пара (рис. 4.1.5). Для организации промежуточного перегрева пар после цилиндра высокого давления при давле-
Рис. 4.1.4. К определению термического КПД простейшей ПТУ
нии, равном 15 ... 20 % давления перед стопор-но-регулирующими клапанами турбины, возвращается в котел (парогенератор). В пароперегревательных поверхностях нагрева пар перегревается практически до начальной температуры TQ и возвращается в цилиндры среднего или низкого давления турбины. Энтальпия пара возрастает от до А"п .
В этом случае удельная теплота, подведенная к теплоносителю,
Ял ~ (А — Kt) (Ап — Ап )•
Удельная теплота, затраченная на конденсацию пара в конденсаторе турбины, определяется по уравнению (4.1.1).
Термический КПД идеальной ПТУ с промежуточным перегревом пара
_ ^1~^2 _ Qn _
'I/ — — —
<71
_ [fa -frQ+fcn -^nn)]-fc ~^к) fa-60
Для повышения термического КПД цикла Ренкина используется регенеративный подогрев питательной воды. Система регенеративного подогрева питательной воды включает группу подогревателей высокого давления, деаэраторно-питательную установку, группу подогревателей низкого давления.
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань»
388
Глава 4.1. ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ (ПТУ) И ПОКАЗАТЕЛИ ИХ РАБОТЫ
$
Рис. 4.1.5. Тепловая схема простейшей ТЭС с промежуточным перегревом пара и цикл Ренкина в /^-диаграмме:
10 — промежуточный пароперегреватель; 1 — 9 — см. рис. 4.1.2
Эта система позволяет повысить температуру теплоносителя на входе в котел от температуры конденсата Тк = 30 ... 40 °C до температуры питательной воды Г||В. Температура питательной воды
Гпв = (0,65 ... 0,75)Тн, где Тн определяется по состоянию насыщения воды при давлении острого пара Pq.
За счет рационального распределения внутренней теплоты ПТУ эффективность цикла возрастает на 6... 11 %:
е = (пр - Лбр) / т]бр,
где Т|р и Т|бр - термический КПД ПТУ соответственно с регенерацией и без регенерации.
Показатели работы ТЭС. КПД ПТУ определяется как произведение КПД котла т|к (парогенератора), транспорта Т|тр (трубопроводов), термического тр, относительного внутреннего турбины T|oz, электромеханического Т|эм:
ЛПТУ Лк Лтр Л? Лог Лэм->
где Т|к = 0,85...0,95, зависит от типа котла; Лтр = 0,96...0,99, зависит от схемы трубопроводов и паропроводов; гр = 0,4.. .0,6, зависит от начальных и конечных параметров пара; T|oz = = 0,8...0,9, зависит от совершенства проточной части турбины; т|эм = 0,97...0,99, зависит от мощности турбогенератора.
КПД паровой турбины зависит от совершенства ее проточной части. В идеальной паровой турбине в полезную работу преобразуется весь располагаемый теплоперепад Hq
(см. рис. 4.1.4). В реальной паровой турбине полезно используется только действительный теплоперепад Н^ Абсолютная потеря энергии АН при преобразовании потенциальной энергии пара в механическую энергию обусловлена наличием потерь энергии в сопловых решетках АЯС, рабочих решетках АНр, с выходной скоростью АНВС и других потерь:
Н/ - Hq - АН.
Поэтому КПД турбины T|oz (относительный внутренний) определяется как отношение действительного теплоперепада к располагаемому:
Лог Hi / Hq.
Одним из основных показателей экономичности ТЭС, работающих на органическом топливе, считается удельный расход топлива на выработку электроэнергии b [кг/кДж или кг/(кВт-ч)]. Его значение может быть определено из уравнения теплового баланса ТЭС:
В _ 3600
У ернпст
где В - расход топлива, кг/ч; N3 - электрическая мощность, кВт; - низшая удельная теплота сгорания топлива, кДж/кг; Т|ст - КПД электростанции.
Для условного топлива с низшей удельной теплотой сгорания = 29 300 кДж/кг
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАН1>
ПЕРСПЕКТИВЫ ПРИМЕНЕНИЯ ПАРОГАЗОВЫХ УСТАНОВОК
389
3600 29300лст
«0Д23/Лст.
Для КЭС удельный расход органического топлива на выработку электроэнергии Ъ = = (320...340) г/(кВтч), а для АЭС Ъ = = 0,054/т)ст = (165... 195) г/(МВт-ч).
Количество теплоты при выгорании ядерного топлива может быть принято Q = = 6,7 10м кДж/кг.
Выработка электроэнергии с последую щим использованием отработавшей теплоты значительно повышает КПД ТЭЦ по сравнению с КЭС и АЭС. Тепловая энергия на ТЭЦ в базовом режиме теплопотребления оттекает ся потребителям из отборов теплофикационных турбин или от турбин с противодавлением. В пиковом режиме теплопотребления отпуск теплоты осуществляется с привлечением пиковой котельной. Учитывая специфику работы ТЭЦ, расходы теплоты и топлива могут относиться ко всей станции и к турбоустановке. На ТЭЦ различаются КПД по выработке электрической и тепловой энергии.
КПД по выработке электрической энергии
п:=збоолэ/аэ,
где N3 количество вырабатываемой электри ческой энергии; Q^. количество теплоты, затраченной на производство электрической энергии.
КПД по выработке электрической энергии турбоустановкой
Чп- =3«mnJq^
где Qjy количество теплоты, затраченной турбоустановкой на производство электрической энергии.
Максимальные значения Т)^ и дос гигаются при использовании турбин с противодавлением. Минимальные значения т£ и Т]^у соответствуют работе теплофикацион ных турбин в конденсационном режиме.
КПД по выработке тепловой энергии станцией
п’=а7&т.
где Q° количество теплоты, отпущенной потребителям; Qc количество теплоты, затраченной на производство тепловой энергии для потребителей.
КПД по отпуску тепловой энергии турбоустановкой
Пту = QtIQt? >
где (?гу количество теплоты, отпущенной турбоустановкой потребителям.
Удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении, кВт-ч/ГДж.
Э , = N, / Q, = /1<1 7'т 11, г | ,г I,, 7'т-7'о,
где ho энтальпия острого пара; Д энтальпия пара, поступающего в теплофикационный отбор; h0& энтальпия обратного конденсата.
Глава 4.2
ПЕРСПЕКТИВЫ ПРИМЕНЕНИЯ ПАРОГАЗОВЫХ УСТАНОВОК (ПГУ)
Бинарные парогазовые установки. Структура топливного баланса тепловых электростанций в нашей стране с преимущественной долей природного газа (более 70 %) позволяет предопределить широкое использование парогазовой технологии производства электрической энергии. В первую очередь это касается нового строительства в регионах, обеспеченных природным газом. В этом случае возможно сооружение наиболее экономичных ПГУ бинарного цикла, в которых все количество теплоты подводится с топливом в газотурбинную установку (ГТУ), а выработка и перегрев пара осуществляются теплотой выхлопных газов ГТУ (рис. 4.2.1). Высокая экономичность бинарных ПГУ обеспечивается при умеренных параметрах пара и простой тепловой схеме паротурбинной установки. Бинарные ПГУ применяются с конденсационной или теплофикационной паротурбинной частью.
Показатели ПГУ и эффективность использования газовых турбин в комбинированных циклах существенно зависят от параметров и показателей ГТУ. Совершенствование ГТУ обеспечивает повышение экономичности ПГУ, их экологической чистоты. Развитие ГТУ привело к существенному повышению КПД
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА^!
Издательство «Лань» ЛАНв
390
Глава 4.2. ПЕРСПЕКТИВЫ ПРИМЕНЕНИЯ ПАРОГАЗОВЫХ УСТАНОВОК
Рис. 4.2.1. Цикл бинарной парагазовой установки с ПТУ, работающей в области перегретого пара (абвгда), и ГТУ со сжиганием топлива при постоянном давлении (12341)'.
12 - сжатие воздуха в компрессоре;
23 - нагрев продуктов сгорания топлива в камере сгорания; 34 - расширение продуктов сгорания в газовой турбине; 41 - охлаждение продуктов сгорания топлива (выхлоп); аб - нагрев конденсата (питательной воды) в котле-утилизаторе;
бв - испарение воды в котле-утилизаторе: вг - перегрев пара в котле-утилизаторе;
гд - расширение пара в паровой турбине;
да - конденсация пара
ПГУ. В настоящее время их КПД в Западной Европе уже достиг 58 %, а показатели надежности не уступают и даже превосходят показатели обычных паросиловых блоков.
Преимуществами ПГУ по сравнению с ПТУ являются:
высокая экономичность и меньшее отрицательное воздействие на окружающую среду;
меньшие капитальные затраты;
более короткие сроки сооружения и возможность поэтапного ввода электрогенерирующих установок (первый этап - ГТУ, второй этап - ПТУ).
Модернизация ПТУ. Наиболее эффективным способом внедрения парогазовой технологии производства электроэнергии является перевооружение действующих ТЭС с ПТУ в парогазовые путем их надстройки газовыми турбинами (ГТ-надстройка).
Эффективность надстроенного энергетического блока (ПГУ) зависит от КПД ГТУ и паросиловой части, а также от доли теплоты, подводимой с топливом в ГТУ, от общего количества теплоты топлива, используемого в ПГУ.
При одинаковых КПД ГТУ бинарная ПГУ более эффективна даже при более низком КПД паросиловой части. Однако существенно более низкие капитальные затраты на модернизацию действующих энергоблоков могут иметь решающее значение по сравнению со строительством новой бинарной ПГУ.
Наличие большого количества различных схем ГТ-надстроек затрудняет выбор оптимального варианта для конкретных условий. Однако значительно сузить количество рассматриваемых схем можно, руководствуясь критериями, базирующимися на технических ограничениях. К таким критериям можно отнести:
1) возможность реализации схемы ПГУ в условиях конкретно рассматриваемой электростанции;
2) теплотехническую эффективность схемы;
3) необходимость и длительность реконструкции основного оборудования;
4) эксплуатационную гибкость и надежность модернизированного блока.
Первый критерий связан в первую очередь с наличием места в главном корпусе и на генплане электростанции для размещения оборудования ГТ-надстройки. Этот критерий в некоторых ситуациях может оказаться решающим.
Второй критерий определяет эффективность модернизации энергоблока по экономии удельного расхода топлива в различных условиях (например, при разной температуре наружного воздуха) и режимах работы (например, при частичных нагрузках, с разным числом газовых турбин).
Значительность третьего критерия зависит от величины резерва располагаемой мощности энергосистемы. Если этот резерв достаточен и вывод в реконструкцию энергоблока не влечет за собой нарушения энергоснабжения потребителей, то выбор схемы ГТ-надстройки представляет собой чисто техникоэкономическую задачу. Если резерв мощности отсутствует и ее дефицит не может быть покрыт за счет межсистемных связей, то даже высокоэкономичная схема, но требующая для реализации времени больше, чем период ремонтной кампании, не может быть рекомендована для использования.
Четвертый критерий связан, в первую очередь, с режимом работы электростанции в
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство«Лань» ЛАНЬ
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
ь
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКАМ^
Издательство «Лань» ЛАНЬ
Рис. 4.2.2. Параллельные схемы ГТ-надстроек:
а - подвод пара в холодную линию системы промежуточного перегрева; б - подвод пара в горячую линию системы промежуточного перегрева;
в - подвод пара в линию свежего пара; г - подвод пара в промежуточную точку парового тракта котла; д - вытеснение пара из узла регенерации паровой турбины паром из котла-утилизатора; е - вытеснение узла регенерации паровой турбины газоводяными подогревателями (ГВП) конденсата и питательной воды;
1 - газовая турбина; 2 - горелки котла-утилизатора; 3 - котел-утилизатор; 4 - котел надстраиваемого блока; 5 - паровая турбина; 6 - конденсатор;
7, 8 - подогреватели соответственно низкого и высокого давления; 9 - дымовая труба; 10 - ГВП низкого и высокого давления; Т- топливо; В - воздух; Г- газы
392 Глава 4.2. ПЕРСПЕКТИВЫ ПРИМЕНЕНИЯ ПАРОГАЗОВЫХ УСТАНОВОК
m 7s Ч "О О
I I >
ОТ S сл
S О ч гл 7s >
Рис. 4.2.3. Последовательные схемы ГТ-надстроек:
а - со сбросом газов газовой турбины в котел и калориферным подогревом дутьевого воздуха; б - со сбросом газов газовой турбины в котел и с подогревом дутьевого воздуха уходящими газами; 11 - калориферы дутьевого воздуха; 12 - воздухоподогреватель; остальные обозначения см. рис. 4.2.2
ПЕРСПЕКТИВЫ ПРИМЕНЕНИЯ ПАРОГАЗОВЫХ УСТАНОВОК 393
4.2.1. Относительная эффективность ПГУ с различными типами ГТ-надстроек
Тип ГТ-над стройки Экономия топлива по сравнению с паросиловым блоком, %
1. Схема со сбросом выхлопных газов ГТУ в топку энергетического котла 10,4
2. Параллельная схема с выработкой слабо перегретого пара и подачей его в перегреватель надстраиваемого котла, а также подогрев питательной воды и основного конденсата выхлопными газами ГТУ 8,5
3. Параллельная схема с подогревом питательной воды до 330 °C и основного конденсата выхлопными газами ГТУ 7,2
4. Параллельная схема с выработкой пара с параметрами холодного промежуточного перегрева и подачей его в промежуточный перегреватель энергетического котла, а также подогрев основного конденсата выхлопными газами ГТУ 6,0
5. Параллельная схема с выработкой пара и подачей его в паровую турбину, а также подогрев основного конденсата выхлопными газами ГТУ 5,8
6. Параллельная схема с выработкой пара с параметрами горячего промежуточного перегрева и подачей его в паровую турбину 5,2
7. Параллельная схема с подогревом питательной воды до номинального значения за ПВД, а также подогрев основного конденсата выхлопными газами ГТУ 3,5
4.2.2. Технико-экономические показатели энергоблоков, надстроенных ГТУ по сборной схеме
Издательство «Лань» ЛАНо ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА^) Параметр Энергоблок
300 МВт 800 МВт
Тип ГТУ ГТГ-110 V94.2
Количество ГТУ 1 2 3 2
Расход свежего пара на турбину, т/ч 930 800 2000
Расход вторичного пара, т/ч 817 712,6 1909,6
Мощность ГТУ, МВт 107,5 227 340,5 317,2
Мощность паровой турбины, МВт 325,9 287,8 759,8 769,7 765,8
Мощность энергоблока брутто, МВт 433,4 395,3 986,8 1110,2 1083
Мощность энергоблока нетто, МВт 423,6 385,5 974,6 1097 1070,7
КПД энергоблока нетто, % 44,51 44,78 45,9 48,0 47,87
Экономия топлива по сравнению с паросиловой установкой (ПСУ), % 11,6 12,2 9,5 13,5 13,1
Экологические показатели при работе котла на мазуте: удельные выбросы NOX, кг/(МВт-ч) снижение по сравнению с ПСУ, % удельные выбросы SO2, кг/(МВт-ч) снижение по сравнению с ПСУ, % 0,57 35 7,9 25 - - - -
ПЕРСПЕКТИВЫ ПРИМЕНЕНИЯ ПАРОГАЗОВЫХ УСТАНОВОК 395
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКАРЬ
Издательство «Лань» JIAHd
4.2.3. Технико-экономические показатели энергоблока 300 МВт в автономном (ПСУ) и комбинированном (ПГУ) режимах работы
Наименование показателей Режимы
ПСУ ПГУ
Расход свежего пара, т/ч 1000 1000
Температура свежего пара, °C 540 540
Температура пара промежуточного перегрева, °C 539 541
Расход пара через промежуточный перегреватель, т/ч 797,5 833,8
Расход воды через ГВП ВД, т/ч — 200
Расход воды через ГВП НД, т/ч — 1500
Расход топлива в котел, т/ч 193,79 171,475
Температура уходящих газов, °C 152 159
КПД котла брутто, % 92,0 90,85
Мощность паровой турбины, МВт 338,2 355,05
Мощность газовой турбины, МВт — 107,5
Мощность блока брутто, МВт 338,2 462,55
КПД блока брутто, % 42,23 47,77
Мощность блока нетто, МВт 317,9 442,35
КПД блока нетто, % 39,69 46,69
396 Глава 4.2. ПЕРСПЕКТИВЫ ПРИМЕНЕНИЯ ПАРОГАЗОВЫХ УСТАНОВОК
предметный указатель
Арматура 329
Барабан котла 156,276
Барботаж 369
Безразмерная температура 78,126
Деаэрация (дегазация) воды 368
Диффузионное горение (газа) 90
Диффузия 72
Жидкое топливо 32,36
топка 207
Влага топлива 19
Золошлакоудаление 347
Ионный обмен 360
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
ь
ПРЕДМЕТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ
io граничный слой 116,118
Наросодержание 247
Кипящий слой 128,202
Кислородная зона слоя 12У
Области горения 63
Обратный клапан 360
Циклы 386
ПРЕДМЕТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ
Среднеходная мельница 316
Электрофильтр 341
топлива 28, 35,43
котла 170
Форсунка 95,231
Скруббер 340
котла 167 169
Шлак 335
СПРАВОЧНОЕ ИЗДАНИЕ
Рундыгин Юрий Александрович, Гильде Евгений Эрихович, Судаков Александр Вениаминович и др.
МАШИНОСТРОЕНИЕ. ЭНЦИКЛОПЕДИЯ
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
Том IV-18
Редактор З.М. Рябкова
Художественный редактор Т.Н. Галицына
Корректор М.Я. Барская
Инженеры по компьютерному макетированию: М.А. Евсейчева, Т.Ю. Зотова, М.Н. Рыжкова, Т.А. Сынкова
Сдано в набор 15.04.2009 г. Подписано в печать 23.11.2009 г. Формат 70x100 1/16.
Бумага офсетная. Гарнитура Times NR. Печать офсетная.
Уел. печ л. 32,5. Уч.-изд. л. 38,0. Тираж 1000 экз. Заказ
ООО "Издательство Машиностроение" 107076, Москва, Стромынский пер., 4
Оригинал-макет подготовлен в Издательско-полиграфическом центре Тамбовского государственного технического университета
392000, Тамбов, Советская, 106, к. 14
Отпечатано в полном соответствии с качеством предоставленного оригинал-макета в ГУП ППП "Типография "Наука" РАН, 121099, г. Москва, Шубинский пер., 6
ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
Издательство «Лань» ЛАНв