Некоммерческое акционерное общество

алматинский  УНИВЕРСИТЕТ энергетики и связи

Кафедра тепловых энергетических установок

 

 

КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ ТЭС

Конспект лекций

для студентов всех форм обучения

специальности 5В071700 – Теплоэнергетика,

специализации: «Тепловые электрические станции»

 

 

Алматы  2012 

СОСТАВИТЕЛИ: А.А. Кибарин, Т.В. Ходанова. Котельные установки ТЭС. Конспект лекций для студентов всех форм обучения специальности 5В071700 – Теплоэнергетика, специализации:
«Тепловые электрические станции»  - Алматы: АУЭС, 2012. – 85 с.

 

В конспекте лекций представлены сведения о котельных установках ТЭС (теоретические основы процессов, протекающих в паровых котлах; технология производства пара на ТЭС; конструкции, характеристики и  принцип работы паровых и водогрейных котлов, а также котлов-утилизаторов, их элементов и вспомогательных механизмов; методика конструкторского и поверочного теплового расчета парового котла и т.д.).

Конспект лекций «Котельные установки ТЭС» предназначены для студентов всех форм обучения специальности 5В071700 – Теплоэнергетика.

Ил. 60, табл. 3, библиогр.- 18 назв. 

 

Рецензент: канд. техн. наук, доц. М.Е. Туманов. 

 

Печатается по плану издания некоммерческого акционерного общества «Алматинский университета энергетики и связи» на 2011 г.

 

Ó НАО Алматинский университет энергетики и связи, 2012 г.

 

Содержание

Введение

4

1 Лекция. Задачи, содержание курса. Технологическая схема производства пара. Паровой котел в технологической схеме производства пара. История развития парового котла. Основные определения и термины паровых котлов.

5

2 Лекция. Классификация паровых котлов. Компоновка паровых котлов. Основные параметры паровых котлов. Типы и конструктивные схемы.

11

3 Лекция. Энергетическое топливо. Классификация и состав твердого, жидкого и газообразного топлива. Теплотехнические характеристики топлива.

18

4 Лекция. Горение энергетического топлива. Выход и состав продуктов полного сгорания топлива.  Коэффициент избытка воздуха.

24

5 Лекция. Эффективность использования теплоты топлива. Тепловой баланс котельной установки. КПД КУ. Потери теплоты.

29

6 Лекция. Общие сведения о системе топливоприготовления. Сжигание твердого, жидкого и газообразного топлива. Схемы. Характеристики угольной пыли. Основное оборудование схем топливоприготовления.

33

7 Лекция. Общие сведения о топочных устройствах котлов. Слоевое и камерное сжигание топлива. Типы топок. Характеристики.

42

8 Лекция. Тепловосприятие поверхностей нагрева. Парообразующие поверхности нагрева паровых котлов (топочные экраны, пароперегреватели). Конструкции экранов, пароперегревателей.

50

9 Лекция. Тепловосприятие поверхностей нагрева. Компоновка пароперегревателей. Методы регулирования температуры перегретого пара.

59

10 Лекция. Низкотемпературные поверхности нагрева. Схемы. Конструкции и компоновка экономайзеров и воздухонагревателей. Водяные экономайзеры. Воздухоподогреватели. Типы, конструкция.

65

 

 

11 Лекция. Водный режим работы барабанных котлов. Организация безнакипного режима работы  котлов.

69

12 Лекция. Тепловая схема котла. Построение тепловых схем. Каркас и обмуровка котла. Типы обмуровки котлов.

74

13 Лекция. Схемы газовоздушного тракта котлов. Основное оборудование газовоздушного тракта котлов.

78

 

14 Лекция. Выход и характеристика зола и шлака. Золоулавливание. Системы шлакозолуудаления. Основное оборудование систем шлакозолуудаления.

82

 

15 Лекция. Пиковые водогрейные котлы. Специальные котельные установки - котлы утилизаторы. Типы, классификация, конструкция.

88

Список литературы

91


Введение 

Курс «Котельные установки ТЭС» является первым из энергетических курсов по специальности, закладывающим основу для развития кругозора  будущего бакалавра - теплоэнергетика.

Подготовка квалифицированных кадров бакалавров теплоэнергетиков в ВУЗах не возможна без глубокого изучения и понимания процессов, протекающих  в основном оборудовании ТЭС.

Курс «Котельные установки ТЭС» в значительной степени синтезирует сведения из основных теплотехнических и физико-химических дисциплин, учит последовательному анализу сложных явлений. Такой анализ обычно предусматривает ряд приближений, в ходе которых выявляются главные соотношения между процессами, протекающими в котельной установке.

Задачей курса является ознакомление студентов - теплоэнергетиков с теоретическими основами процессов, протекающих  в паровых котлах, с конструкциями и работой основного и вспомогательного оборудования, служащего для производства пара, а также с перспективами дальнейшего  развития техники  генерации пара.

В результате изучения курса студент должен знать: технологию производства пара  на ТЭС; конструкции, характеристики и  принцип работы паровых котлов, их элементов, а также вспомогательных механизмов; методику конструкторского и поверочного теплового расчета парового котла.

Изучив курс, студент должен уметь: анализировать техническое  состояние котельной установки, ее отдельных элементов; разрабатывать и выполнять мероприятия по повышению экономичности и надежности котельной установки, проводить самостоятельно тепловые расчеты элементов котельных установок и котельного агрегата в целом.

Дисциплина «Котельные установки ТЭС» базируется на знаниях и умениях, приобретенных студентами при изучении курсов: «Физика», «Высшая математика», «Материаловедение», «Метрология и измерения», «Механика», «Техническая термодинамика», «Механика жидкости и газа», «Тепломассобмен», «Информатика», «Теплоэнергетические системы и энергоиспользование», «Спецвопросы сжигания топлива».

Курс «Котельные установки ТЭС» рекомендуется для студентов специальности 5В071700-Теплоэнергетика, выбравших специализацию «Тепловые электрические станции», и включается в учебные планы в качестве базовой дисциплины.

 

1 Лекция

 

Задачи, содержание курса. Технологическая схема производства пара. Паровой котел в технологической схеме производства пара. История развития парового котла. Основные определения и термины паровых котлов.

 

1.1  Задачи, содержание курса

 

Для специализации «Тепловые электрические станции» предметом курса является стационарная и станционная теплоэнергетика. Содержание курса включает основы теплового расчета котельных агрегатов, гидродинамики и теплопередачи в элементах паровых котлов, с учетом различных конструктивных решений.

 

1.2  Технологическая схема производства пара

 

Электрическая станция представляет собой промышленное предприятие для выработки электрической энергии. Основное количество энергии производят на тепловых электрических станциях (далее ТЭС), использующих химическую энергию сжигаемого органического топлива. Основными тепловыми агрегатами паротурбинной ТЭС являются паровой котел и паровая турбина. Паровой котел (9) представляет собой системы поверхностей нагрева для производства пара из непрерывно поступающей в него воды путем использования теплоты, выделяющейся при сжигании топлива, которое подается в топку вместе с необходимым для горения воздухом. Поступающая (питательная) вода подогревается до температуры насыщения, испаряется, а выделившийся из кипящей (котловой) воды насыщенный пар перегревается. При сжигании топлива образуются продукты сгорания – теплоноситель, который в поверхностях нагрева отдает теплоту воде и пару, называемый рабочим телом. После поверхности нагрева продукты сгорания при относительно низкой температуре удаляются из котла через дымовую трубу в атмосферу. В результате горения твердого топлива остаются зола и шлак, которые также удаляются из агрегата. Полученный в котле перегретый пар поступает в турбину (2), где его тепловая энергия превращается в механическую, передаваемая валу турбины. С турбиной связан электрический генератор (1), в котором механическая энергия превращается в электрическую. Отработавший пар из турбины направляется в конденсатор (30), в котором пар охлаждается водой какого-либо природного (река, озеро, пруд, море) или искусственного (градирня) источника и конденсируется.

Конденсатным насосом (29) конденсат перекачивают через ПНД (28) в деаэратор (4). Из деаэратора вода питательным насосом (27) через ПВД (26) подается в паровой котел.

Для восполнения утечек требуется добавка воды, предварительно обрабатываемой в водоподготовительной установке (31) . На ТЭЦ эта добавка может достигать 30-50% и более.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

  

1 - эл. генератор; 2 - турбина; 3 - щит управления; 4 - деаэратор; 5 - бункер сырого топлива; 6 - бункер угольной пыли; 7 - сепаратор; 8 - циклон; 9 - паровой котел; 10 - поверхности нагрева котла; 11 - дымовая труба; 12 - дробильное помещение; 13 - резервный склад;
14 - жд. вагоны; 15 - разгрузочный бункер; 16 - конвейеры; 17 - дымососы; 18 - каналы гидрозолоудаления; 19 - золоуловитель;
20 - дутьевой вентилятор; 21 - топка котла; 22 - мельница; 23 - береговая насосная станция; 24 - водоем; 25 - насосы; 26 - ПВД;
27 - питательные насосы; 28 - ПНД; 29 - конденсатные насосы; 30 - конденсаторы; 31 - ХОВ; 32 - трансформаторы электроэнергии.

 

Рисунок 1.1 - Схема ТЭС на твердом топливе


1.3  Паровой котел  в технологической схеме производства пара

 

Паротурбинная установка состоит из трех основных агрегатов: парового котла, паровой турбины и электрогенератора (см. рисунок 1.2).  Тепловую эффективность работы паротурбинной установки можно оценить, если построить термодинамический цикл преобразования энергии - цикл Ренкина (см. рисунок 1.3). В цикле на насыщенном паре средний уровень температуры подвода теплоты довольно низкий и КПД цикла не превышает 30 %.

Подпись: 1 - паровой котел; 
2 - паровая турбина; 
3 - электрогенератор; 
4 - конденсатор; 
5 - регенеративный подогреватель воды; 
ПН - питательный насос; 
КН - конденсатный насос; 
ПП - промежуточный пароперегреватель.

 

a) - без промежуточного перегрева пара;

б) - с промежуточным перегревом пара.

 

Рисунок 1.2 - Принципиальная тепловая схема

паротурбинной энергоустановки

 

a) - на насыщенном паре; б) - с перегревом пара; в) - с двукратным перегревом пара.

 

Рисунок 1.3 - Циклы паротурбинной установки в Т, S-диаграмме

 

Значительно выгоднее цикл с перегревом пара (см. рисунок 1.2,б, 1.3, б), состоящий из двух циклов: цикла получения насыщенного пара и дополнительного цикла его перегрева. При этом средний температурный уровень подвода теплоты во втором цикле значительно выше, чем в первом, его тепловая эффективность больше, поэтому такой цикл в целом имеет более высокий КПД (до 40 %). На современных ТЭС мощностью 100 МВт и выше применяется в основном однократный промежуточный перегрев пара.
В отдельных установках большой мощности применяется двойной промежуточный перегрев пара (см. рисунок 1.3, в), который дополнительно увеличивает КПД турбинной установки. При переходе на сверхкритическое давление пара тепловая экономичность ТЭС приблизилась к своему термодинамическому пределу (КПД
@ 42 %).

1.4  История развития парового котла

 

Упоминания о паровом котле как о парогенераторе, отделённом от топки, встречаются в работах учёных: Делла Порта (1601), С.де Ко (1615),
Э.С. Вустера (1663). Однако промышленное применение парового котла началось на рубеже 17-18 века, в связи с бурным развитием промышленности. Ранние конструкции парового котла по форме напоминали шар, изготовленный из меди или чугуна.

Одним из первых «настоящих» паровых считают котёл Д. Папена
(1680 г). Развитие парового котла шло по двум направлениям: увеличения числа потоков газов (газотрубные) и увеличения числа потоков воды и пара (водотрубные) (см. рисунок 1.4). Газотрубные котлы отличались от цилиндрических - относительно малыми размерами и высоким КПД (до 60 %), при этом
D=1-5 т/ч, и Рб=1,5-1,8 МПа. Поэтому газотрубные котлы сохранились только на транспортных установках (паровозы, пароходы), а из стационарных установок они полностью вытеснены водотрубными котлами.

Развитием цилиндрического котла стала серия водотрубных котлов,
которые характеризуются применением тепловоспринимающей поверхности, выполненной в виде большого числа труб (
d=60¸80 мм), находящихся непосредственно в потоке горячих газов (см. рисунок 1.5, в÷к). В результате значительно возросли паропроизводительность и давление насыщенного пара.

В вертикально - водотрубном котле (см. рисунок 1.5, и, к) получение перегретого пара происходит в змеевиковой поверхности пароперегревателя, а сжигание топлива осуществляется во взвешенном состоянии в топочной камере, все стены которой закрыты вертикальными трубами (где нагревается и частично испаряется вода при высоком давлении).

В конструкции такого котла в опускном газоходе после выхода из теплообменной парообразующей трубной поверхности впервые установлена трубная змеевиковая поверхность для подогрева поступающей в барабан воды - экономайзер. Для улучшения сжигания топлива воздух подогре-вается в опускном газоходе котла в поверхности воздухоподгревател,.

Дальнейшим развитием типов паровых котлов явилось создание прямоточных котлов (см. рисунок 1.5, л,м), в которых нет четкой границы между экономайзерной, испарительной и перегревательной поверхностями.

 

 

1-барабан; 2-колосниковая решётка; 3-жаровая труба; 4-дымогарная труба;
5-сборная камера; 6-пароперегреватель; 7-водяной экономайзер; 8 - воздухоподогреватель;
9 - газоход.

 

а)-цилиндрический; б)- батарейный; в) - жаротрубный; г) - жаротрубно-дымогарный;
д) - камерный горизонтально-водотрубный; е) - камерный горизонтально-водотрубный
(В.Г. Шухова); ж) - двухсекционный горизонтально-водотрубный («морской»);
з) - вертикально - водотрубный с гнутыми трубами; u) - вертикально-водотрубный с
П-образной компоновкой; к) - вертикально-водотрубный с Т-образной компоновкой;
л) - прямоточный (Л. К. Рамзина); м) - прямоточный котёл ТПП-210А.

 

Рисунок 1.5 - Схема развития типов котлов

 

1.5 Основные определения и термины

 

Котельная установка (далее КУ) - это комплекс устройств, предназначенных для получения пара или горячей воды.

Паровой котел - это техническое сооружение, в котором для получения пара требуемых параметров используют теплоту выделяющегося при сгорании органического топлива. Паровой котел представляет собой систему теплообменников для производства пара из непрерывно поступающей в него воды путем использования тепла, выделяющегося при сжигании топлива, которое подается в топку вместе с необходимым для горения воздухом.

Основными элементами парового котла являются теплообменные поверхности нагрева, предназначенные для передачи теплоты от  образующихся при сжигании топлива газообразных продуктов сгорания (теплоносителя) к воде, пароводяной смеси, пару или воздуху, называемым рабочим теплом.

По происходящим процессам преобразования рабочего тела различают нагревательные (экономайзер, воздухоподогреватель), испарительные и паронагревательные поверхности нагрева.

Поступающая в паровой котел вода, как правило, недогрета до кипения и  называется питательной водой. При прохождении по поверхностям нагрева котла она постепенно нагревается до состояния насыщения, испаряется, а выделившийся из кипящей (котловой) воды насыщенный пар перегревается до заданной температуры. При этом теплота от продуктов сгорания может передаваться излучением (радиацией) или конвекцией.

В соответствии с этим различают поверхности нагрева: радиационные, получающие теплоту от продуктов сгорания в основном за счет их излучения; конвективные, получающие теплоту от продуктов сгорания преимущественно конвекцией; радиационно-конвективные (полурадиационные), получающие теплоту излучением и конвекцией примерно в равных количествах.

Для нормальной работы котла требуется обеспечить подачу, подготовку и сжигание топлива, подачу окислителя (воздуха) для горения, а также очистку и удаление образующихся продуктов сгорания - дымовых газов, золы и шлака (при сжигании твердого топлива и т.д.).

Вспомогательное оборудование, предназначенное для этих целей, включает:

-          систему пылеприготовления;

-          тягодутьевые устройства;

-          золоулавливающее и шлакозолоудаляющее оборудование;

-          водоподготовительные;

-          питательные установки.

Для удобства рассмотрения схемы котельной установки целесообразно представить ее в виде отдельных трактов соответствующего назначения: топливный, пароводяной, газовоздушный (см. рисунок 1.6).

 

Рисунок 1.6 – Функциональные узлы котельных установок

 

2 Лекция

 

Классификация паровых котлов. Компоновка паровых котлов. Основные параметры паровых котлов. Типы и конструктивные схемы.

 

2.1 Классификация паровых котлов

 

По назначению КУ делятся на энергетические, производственные и отопительные. В энергетических КУ вырабатывается пар для привода паровых турбин ТЭС. В производственных КУ пар вырабатывается для различных технологических нужд. Отопительные котельные служат для обеспечения отопления, вентиляции и горячего водоснабжения.

По уровню давления перегретого пара различают котлы с низким
(менее 4 МПа), средним (от 4 до 11 МПа), высоким (от 11 до
18 МПа) и сверхкритическим давлением (более 25 МПа).

По уровню давления в газовом тракте различают котлы с естественной, уравновешенной тягой и под наддувом.

По виду пароводяного тракта различают котлы: с естественной циркуляцией, с принудительной циркуляцией и прямоточным движением.

Возможна также классификация: по виду сжигаемого топлива
(газ, мазут, твердое топливо), по
способу шлакоудаления (твердое, мокрое), по типу топки (вихревая, циклонная, с кипящим слоем).

 

 

 

 

 

Подпись: ПН - питательный насос; 
РПК - регулятор питания котла; 
ВЭК – водяной экономайзер; 
ТЭ - топочные экраны; 
ПП - пароперегреватель; 
ОП - опускные трубы; 
НПЦ - насос принудительной циркуляции; 
Б - барабан.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 2.1 - Схемы водопарового тракта котла: барабанного с естественной циркуляцией; барабанного с принудительной циркуляцией и прямоточного

 

2.1.1 Паровые котлы с естественной циркуляцией

 

Отличительной конструктивной особенностью котла с естественной циркуляцией является наличие барабана, выполняющего роль сепаратора пара из потока пароводяной смеси. Барабан котла вместе с системой необогреваемых опускных труб, и подъемных (экранных) труб образует замкнутый циркуляционный контур, в котором при горении топлива в топке организуется движение воды и пароводяной смеси (см. рисунок 2.2).

Движение рабочей среды происходит за счет возникновения естественного напора, определяемого разностью гидростатических давлений массы воды и пароводяной смеси в опускных и подъемных трубах и называемого движущим напором естественной циркуляции (см. рисунок 2.3):

,                                                                        (2.1)

где Нп - высота паро-содержащей части контура, м;

rоп, rсм - соответствующая плотность воды в опускных трубах и средняя плотность пароводяной смеси в подъемных трубах, кг/м3;

g - ускорение свободного падения, м/с2.

1-барабан; 2-топочная камера; 3-горелка;
4 - первичная пылевоздушная смесь;
5 - топочные экраны; 6 – фестон; 7 - опускные трубы; 8 - коллектор; 9,10 - I-я и II-я ступень водяного экономайзера; 11 - трубопровод;
12-паропровод; 13-конвективный паропере-греватель; 14-пароохладитель; 15- ширмовый пароперегреватель; 16 -
I-я ступень воздухо-подогревателя; 18 - промежуточный паро-перегреватель; 19 - подача холодного воздуха; 20 - уходящие газы; 21- радиа-ционный пароперегреватель; 22 – отводящие трубы; 23 - пар на турбину; 24–шлаковая ванна; 25 - канал гидрошлакоудаления;
26 - горизонтальный газоход; 27 - поворотная камера; 28 - конвективная шахта; 29 - горячий воздух.

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 2.2 - Схема котла с естественной циркуляцией

Возникающий в контуре циркуляции движущий напор  обеспечивает движение рабочей среды в подъемных трубах со скоростью порядка 1 м/с.

При этом за один проход через подъемные трубы происходит частичное испарение воды (0,25 кг/кг), поэтому полное испарение исходного
1 кг воды произойдет при многократном прохождении контура.

Отношение массового расхода циркулирующей воды к количеству образовавшегося пара в единицу времени - называется кратностью циркуляции:

kц = Gв/ Gп              (2.2)

 

В паровых котлах с естественной циркуляцией kц составляет от 10 до 30.

Недостатком котлов с естественной циркуляцией является - нарушение циркуляции при D/Dном<40 %, что приводит к снижению кратности циркуляции и паропроизводительности.

Гидродинамика контура естественной циркуляции.

Движущий напор расходуется на преодоление сопротивления опускных и подъёмных труб: Sпол=Sдв-∆Рпод, Þ основное уравнение циркуляции: Sдв=∆Рпод..  Контур естественной циркуляции может быть: простым, сложным.

Характеристики простого контура естественной циркуляции.

1) Wo= – скорость циркуляции;

2) По  определяется Gводы => .

3) Sпол=Sдв– ∆Рпод = Sдв;

4) ∆Рпод = .

 

2.1.2 Паровые котлы с принудительной циркуляцией

 

В парообразующих трубах можно организовать принудительное движение рабочей среды за счет специального насоса, установленного на опускных трубах - циркуляционный насос (см. рисунок 2.4). Движущий напор циркуляции в этом случае в несколько раз превышает напор естественной циркуляции. Это позволяет увеличить скорость движения и располагать парообразующие трубы в топке любым образом (наклонно, горизонтально), исходя из размещения котла в ограниченных по высоте помещениях, и более удобно его конструировать. При этом повышается надежность циркуляции рабочей среды. Однако значительным оказывается расход электроэнергии на привод насоса принудитель-ной циркуляции, поэтому в этом случае уменьшается значение kц=3¸5.

 

 

 

 

1 – экономайзер; 2 – барабан;
3 - опускные трубы; 4-цирку-ляционный насос; 5 – раздача воды по контурам циркуляции;
6 – испарительные радиационные поверхности нагрева; 7- фестон;
8- пароперегреватель; 9 – регене-ративный воздухоподогреватель.

 

 

 

Рисунок 2.4 – Схема котла с принудительной циркуляцией

2.1.3 Прямоточный паровой котел

 

Прямоточный котел (на примере котла Рамзина) характеризуется последовательным включением и однократным прохождением рабочей средой всех поверхностей нагрева (см. рисунок 2.5). Вода, поступающая в экономайзер, проходит прямотоком одним ходом все поверхности, включая топочные экраны, полностью испаряется, и затем перегретый пар, по паропроводу направляется к турбине. В такой конструкции котла в общем случае отсутствует четкое разделение экономайзерной, парообразующей и перегревательной поверхностей. Поэтому при переменных режимах работы изменяется положение границ между поверхностями нагрева, что влияет на выходные параметры пара и, прежде всего на его температуру. Поддержание параметров пара обеспечивается постоянным соотношением между расходом топлива и расходом воды. В связи с этим прямоточный котел требует применения более совершенной быстродействующей системы автоматического регулирования расходов топлива и воды.

При движении воды и пара в трубах возникает гидравлическое сопротивление, которое преодолевается избыточным напором питательного насоса. Приближенно полное гидравлическое сопротивление рабочего тракта прямоточного котла сверхкритического давления (СКД) составляет pпк=(0,2¸0,25)*pпп. Поверхность экономайзера в конвективной шахте обеспечивает нагрев поступающей питательной воды до температуры, близкой к насыщению. После прохождения поверхности экономайзера питательная вода поступает в нижние коллекторы топочных экранов. Окончательный догрев воды до кипения происходит в топочном экране.

Полное экранирование стен топочной камеры достигается в этом случае соединением нескольких самостоятельных панелей из труб, по которым организуется последовательное движение рабочей среды.

 

Подпись: 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 пароперегревателя; 8 – конвективная часть пароперегревателя; 
9 – воздухоподогреватель; 10 – горелка.

 

Рисунок 2.5 - Схема прямоточного парового котла

По высоте топочная камера разделяется на две или три части с перемешиванием потока рабочей среды (выравниванием температур). В прямоточном котле экранируются панелями из пароперегревательных труб также боковые стены горизонтального газохода, поворотной камеры и потолочное перекрытие котла, после чего пар на котлах большой мощности поступает в полурадиационную (ширмовую) поверхность, расположенную в горизонтальном газоходе, и затем в выходную конвективную поверхность, откуда перегретый пар направляется в паровую турбину. Отсутствие процесса отделения пара от воды в рабочем тракте котла позволяет использовать котел не только при докритическом, но и при сверхкритическом давлении рабочей среды.

 

2.2 Компоновка паровых котлов

 

По конструкции в типовом паровом котле выделяются следующие основные элементы: топочная камера (топка), горизонтальный газоход, конвективная шахта.  Компоновка КУ бывает П, Г, Т, U - образная, башеная, полубашенная и многоходовая (см. рисунок 2.6).  

а) П – образная, б) Г – образная, в) Т – образная, г) – U – образная,

д) башенная, е) полубашенная, ж) многоходовая.

 

Рисунок 2.6 – Основные компоновки КУ

 

При сжигании мазута, природного газа используют П и Г-образные компоновки котлов. При сжигании твердых топлив: П и Г- образные компоновки применяют в котлах D£1600 т/ч; Т-образную компоновку применяют для котлов D>1000 т/ч, работающих на твердых топливах.

Для углей c высокоабразивной золой Т - образную компоновку используют для котлов, начиная с D>500 т/ч. Для мощных котлов при сжигании газа и мазута или бурых углей может быть использована башенная компоновка в сочетании с открытой и полуоткрытой компоновками КУ.

 

2.3 Основные параметры и обозначения котлов

 

Паровые котлы характеризуются основными параметрами: номинальной паропроизводительностью, давлением, температурой пара (основного и промежуточного перегрева) и питательной воды.

Под номинальной паропроизводительностью понимают наибольшую нагрузку (т/ч или кг/с), которую стационарный котел должен обеспечивать в длительной эксплуатации при сжигании основного топлива при номинальных значениях температуры пара и питательной воды.

Номинальными давлением и температурой пара считают те, которые должны быть обеспечены непосредственно перед паропроводом к потребителю пара при номинальной производительности котла.

Номинальная температура питательной воды - это температура, которую необходимо обеспечить перед входом воды в экономайзер (или в другой подогреватель питательной воды, а при их отсутствии - перед входом в барабан котла) при номинальной паропроизводительности.

Условное обозначение типоразмера котла (ГОСТ 3619-89) включает последовательно расположение следующих элементов:

 

 

 

 

-         обозначение типа котла (Е - котел с естественной циркуляцией,
Еп - котел с естественной циркуляцией и промежуточным перегревом пара;
П - прямоточный котел, Пп - прямоточный котел с промежуточным перегревом пара);

-         значение его паропроизводительности в т/ч;

-         значение абсолютного давления пара в МПа;

-         значения температур пара и промежуточного перегрева пара в оС;

-         индексы вида топлива и типа топки (К - каменный уголь и полуантрацит; Б - бурый уголь; С – сланцы; М – мазут; Г – газ; Т - камерная топка с твердым шлакоудалением; В - вихревая топка; Ц - циклонная топка;
Ф - топка с кипящим слоем, для котлов с наддувом - добавочный индекс Н);

-         заводские типоразмеры: Т – Таганрогский котельный завод (например: ТГМП-1202, ТГМЕ-464 , ТПП-210); П – Подольский машиностроительный завод (например:   П-57, П-67), БКЗ - Барнаульский котельный завод (например: БКЗ-75-39-ФБ), БелКЗ - Белгородский котельный завод (например: Б–50–40), БиКЗ - Бийский котельный завод.

 

3 Лекция

 

Энергетическое топливо. Виды топлив. Классификация органических топлив. Состав твердого, жидкого и газообразного топлива. Теплотехнические характеристики топлива.

 

3.1 Энергетическое топливо. Виды топлив

 

Топливом называется горючее вещество, используемое в качестве источника получения теплоты в энергетических, промышленных и отопительных установках. В зависимости от типа реакций, в результате которых выделяется теплота из топлива, различают органическое и ядерное топливо.

 

Таблица 3.1 - Классификация органических топлив

Топливо

 

Агрегатное состояние

Твердое

Жидкое

Газообразное

Природное

Дрова, торф, бурые и каменные угли, антра-цит, горючие сланцы

Нефть

Природный газ

Искусственное

Древесный уголь, полукокс, кокс, угольные и торфяные брикеты

Мазут, керосин, бензин, соляровое масло, газойль, печное топливо

Газы нефтяной, коксовый, генераторный, доменный, газ подземной газификации

 

Основным «горючим» элементом в твердом топливе является углерод.

Газообразное топливо существует в нескольких формах: природный газ; попутный газ, получаемый из недр земли при добыче нефти; доменный и коксовый газы, получаемые при металлургическом производстве. Преимущество природного газа состоит в легкости транспортировки по газопроводам и  относительной экологической безопасности: при его сжигании, не возникает вредных выбросов (кроме оксидов азота). В связи с чем, газ используют для котельных и ТЭЦ крупных городов.
Из многочисленных жидких топлив на ТЭС используют мазут и дизельное топливо.

 

3.2 Технические характеристики топлив

 

3.2.1 Элементарный состав топлива

 

Твердые и жидкие топлива состоят из следующих сложных органических соединений, образованных в основном пятью химическими элементами - углеродом (С, водородом (Н), серой (S), кислородом (О) и азотом (N). В состав топлива входят также влага (W) и негорючие твердые (минеральные) вещества, которые после сгорания образуют сухой остаток - золу (А).

По составу исходной массы топлива (при разном его состоянии) выделено несколько видов так называемых расчетных масс: рабочая, аналитическая, сухая, горючая (см. рисунок 3.1).

 

Рисунок 3.1  - Состав исходной массы топлива

 

Горючими элементами топлива являются: углерод С, водород Н, сера S. Основным горючим элементом является углерод С (20÷85 %), при горении:
С+О2=>СО2+34 МДж/кг. Наибольшей теплотой сгорания обладает водород: 2Н22=>2Н2О+121 МДж/кг, но его содержание в топливе составляет 2÷11 %.

Сера является вредной примесью, т.к. при сгорании образующиеся оксиды серы оказывают вредное воздействие на окружающую среду и приводят к развитию сернокислотной коррозии металла котла.

Sобщ=Sгор+Sнегор=(Sорг+)+Sсульф,                                        (3.1)

где Sорг - содержится в органических соединениях;

Sколч - содержится в колчедане (FeS2): FeS2 + O2 => Fe2O3 + 3O2;

Sсульф - содержится в сульфатах минеральной части топлива
(
CaSО4, MgSO4,  FeSO4).

При сгорании: S2=>SO2+9 МДж/кг. Общее содержание Sобщ =0,1÷6 %.

Влага W и зола А составляют внешний балласт топлива, а кислород О и азот N - внутренний его балласт.

Газообразное топливо представляет собой смесь горючих и негорючих газов. Природный газ характеризуется высоким содержанием метана
СH4 (86-95%), а также небольшого количества других углеводородов:
этана (С2H6), пропана (С3H8), бутана (С4H10), этилена (С2H4), и пропилена (С3H6). В искусственных газах содержание горючих составляющих достигает
25-45 %, в балласте преобладают азот и углекислота: 55-75 %.

Состав газообразного топлива задается в объемных долях:

       SСnH2n+2 + SСnHn + Н2 + СО + Н2S + О2 + N2 + CО2 = 100 %,              (3.2)

где SСnH2n+2 - предельные углеводороды;

SСnH2n – непредельные угловодороды; 

Н2S – сернистый водород;

СО – окись углерода; CО2 - углекислый газ.

 

3.2.2 Общие характеристики топлив

 

1) Теплота сгорания - количество теплоты, которое может быть получено при полном сгорании единицы массы или объема топлива.

Полным сгоранием называется такое, при котором горючие компоненты топлива С, Н и S полностью окисляются кислородом. Теплоту сгорания твердого и жидкого топлива относят к 1 кг, а газового - к 1 м3 при нормальных условиях. Различают низшую и высшую теплоту сгорания. При известном элементарном составе топлива теплоту сгорания (кДж/кг) определяют по эмпирическим формулам, предложенной Д.И.Менделеевым:

 

Qpн = 340Ср + 1035Нр – 109(Ор - Sрл) – 25Wр;

Qpв = 340Ср + 1260Нр – 109(Ор - Sрл).

(3.3)

Теплота сгорания сухого газа (кДж/м3) определяется по формуле:

Qpн = 358СН4 + 640С2Н6 + 915С3Н8 + 1190С4Н10 + 1465 С5Н12 + +126,5 СО + 107,5Н2 + 234Н2S;

        Qpв = 398СН4 + 700С2Н6 + 995С3Н8 + 1285 С4Н10 +  + 1575 С5Н12 +
+126,5 СО + 127,5Н2 + 257Н2S.

(3.4)

Для сравнения различных видов топлива по их тепловому эффекту вводят понятие условного топлива (Qу.т =29 310 кДж/кг или 7 000 ккал/кг).

Отношение Qpн данного топлива к Qу.т. условного топлива называется топливным эквивалентом:

Э = Qpн / Qу.т.                                              (3.5)

Тогда для расчета расхода натурального топлива Вн в условное Ву.т, достаточно величину Вн умножить на эквивалент Э, т.е. Ву.т. = Вн * Э

2) Зольность – определяет содержание минеральных примесей. Наибольшее количество примесей имеют твердые топлива. Примеси попадают в топливо главным образом при его добыче из окружающих пород и состоят в основном из глины Al2O3*2SiO2*2О, силикатов SiO2 и железного колчедана FeS2. В состав примесей, кроме того, входят сульфаты кальция и железа, оксиды различных металлов, фосфаты, щелочи, хлориды и т.п. При сжигании топлива минеральные примеси в зоне высоких температур ядра факела претерпевают ряд превращений, в процессе которых образуется зола.

Минеральные твердые примеси в небольшом количестве попадают также в нефть в процессе ее добычи и переходят после переработки нефти в мазут. Зольность мазута обычно составляет не более 0,1 %. Природный газ не имеет минеральных твердых примесей, и его балласт составляют негорючие газовые компоненты.

Свойства золы играют большую роль в организации работы КУ. Часть золы, расплавленной в ядре факела, в условиях турбулентного перемешивания объединяется (слипается) и, становясь крупными тяжелыми частицами, выпадает в нижнюю часть топочной камеры в виде шлака. Другие расплавленные частицы золы, двигаясь вместе с газами, налипают на настенные топочные экраны и затвердевают на них.

Это явление называют шлакованием экранов.

Мельчайшие твердые частицы золы подхватываются потоком топочных газов и уносятся из топочной камеры, образуя летучую золу. Зола загрязняет конвективные поверхности нагрева и снижает их тепловую эффективность.

Особенностью золы мазута является наличие в ней ванадия, интенсифицирующего образование плотных отложений на поверхности нагрева. Оксиды ванадия, кроме того, в определенной зоне температур вызывают коррозию этих поверхностей.

 

3) Влагосодержание, как и зольность топлива, относится к его балласту и снижает теплоту сгорания. Влага в твердом топливе разделяется на внешнюю Wвнш и внутреннюю Wвнт. Wвнш механически удерживается на поверхности топлива за счет смачивания, и ее количество в натуральном топливе зависит от его фракционного состава: влаги тем больше, чем мельче топливо, а значит, сильнее развита его поверхность. Существенное влияние оказывают на наличие Wвнш атмосферные условия, при которых хранится или перевозится топливо. Wвнт  входит в органическое вещество топлива.

Принято внутреннюю влагу называть гигроскопической Wги (в бурых углях - 10¸13 %, в каменных углях 3¸8 %, в антрацитах и полуантрацитах 1,5¸2,5 %). В жидком топливе (мазуте) влага присутствует обычно в небольшом количестве (1¸3 %), а в отдельных случаях (обводненные мазуты) - до 12 %, что связано с разогревом вязких мазутов перед их сливом высокотемпературным паром путем непосредственного ввода пара в массу мазута.

В природных газах практически нет влаги, газ обезвоживается перед поступлением его в газопровод.

Наличие влаги в топливе ¯ Qpн, что ведет к ­ его расхода. При этом ­ объемы продуктов сгорания, ­ потери теплоты с уходящими газами, расход энергии на подготовку топлива и удаление продуктов сгорания. Повышенная влажность твердого топлива затрудняет нормальное его движение по топливному тракту за счет потери сыпучести, в зимнее время дополнительно появляется явление смерзаемости топлива.

 

4) Серосодержание (сернистость). Сера имеет невысокую теплоту сгорания, а продукты ее сгорания (оксиды серы SO2 и SO3) оказывают вредное воздействие на окружающую среду и рабочие поверхности котельной установки. Сера в твердом топливе находится частично в составе органической массы, в горючей массе в форме сульфата железа (колчедана FeS2), а также входит в минеральную часть (в виде сульфатов типа CaSO4, Na2SO4 и т.д.). Сульфатная сера полностью окислена и в процессе горения не участвует.

В мазуте сера присутствует главным образом в составе серо-органических соединений и в меньшей части в форме сероводорода и элементарной серы, растворенной в углеводородных смесях. По содержанию серы топливные мазуты разделяются на сернистые (0,5 - 1,5 %) и высокосернистые (1,5 - 3,5 %).

В природном газе сера присутствует в основном в форме газообразного сероводорода H2S, количество которого достигает в отдельных случаях 0,8 % объема газа.

5) Приведенные характеристики топлива. С увеличением балласта уменьшается горючая часть топлива и одновременно снижается его Qpн.
Для обеспечения заданной паропроизводительности котла потребуется увеличить расход топлива, и значит, еще более увеличится поступление балласта в котел. Поэтому процентное содержание влаги и золы в 1 кг топлива не является достаточной мерой их расхода через котел и выброса в окружающую среду. Более полную характеристику соотношения массовых расходов при сжигании различных топлив дает выраженное в процентах содержание химических элементов и балласта, отнесенное к 1 МДж Qpн, которое называется приведенной характеристикой.

В практике пользуются тремя характеристиками: приведенная влажность (Wп=Wр/Qpн), зольность пр/Qpн) и сернистость (Sп=Sр/Qpн).

 

3.2.3 Технические характеристики отдельных видов топлив

 

Твердое топливо

Выход летучих веществ. Если твердое топливо постепенно нагревать в инертной среде без доступа воздуха, то при высоких температурах сначала выделяются водяные пары, а затем происходит разложение кислородосодержащих молекул топлива с образованием газообразных веществ, получивших название летучие вещества (СО, Н2, СО2, СmHn, H2S, CN и др.).

Выход летучих веществ из твердых топлив происходит в интервале температур от 160 до 1100 °С и определяется содержанием кислорода в топливе:

.                                   (3.6)

 

Летучие вещества, выделившиеся из топлива, обеспечивают более раннее воспламенение оставшейся твердой частицы, так как летучие вещества воспламеняются при более низкой температуре (350¸600 °С), чем твердый остаток (950¸1000 °С), и нагревают твердую частицу до воспламенения. Влияние летучих веществ существенно на начальной стадии горения топлива: чем выше выход летучих веществ, тем быстрее воспламеняется топливо и тем глубже оно выгорает. В связи с этим выход летучих веществ оказывает непосредственное влияние на организацию топочного процесса, выбор объема топочной камеры, эффективность (полноту) сжигания топлива.

Структура кокса. Твердый остаток, который получается после нагревания топлива (без доступа окислителя) и выхода летучих веществ называется коксом. В состав кокса входят остаточный углерод и зола. При низких температурах в твердом остатке кроме золы может оказаться часть элементов (C, H, Sл, N). Тогда твердый остаток называется полукоксом.

По своим механическим свойствам кокс может быть порошкообразным, слабоспекшимся и спекшимся. В зависимости от выхода летучих веществ и характеристики кокса каменные угли разделяются на 10 марок: длиннопламенный - Д, газовый - Г, газовый жирный – ГЖ, жирный – Ж, коксовый жирный - КЖ, коксовый - К, коксовый второй – К2, отощенный спекающийся – ОС, слабоспекающийся–СС, тощий – Т.

Температурные характеристики золы. Поскольку золовые частицы представляют собой смесь минералов с различной температурой их плавления, состояние золы при высокотемпературном нагреве характеризуется следующими температурными точками: t1 - начало деформации золовой пирамидки; t2 - начало размягчения золы;
t3 - температура жидкоплавкого состояния золы, t0 - температура истинно жидкого состояния.

 

 

Мазут.

Важнейшей технической характеристикой, определяющей текучесть и условия применения мазута, является вязкость, которая существенно зависит от температуры и оказывает сильное влияние на продолжительность сливно-наливных операций, эффективность транспортировки по трубопроводам, качество распыления мазута перед сжиганием в топках и полноту его сжигания, а также на способность отстаивать содержащуюся в нем воду.

Плотность. Обычно пользуются относительной плотностью мазута (плотностью по отношению к плотности воды при температуре 20°С), которая составляет r20 = 0,99¸1,06.

Температура вспышки и воспламенения - это температура, при которой пары мазута над поверхностью жидкой фазы кратковременно воспламеняются при поднесении источника огня. Температурой воспламенения считается такая температура паров в смеси с воздухом, при которой после вспышки продолжается устойчивое горение не менее 5 секунд. Эта температура обычно на 15-20°С выше, чем при вспышке. Мазут, сжигаемый на электростанциях, имеет температуру вспышки 135¸245°С, поэтому во избежание пожара температура подогрева мазута в открытых системах всегда должна быть ниже температуры вспышки (£10°С).

 

Газ.

Плотность. Почти все виды газового топлива легче воздуха, поэтому проникший в помещение газ скапливается под верхними перекрытиями.
В целях безопасности перед пуском котла проверяют отсутствие газа в вероятных местах его скопления.

Взрываемость. Смесь горючего газа с воздухом в определенных пропорциях при вводе в эту смесь источника огня может взорваться. Взрывоопасные концентрации горючего газа в воздухе зависят от химического состава и свойств газа. При этом выделяют нижний предел взрываемости и верхний предел взрываемости (наибольшая концентрация газа в воздухе), между которыми смесь газа с воздухом взрывоопасна.

Токсичность. Под токсичностью понимают способность газового топлива вызывать отравление. Наиболее опасными в этом отношении компонентами являются оксид углерода (СО) и сероводород (H2S). Предельно допустимая концентрация СО в воздухе составляет 0,0024 % (0,03 мг/л), а опасна для жизни 0,4 % (при воздействии в течение 5¸6 минут).

Сернистые соединения в большинстве природных газов практически отсутствуют. В природном газе все его компоненты перемешаны равномерно и если состав газа известен, то концентрацию в воздухе вредных газов можно установить по присутствию в воздухе метана, процентное содержание которого определяют прибором - метаномером. Почти все природные газы совсем не имеют запаха или имеют весьма слабый запах. Для своевременного обнаружения утечки газа и принятия мер безопасности газовое топливо до поступления в газовую магистраль «одорируют», т.е. придают характерный острый запах введением сернистого соединения - меркаптана.

        

4 Лекция

 

Горение энергетического топлива. Выход и состав продуктов полного сгорания топлива. Определение коэффициента избытка воздуха.

 

4.1 Горение топлива

 

Горение топлива – химическая реакция соединения горючих элементов топлива с окислителем при высокой температуре, сопровождающийся интенсивным выделением теплоты:

 

С+О2=>СО2 + Qc↑;   2Н22=>2Н2О + QH2↑;    S2=>SO2 + QS2↑.            (4.1)

                                                           Горение

                                полное

(образуются продукты СО2,  Н2О,  SO2)

                 неполное

(дополнительно образуются СО,  Н2,  СН4)

Процессы горения разделяют на 2 группы: гомогенное горение
(горение газообразных горючих) и гетерогенное горение (горение твердых и жидких горючих). Причины неполноты горения: локальный недостаток окислителя: С+0,5О2=>СО; температура газов <1000 ºС, или >2000 ºС; недостаточный контакт горючих элементов и окислителя.

Процесс горение твердого топлива состоит из следующих стадий:
1) подсушка топлива и нагревание до температуры начала выхода летучих веществ; 2) воспламенение летучих веществ и их выгорание; 3) нагревание кокса до воспламенения; 4) выгорание горючих веществ из кокса.

Горение жидкого топлива. Основным жидким топливом, используемым в теплоэнергетике и промышленной теплотехнике, является мазут.
В установках небольшой мощности также используют смесь технического керосина со смолами. Наибольшее применение получил метод сжигания в распыленном состоянии. Этот метод позволяет значительно ускорить его сгорание и получить высокие тепловые напряжения объемов топочных камер вследствие увеличения площади поверхности контакта топлива с окислителем.

Процесс горения жидкого топлива можно разделить на следующие стадии: нагревание и испарение топлива; образование горючей смеси; воспламенение горючей смеси от постороннего источника (искры, раскаленной спирали и т.п.); собственно горение смеси.

Горючие вещества топлива взаимодействуют с кислородом воздуха в определенном количественном соотношении. Расход кислорода и количество получающихся продуктов сгорания рассчитывают по стехиометрическим уравнениям горения:

-               при полном сгорании углерода образуется: С+О2=СО2 Þ, исходя из молекулярной массы, получим: 1кг С + 2,67 кг О2 = 3,67 кг СО2;

-               при окислении (горении) водорода: 2Н22=2Н2О Þ, исходя из молекулярной массы,  получим: 1кг Н2 +5,6 м3 О2= 11,2 м3 Н2О;

-               при горении серы образуется: S+O2=SO2 Þ, исходя из молекулярной массы, получим:  1кг S + 0,7 м3 O2 = 0,7 м3 SO2.

Теоретическое количество воздуха, необходимого для полного сгорания
1 кг топлива, определяется по следующей формуле:

 

Vо = 0,0889 (Ср + 0,375Sлр ) + 0,265 Нр – 0,033Ор, м3/кг.            (4.2)

Теоретическое количество воздуха, необходимого для сжигания газа:

 

Vо =0,0476 (0,5СО + 0,5Н2 +1,5Н2S + ∑(m + n/4)CmHn - O2), м33,      (4.3)

 

то есть Vо представляет собой минимальное количество воздуха, необходимое для обеспечения полного сгорания 1 кг (1м3) топлива при условии, что при горении используется весь содержащийся в топливе и подаваемый вместе с воздухом кислород. В реальных условиях из-за технических трудностей ощущается местный недостаток или избыток окислителя (воздуха), в результате ухудшается полное горение топлива. Поэтому воздух подается в большем количестве по сравнению с его теоретическим количеством Vов.

Отношение действительного количества воздуха (Vв), подаваемого в топку, к теоретически необходимому количеству называется коэффициентом избытка воздуха:

a = Vв / Vов                               (1,02¸1,7).                                         (4.4)

 

Коэффициент избытка воздуха на выходе из топочной камеры обозначается aт. Доля избыточного воздуха в топке зависит от сорта топлива, способа его сжигания и конструкции топочного устройства.

Уменьшение a дает экономию расхода энергии на тягодутьевых устройствах и повышает КПД котла. Однако его снижение ниже расчетного значения aт ведет к росту недожога топлива и снижению экономичности котла. За счет присоса воздуха объем продуктов сгорания по газовому тракту постепенно увеличивается, снижается температура газов. Присосы определяются в долях от теоретически необходимого объема воздуха:

ai = ∆Vi /Vво,                                                      (4.5)

где DVi - объем присосанного воздуха в пределах i-ой поверхности парового котла.

Тогда избыток воздуха за i-ой по порядку поверхностью нагрева после топки определяется как:

ai = aт + Sai.                                               (4.6)

В топочной камере также имеют место присосы воздуха Daт, с учетом этого избыток воздуха в зоне горения будет составлять:

aгор = aт - aт.                                              (4.7)

 

4.2 Выход и состав продуктов полного сгорания топлива

 

В общем случае для всех видов топлива теоретический суммарный выход продуктов полного сгорания (м3/кг или м33) можно представить в следующем виде:

 

(4.8)

 

где Vв - объем воздуха, использованного для сжигания 1 кг (м3) топлива;

  - объемы отдельных газов в продуктах сгорания, м3/кг (м33).

Под цифрой (1) в (4.8) объединены объемы продуктов полного окисления горючих элементов топлива, которые состоят из объема трехатомных сухих газов  и объема водяных паров  в результате окисления водорода топлива. В составе  всегда , поскольку содержание серы в топливах мало.

Под цифрой (2) в (4.8) объединены объемы азота и кислорода, представляющие собой остаток воздуха после горения топлива, и водяные пары (, т.к. кислород в значительной мере израсходован на окисление). Объем водяных паров Vвп включает в себя испарившуюся влагу топлива и влажность самого воздуха.

Под цифрой (3) в (4.8) объединены объемы продуктов неполного окисления горючих элементов топлива (). Соотношение между объемами VCO и  в среднем составляет 3:1.

Наличие в продуктах неполного сгорания объема CH4 говорит о грубых отклонениях режима горения от нормы. Рассмотрим полное сгорание топлива в стехиометрических соотношениях и при условии, когда в продуктах сгорания VCO=0; =0; =0 и  = 0.

Теоретический объем продуктов сгорания определяется как:

.                                   (4.9)

Теоретический объем сухих газов:

                                              (4.10)

и полный объем газов

.                                               (4.11)

Объем  включает полный объем водяных паров в продуктах сгорания . В действительных условиях невозможно довести топливо до полного сгорания при теоретически необходимом объеме воздуха из-за несовершенства перемешивания топлива с воздухом в большом топочном объеме за короткое время пребывания газов в нем (2¸3 с). Поэтому для обеспечения полноты сгорания топлива, удовлетворяющего экономическим показателям работы парового котла, действительный объем воздуха в зоне горения всегда поддерживают несколько больше теоретического:

,                                        (4.12)

где Vух – действительный объем уходящих газов за последней поверхностью котла;

 - объем продуктов полного сгорания топлива;

aух = aт + Daпе + Daвт + Daэк + Daвп – коэффициент избытка воздуха в уходящих газах.

Объем избыточного воздуха определяется по формуле:

        ,                                   (4.13)

где (aт - 1) - избыток воздуха в зоне горения.

Первое слагаемое в формуле (4.13) характеризует организованный избыток воздуха, необходимый для обеспечения достаточно полного сжигания топлива. Второе слагаемое - вредные присосы холодного воздуха.

Первоначально определение избытка воздуха в потоке газов осуществлялось косвенным способом - путем определения процентного содержания RO2 = CO2 + SO2  в сухих газах при известном для данного вида топлива максимально возможном . Максимальное содержание сухих трехатомных газов в продуктах сгорания (при a = 1 и O2 = 0):

                                      ,                                             (4.14)

где  - топливная характеристика, зависящая при сжигании в воздухе от состава топлива:

.                        (4.15)

 

Для различных видов топлив  составляет: для твердых топлив –
10
¸ 20 %; для мазута – 16 ¸ 17 %; для природного газа – 11 ¸ 13 %.

Для определения избытка воздуха используется углекислотная формула:

.                                          (4.16)

В составе газа RO2 определяется ручным газоанализатором либо хроматографом. В реальных условиях в продуктах сгорания имеется избыточный кислород и возможен химический недожог топлива. Тогда значение  становится переменным, и для его определения необходим полный химический анализ:

         .                  (4.17)

 

При этом использование формулы (4.17), в которой  получено только по составу топлива, ведет к дополнительной ошибке. Поэтому указанная углекислотная формула определения  по (4.17) является приближенной. В последнее время наиболее широко применяется метод определения избыточного кислорода в потоке дымовых газов.

Контроль за избытком воздуха в газовом тракте котла обеспечивают с помощью кислородомера. При постоянном протоке через прибор небольшой доли дымовых газов из заданного места газового тракта из них выделяется кислород, обладающий специфическими магнитными свойствами. Прибор показывает количество O2 в процентах от объема осушенных газов. Остаточный кислород в продуктах сгорания, в процентах от объема сухих газов, можно выразить следующим образом:

        .                                          (4.18)

С учетом ранее сказанного объем VСГ = a*, тогда

                                                         (4.19)

и окончательно искомый избыток воздуха:

        .                                           (4.20)

Если в дымовых газах содержатся продукты неполного сгорания
(СО, Н2), то нельзя весь оставшийся кислород считать избыточным, часть его должна быть израсходована на окисление этих продуктов.

Тогда формула (4.21) примет вид:

,                                  (4.21)

 

где СО, Н2 - % содержание в газах продуктов недожога. Их количество определяется методами газовой хроматографии. Кислородная формула (4.21) точна, когда теоретические объемы воздуха и сухих газов одинаковы.

Реально  >  и определение a будет иметь небольшую ошибку, но в допустимых пределах для технических измерений при эксплуатации.

Контроль за a на котле осуществляют в двух точках газового тракта - в поворотной камере и за воздухоподогревателем. Разность этих показателей характеризует долю присосов холодного воздуха в поверхностях конвективной шахты, а значение O2 в поворотной камере показывает, выдерживаются ли условия оптимального избытка воздуха в топочной камере, поскольку присосы в горизонтальном газоходе стабильны и незначительны.

 

5 Лекция

 

Эффективность использования теплоты топлива. Тепловой баланс котельной установки. КПД котельной установки. Потери теплоты.

 

5.1 Тепловой баланс котельной установки

 

Распределение теплоты, вносимой в котельную установку при сжигании топлива, на полезно использованную теплоту и тепловые потери носит название теплового баланса. При сжигании 1 кг (или 1 м3) рабочей массы топлива полное количество теплоты, которое может выделиться в топке, называют располагаемой теплотой топлива:

,                                               (5.1)

где  - низшая удельная теплота сгорания топлива, кДж/кг;

Qдоп – дополнительные источники теплоты при сжигании топлива:

,                                      (5.2)

где  - теплота, поступившая в котел с воздухом при подогреве его вне агрегата;

 - физическая теплота топлива, поступающего в горелки;

 - теплота пара для распыления мазута в горелках;

 - теплота, затраченная на разложение карбонатов рабочей массы сланцев, содержащей СаСО3  и МgСО3, с образованием газообразного СО2к.

Располагаемая теплота расходуется на получение некоторого количества рабочего тела с нужными параметрами, которое называют использованным и обозначают через Q1 , кДж/кг (кДж/м3). Для 1 кг (или 1 м3) топлива, уравнение теплового баланса имеет вид:

     ,                                (5.3)

где Qрр – располагаемая теплота топлива;

Q1 – полезно используемая теплота;

Q2 – потери теплоты с уходящими газами;

Q3 – потеря теплоты от химической неполноты сгорания топлива;

Q4 – потеря теплоты от механической неполноты сгорания топлива;

Q5 – потери теплоты от наружного охлаждения котла;

Q6 – потери теплоты с физической теплотой шлака.

      

Рисунок 5.1 – Схема теплового баланса котельной установки

 

Если ,  то q1  + q2  + q3  + q4  + q5  + q6  = 100 %.

 

5.2 Коэффициент полезного действия и потери теплоты

 

КПД брутто котла можно определить по прямому балансу:

 

 = ,                (5.4)

где Dпе, DвТ – расходы свежего и вторично-перегретого пара, кг/с;

hпе, hпв, hвТ¢¢ и hвТ¢ - энтальпия перегретого пара, вторично-перегретого пара на выходе и на входе в промежуточный перегреватель, кДж/кг;

Вр – расчетный расход топлива, кг/с;

Qpн – низшая удельная теплота сгорания топлива, кДж/кг.

При балансовых испытаниях такой метод не находит применения из-за высокой погрешности. При подсчете по обратному балансу  находится косвенным путем через потери тепла в виде:

,% .                                        (5.5)

У котельных агрегатов большой мощности  = 8¸12 %.

Полезно используемая теплота Q1 - это та теплота, которая расходуется на нагрев воды, парообразование и перегрев пара:

    ,      (5.6)

где Dпе, Dвт, Dпр – расходы свежего, вторично – перегретого пара и продувочной воды из барабана котла, кг/с;

 - энтальпия перегретого пара, питательной воды и воды на линии насыщения при давлении в барабане, кДж/кг;

 - энтальпии вторично - перегретого пара на выходе из промежуточного перегревателя и на входе в него, кДж/кг.

 

1) Потери тепла с уходящими газами Q2 - это теплота, уносимая газами через дымовую трубу в атмосферу (при t =120¸170 ºС).

         ,    (5.7)

         где  - энтальпия уходящих из котлов газов и поступающего холодного воздуха, кДж/кг топлива.

Факторы, влияющие на величину q2:

1)  температура уходящих газов (для ¯ υух размещают дополнительные поверхности нагрева);

2)    присосы холодного воздуха (с ­ ∆αi, Þ ­ объем и температура уходящих газов, соответственно возрастает их энтальпия, а значит, растет q2);

3)  влажность топлива (с ­ влажности, ­ содержание воды в топливе Þ ­q2);

4)    загрязнение поверхностей нагрева (с ­ толщины загрязненного слоя
¯ коэффициент теплопередачи Þ ¯ Qотд, ­ υух и как следствие ­ q2);

5)      паропроизводительность котла (с ­ паропроизводительности ­:
Qвыд - пропорционально D1, Qотд - пропорционально D0,6.

 

Меры по ¯ q2: чистота поверхностей нагрева; устранение присосов.

 

2) Потеря теплоты от химической неполноты сгорания топлива Q3.

При сжигании топлива, кроме СО2, Н2О и SО2, образуются СО, Н2 и СН4, сжигание которых за пределами топки невозможно в виду низких температур. Та теплота, которая выделилась бы при их сжигании, называется потерей от химического недожога - Q3.

                                          (5.8)

где  - объемы горючих газов в продуктах сгорания, м3/кг;

 - объемная теплота сгорания горючих газов, кДж/ м3.

Исходя из величины объемной теплоты сгорания горючих газов, удельная величина тепловых потерь определяется по формуле:

    .  (5.9)

 

Факторы, влияющие на величину q3:

1)  коэффициент избытка воздуха αт (при αткр появляются зоны с недостатком окислителя и как Þ образуются СО, Н2 СН4, что ведет к ­ q3);

2)  температура в топке (при tт £ 1000оС ¯ скорость реакции горения Þ ­ содержание СО, Н2, СН4 Þ ­ q3. Если tт >2000 оС - идет процесс диссоциации);

3)  тепловые напряжение топочного объема (при qV<0,1 ¯ расход топлива Þ ¯ температуре в топке Þ ¯ скорость горения Þ растет q3. Если qV>0,4 Þ
­ расход топлива, температура в топке, скорость горения ¯ τпреб, Þ растет q3;

4)  паропроизводительность котла;

5)  скорость вторичного воздуха (при ¯ скорости вторичного воздуха ¯ скорость смесеобразования, а значит, ­ СО, Н2, СН4 Þ растет q3.

 

Меры снижения q3: интенсивное предварительное смесеобразование при αт  - оптимальном, высокие температуры  - оптимальный расход для данной топки.

 

3) Потери теплоты от механической неполноты сгорания топлива

При сжигании топлива часть его не сгорает в топке и выносится за ее пределы с частицами золы и шлака. Теплота, которая выделилась бы при дожигании горючих в шлаке и уносе называется потерей теплоты с механическим недожогом:

             (5.10)

с учетом золового баланса:

,          (5.11)

где Гшл и Гун – содержание горючих в шлаке и уносе;

Gшл и Gун– расход шлака и золовых частиц;

Qгор шл и Qгор ун – теплота сгорания горючих в шлаке и уносе.

.

 

Факторы, влияющие на q4:

1)    марка топлива (с ­Vг ¯ время воспламенения и ­ пористость Þ ¯ q4);

2)    зольность (с ­ зольности ухудшается доступ О2 к горючим и ­q4;

3)    размер частицы топлива (с ­ размер частицы ­ толщина золовой оболочки  Þ ¯ доступ кислорода, растет q4;

4)    тепловое напряжение топки; паропроизводительность котла;

5)    коэффициент избытка воздуха (если αт<1,2 Þ, q4 растет из-за нехватки окислителя, а если αт>1,2 Þ, q4 растет из-за увеличения скорости газов и снижения времени пребывания топлива в камере сгорания).

4) Потери теплоты от наружного охлаждения котла, Q5 – это потеря определяется тем, что обмуровка и обшивка котла и его элементы, имея более высокую температуру, чем окружающий воздух помещений, отдают часть теплоты во вне:

.    (5.12)

          .

5) Потери с физической теплотой шлака, Q6

При сжигании твердого топлива образуется шлак, который выводится из топки при t=600¸1500 ºС), данное тепло передается воде, находящейся в шлаковой ванне, и безвозвратно теряется.

,               (5.13)

где aшл=1-aун - доля шлакоудаления в топочной камере;

 - энтальпия удаляемого шлака, включая теплоту плавления шлака при температуре выше 1300°С, кДж/кг.

Значение потерь q6 существенно зависит от способа удаления шлаков из топки. При организации твердого шлакоудаления принимают долю aшл=0,05, температура шлаков при этом составляет 600 - 700°С. Учет этих потерь при твердом шлакоудалении производится только для многозольных топлив
(Aр>2,5 Qрн). В случае жидкого шлакоудаления температура вытекающего шлака определяются значением температуры плавления tшл=tс+100°С и в среднем составляет 1400-1600°С, доля шлакоудаления также возрастает до
aшл=0,15 - 0,3. В этом случае потери q6 становятся заметными (q6 до 1,5 %) и их учитывают обязательно.

 

6 Лекция

 

Общие сведения о системе топливоприготовления. Сжигание твердого, жидкого и газообразного топлива. Схемы. Характеристики угольной пыли. Основное оборудование схем топливоприготовления.

 

6.1            Приготовление к сжиганию твердого топлива

 

Топливоприготовление включает в себя комплекс элементов оборудования и механизмов транспорта, обеспечивающих размол и непрерывную подачу подготовленного для сжигания топлива в горелки парового котла. Сжигание твердого топлива происходит в следующей последовательности: 1) разгрузка топлива (размораживание в зимнее время);
2) дробление кусков топлива в дробилках до максимального размера частиц
15-25 мм (дробленка); 3) сушка и размол в углеразмольных мельницах до мельчайшей угольной пыли (пылеприготовление); 4) подача топлива к горелкам котла.

Для размола топлива применяют центральные и индивидуальные системы пылеприготовления (см. рисунок 6.1). Центральные схемы пылеприготовления всегда разомкнуты по сушке (т.е. отработанный сушильный агент вместе с некоторым количеством неуловленного топлива сбрасывается в атмосферу).

Индивидуальная система пылеприготовления с прямым вдуванием
(см. рисунок
6.1, б) отличается жесткой связью мельничного оборудования с котлом. Изменение нагрузки котла требует изменения и режима работы мельничного оборудования. Такая система пылеприготовления находит применение при сжигании высокореакционных бурых и каменных углей, допускающих наиболее грубый помол.

 

1 - бункер сырого угля; 2 - сушилка; 3-мельница; 4 - бункер готовой пыли; 5 - насос для пыли; 6 - расходные бункера, 7-вентиляторы; 8 - топочные камеры котлов;
9 - промежуточный бункер; 10 - шнек для пыли. а) центральная; б) индивидуальная с прямым вдуванием; в) индивидуальная с промежуточным пылевым бункером.

 

Рисунок 6.1 – Схемы пылеприготовления

 

В индивидуальной системе пылеприготовления с промежуточным пылевым бункером (см. рисунок 6.1. в) работа оборудования не зависит от работы котла, что является основным достоинством этой системы. Наличие промежуточного пылевого бункера повышает надежность установки. Этому способствует связь мельничных устройств отдельных котлов, обеспечивающая возможность с помощью пылевого шнека передавать пыль в случае необходимости от одного котла другому.

Индивидуальная система пылеприготовления с промежуточным бункером применяется для мощных котлов при работе на тощих и малореакционных топливах, требующих тонкого помола.

На рисунке 6.2 показаны наиболее характерные варианты схем пылеприготовления с различными углеразмольными мельницами.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1- бункер сырого топлива; 2 - питатель сырого угля; 3-мельница; 4 - сепаратор пыли; 5 - пылеотделитель; 6 - бункер пыли; 7 - питатель пыли; 8 - мельничный вентилятор;
9-распре-делитель горячего воздуха; 10 - шахта предварительной сушки топлива;
11-котел; 12- горелки; 13- дутьевой вентилятор; 14,15 - тракты горячего воздуха;
16 - отбор топочных газов на сушку топлива; 17-транспортер.

 

а) - с шаровой барабанной мельницей; б) - с молотковой мельницей и инерционным сепаратором; в - с валковой среднеходовой мельницей; г) - с мельницей-вентилятором

 

Рисунок 6.2 - Варианты схем пылеприготовления

 

6.2 Характеристики угольной пыли

 

1) Малая насыпная плотность (ρплнас=400-500 кг/м3). За 3-6 часов пыль слеживается (ρпл=900 кг/м3), теряет сыпучесть Þ стенки бункера под 60 º.

2)    Влажность пыли: влажная – слеживается, сухая – взрывоопасна. Оптимальная влажность для антрацита 1-2%, для каменного угля - 5-10 %, для бурого угля - 10-20 %, для торфа - 30-35 %.

3)    Полидисперсность (1-1000 мкм). Фракционный состав определяют путем рассева пыли на ситах с ячейками: х = 90, 200, 500, 1000 мкм.

4)    Оптимальная тонкость помола. С ­ диаметра частицы ­ масса горючих веществ, Þ ­ время горения. С ­ Vг ¯ время воспламенения и ¯ время горения. С ­ размера частицы ­ R90, q4 Þ ¯ КПД котла Þ ­ расход топлива.

Для снижения размера частицы, необходимо снизить R90 Þ увеличатся затраты на помол: .

Топливо

Антацит, Т

Каменный уголь

Бурый уголь

R90опт, %

7-8

20-35

50-60

 

Топливо с высоким Vг, быстро воспламеняется и полнее сгорает, поэтому допускает более грубый помол.

5) Механическая прочность углей, которая влияет на: энергозатраты на помол; производительность мельниц; износ мелющих органов. Коэффициент размолоспособности . Для рабочего топлива вводятся поправки на влажность и дробление  (для каменных углей: Крт = 1,2-1,8, для бурых углей - Крт>2). По Крт проектируют мельницы.

6) Абразивность твердого топлива: , где числитель – износ металла (сталь 3), а знаменатель – энергозатраты.
По Кабр судят о продолжительности межремонтной компании.

7) Взрываемость угольной пыли. Предельное значение О2, при котором взрыв не происходит: О2пред = 16 % (торф), 18 % (бурый уголь), 19 % (каменный уголь). Вероятность взрываемости повышается: с ­ Vг; при ¯ Wпл; при ¯ R90; с ­ tаэросмеси (поэтому tаэрпред=70 0С (бурый уголь), 100 0С (каменный уголь), 130 0С (антрацит). Для защиты от возможного взрыва пылесистемы оборудованы взрывными клапанами.

 

6.3 Основное оборудование схем топливоприготовления

 

В системе пылеприготовления, кроме основного оборудования (мельниц), имеется ряд вспомогательных элементов: сепараторы, циклоны, клапаны-мигалки, пылепитатели, пылеотделители, влияющие на равномерность выдачи пыли в горелочные устройства топки. К важным элементам системы пылеприготовления относятся также взрывные клапаны.

 

1) Сушка топлива

Для улучшения размола топлива, хранения и транспортирования пыли, а также для интенсификации ее зажигания и горения топливо подсушивают. Сушка топлива может осуществляться по замкнутой и разомкнутой схемам.

При замкнутой схеме отработавший в системе пылеприготовления сушильный агент вместе с пылью направляют в топку (см. рисунок 6.2, б и в). При разомкнутой схеме отработавшие сушильные газы сбрасывают в атмосферу (см. рисунок 6.2, а). Для относительно сухих углей при внешней влажности, не превышающей 10 %, сушку топлива ведут одновременно с размолом в мельничном устройстве путем подачи внутрь мельницы горячего воздуха или продуктов сгорания. Для влажных топлив (15-20 %) частичная предварительная подсушка может осуществляться по замкнутой схеме непосредственно перед мельничным устройством в коротких сушильных трубах.

Окончательная подсушка топлива выполняется в мельнице в процессе размола. Для высоковлажных топлив (более 20 %) возможно применение предварительной сушки топлива в отдельном сушильном устройстве с разомкнутой схемой сушки. Для предварительной подсушки топлива перед мельницей применяют различные типы сушилок: газовые барабанные, паровые трубчатые, пневматические (трубы-сушилки), с кипящим слоем и т.д. Значение конечной влажности пыли определяется по условиям самовозгорания и взрывобезопасности.

 

2) Мельницы для приготовления пыли

Шаровая барабанная мельница (ШБМ) представляет собой цилиндрический барабан (d=1.5-4 м, l=2,5-12 м), выложенный внутри волнистыми броневыми плитами из марганцовистой стали толщиной около
100 мм (см. рисунок 6.3). Барабан заполняется на 15-30 % своего объема стальными шарами диаметром от 25 до 70 мм. Размол топлива происходит при вращении барабана за счет массы металлических шаров.

         Факторы, влияющие на размол:

-   частота вращения барабана (с ­nÞ­Вм, но при n>nкр=42,3/ все шары прижмутся к внутренней поверхности барабана ÞВм=0,Þ nраб = 0,75.nкр;

-   доля шаровой загрузки: ;

-   диаметр шаров (при ¯DшÞ¯Вм). Износ шаров 150¸300 грамм/тут;

-   скорость вентиляции Wб = ;

-   удельные энергозатраты на помол .

 

Рисунок 6.3 – Конструкция ШБМ

 

         Достоинства: ШБМ пригодна для размола с одновременной сушкой как мягких топлив, так и твердых топлив. В ШБМ можно получить пыль любом тонкости помола; возможно достижение большой единичной мощности
(30 т/ч). Наибольшее применение находят ШБМ в индивидуальных системах пылеприготовления с промежуточным бункером.

         Недостатки: громоздкость и сложность оборудования, значительный удельный расход электроэнергии на пылеприготовление (25-35 кВт*ч/т).

 

Шаровая и валковая среднеходные мельницы

Среднеходные мельницы выполняются шаровыми (МШС) либо валковыми (МВС). Измельчение топлива в среднеходных мельницах происходит раздавливанием кусков угля на вращающемся радиальном столе под действием сил раздавливания прижимаемых к столу вращающихся стальных шаров в МШС и конических валков в МВС (см. рисунок 6.4). Производительность составляет: МШС - 3,5-50 т/ч, МВС - 3,8-14 т/ч.

 

Подпись: 1 - сепаратор пыли; 
2 - питатель; 
3- верхнее неподвижное кольцо; 
4- шары; 
5 - подвижное нижнее кольцо; 
6-патрубок для подачи воздуха; 
7-приводной механизм; 
8 -пружина; 
9- лопатка; 
10 - патрубок выдачи пыли; 
11 - валки конические; 
12-  вращающийся стол; 
13–редуктор; 
14- подвод воздуха; 
15- подача топлива; 
16 - рычаги

Рисунок 6.4 - МШС (а) и МВС (б) мельницы

 

Достоинства: меньшие энергозатраты (по сравнению с ШБМ); компактность.

Недостатки: при работе недопустимо попадание с топливом металлических включений и предметов повышенной прочности, так как раздавливание при этом существенно ухудшается, ­ доля крупных кусков,
¯ вынос пыли  Þ производительность мельницы ¯. Влажные зольные угли в этих мельницах слипаются и спрессовываются под размольными органами, в результате чего их размол ухудшается.

 

Молотковые мельницы (ММ) размалывает топливо билами при большой скорости вращения ротора мельницы (735-980 об/мин). Мельницы данного типа относятся к классу быстроходных. Мельница состоит из стального корпуса толщиной 10-15 мм, покрытого изнутри гладкими броневыми плитами толщиной 20-30 мм. Мельницы устанавливаются непосредственно у топок в индивидуальных системах пылеприготовления с прямым вдуванием. Рациональным является использование в ней бурых и каменных углей средней и малой твердости при допустимом для сжигания грубом размоле топлива.

В зависимости от способа подвода горячего сушильного агента к мельнице различают: молотковые мельницы аксиальные ММА, молотковые мельницы тангенциальные, молотковые мельницы с комбинированным подводом воздуха ММАТ. Производительность мельниц ММА: 2,7-24 т/ч.

Достоинства: ММТ более компактны, отличаются меньшим удельным расходом энергии на помол (5-12 кВт*ч/т) и более равномерным износом бил.

Недостатки: основными недостатками молотковых мельниц является сравнительно быстрый износ бил Þ, замены через 300-600 ч работы.

1 – корпус; 2 – билы; 3 – патрубки для сушильного агента; 4 – ротор;
5 – электродвигатель.

 

Рисунок 6.5 – Конструкция мельницы типа ММА

 

Мельница-вентилятор

Для размола сильновлажных и мягких бурых углей применяется мельница - вентилятор (МВ), которая имеет на одной оси размольную часть, подобную молотковой мельнице, и вентилятор, который создает разрежение на входе в сушильную шахту для подвода горячих топочных газов
(800 - 1000°С) и напор в пылепроводе для подачи топлива в горелки.

МВ (см. рисунок 6.6) имеет стальной корпус, покрытый изнутри броневыми плитками. Ротор состоит из мелющего колеса-вентилятора с лопатками. К лопаткам мелющего колеса крепятся броневые била.
Для повышения производительности мельниц, экономичности размола, уменьшения износа лопаток и диска используется двухступенчатый размол топлива с предвключенной бильной частью. Последняя представляет собой несколько рядов молотков, расположенных на валу МВ. Под действием центробежных сил частично размолотое в первой ступени топливо отбрасывается к наружной поверхности бильной части корпуса и с сушильным агентом по кольцевому зазору поступает равномерно по всей окружности приемной части вентилятора. Благодаря этому лопатки вентиляторного колеса равномерно нагружаются.

Суммарный напор, развиваемый МВ, составляет 1-2 кПа. Единичная производительность МВ составляет > 100 т/ч. Расход энергии:  6-10 кВт*ч/т.

 

1- инерционный сепаратор; 2 – корпус; 3 – мелющее колесо-вентилятор;
4 – канал подвода топлива и сушильного агента; 5 – предвключенная бильная часть

 

Рисунок 6.6 – Конструкция МВ с предвключенной бильной частью

 

6.4            Приготовление к сжиганию жидкого и газообразного топлива

 

Мазут хранится на электростанции в мазутных баках, откуда подается в главный корпус к котлам после ряда операций его подготовки.

Приготовление мазута к сжиганию (см. рисунок 6.7, а) состоит в удалении из него мелких твердых фракций и волокон (фильтрация), нагреве его в паровых теплообменниках (t=100-150 °С) для транспортировки и распыления в горелках.

Транспорт мазута из баков - хранилищ к горелкам котла обеспечивается двумя группами мазутных насосов (давление до 4 МПа). Первая группа насосов прокачивает мазут через установки его нагрева и очистки, вторая - подает мазут по трубопроводу в котельное отделение.

Для поддержания текучести мазута (70-80°С) в баки - хранилища постоянно поступает нагретый мазут, а также возвращается избыточный мазут от котлов.

Подготовка к сжиганию природного газа: газ поступает в газорегуляторный пункт (ГРП), где проходит фильтрацию, затем его давление снижается от давления в центральной магистрали (5-7,5 МПа) до необходимого давления в газопроводах котельного отделения (0,15-0,2 МПа) в дроссельных регуляторах давления (см. рисунок 6.7.б). Во избежание прекращения подачи газа на станцию при выходе из строя регулятора основная магистраль имеет вторую (байпасную) линию с таким же набором аппаратуры.

 

1-мазутохранилище; 2 - паровой теплообменник; 3-фильтр; 4,5 - линии рециркуляции мазута; 6- подвод пара к теплообменнику; 7,8 - насосы 1 и 2 ступеней давления; 9 - обратный клапан; 10-регулятор расхода; 11- измеритель расхода; 12-мазутная форсунка; 13-горелка; 14 - измеритель давления газа; 15 - предохранительный клапан;
16 - регулятор давления "после себя"; 17 - быстродействующий клапан.

 

 

Рисунок 6.7- Технологическая схема подготовки к сжиганию

жидкого (мазута) и газообразного топлива

7 Лекция

 

Общие сведения о топочных устройствах котлов. Слоевое и камерное сжигание топлива. Типы топок. Характеристики топочных устройств.

 

          7.1 Общие сведения о топочных устройствах котлов. Типы топок

 

          Топка один из основных элементов котельного агрегата, где происходит процесс горения, при котором химическая энергия топлива преобразуется в тепловую энергию продуктов сгорания, передаваемую далее воде и пару.      По виду сжигаемого топлива различают топки для твердых, жидких и газообразных топлив. Существующие топочные устройства можно разделить на слоевые и камерные (см. рисунок 7.1).

Слоевые топки предназначены для сжигания твердого топлива в слое на колосниковой решетке.

Камерные топки предназначены для сжигания твердого топлива во взвешенном состоянии в виде пыли и дробленых частиц, а также жидкое, распыляемое с помощью форсунок, и газообразное.

 

Рисунок 7.1 – Схемы способов сжигания твердого топлива

7.1.1 Слоевое сжигание твердого топлива

 

         Слоевые топки предназначены для сжигания твердого кускового топлива в котлах малой и средней мощности. Слоевые топки подразделяются на: топки с плотным слоем и топки с кипящим слоем.

 

1)    Топки с плотным слоем

         В зависимости от степени механизации указанных операций топочные устройства можно разделить на: немеханизированные (все операции выполняются вручную); полумехапическне (механизированы одна или две операции); механические (механизированы все операции). По режиму подачи топлива в плотный слой различают топочные устройства с периодической и непрерывной загрузкой топлива.

         Немеханизированная топка (до D<2,5 т/ч) с ручной периодической подачей топлива на колосниковую решетку представлена на рисунке 7.2. Колосниковая решетка поддерживает сжигаемое топливо и одновременно служит для распределения воздуха, поступающего через нее в слой. Доля живого сечения немеханической топки составляет .

Подпись: 1 – решетка колосниковая; 
2 – топочный объем;3 – зольник; 
4 – загрузочное окно;
5 – испарительный пучок.

Рисунок 7.2 – Схема немеханической топки
Достоинства: просты в эксплуатации, пригодны для различных сортов топлив, могут работать со значительными колебаниями тепловой нагрузки, отличаются относительно небольшим расходом энергии на собственные нужды, не требуют дорогостоящих пылеприготовительных устройств.

Недостатки: тяжелый физический труд; небольшая производительность, цикличность процесса; сложность регулирования топливо - воздух.

Полумеханические топки

 (D=4¸6,5 т/ч). Частичная механизация ручной топки может быть достигнута установкой поворотных или качающихся колосников, а механизацией загрузки топлива на решетку с применением различных забрасывателей: механические, пневматические и пневмомеханические.

 

Достоинства: механизированный процесс подачи топлива Þ, возрастает производительность, топки пригодны для различных сортов топлив.

          Недостатки: рост расхода энергии на собственные нужды, цикличность процесса; сложность регулирования топливо - воздух.

 

Механические топки (D=6,5 - 20 т/ч) применяются для сжигания углей марки АС и АМ. Применение находят механические топки с колосниковыми решетками прямого и обратного хода.

В топке с решеткой прямого хода полотно с топливом перемещается от фронта топки к задней стенке (см. рисунок 7.4), а в топке с решеткой обратного хода - от задней стенки к фронту.
Применяемые колосниковые полотна бывают чешуйчатого и ленточного типов.

Достоинства: механи-зированный процесс подачи топлива и удаления шлака приводит к увеличению  производительности, такие топки пригодны для различных сортов топлив.

Подпись: 1 - бункер топлива; 2 - зубчатое колесо; 3 - цепная решетка;
 4 - шибер; 5 - топка; 6 – огнеупорный свод; 7- шлако-сниматель;8 -шлаковый бункер; 9 - воздушные каналы.

Рисунок 7.4 - Схема механической топки

 

 

 

 

Недостатки: сложность регулирования системы топливо – воздух, рост расхода энергии на собственные нужды.

         

2)    Топки с кипящим слоем

          При достижении критической скорости дутья сила давления газового потока в слое становится равной силе тяжести частиц. Слой начинает расширяться, и при дальнейшем увеличении скорости воздуха частицы приходят в движение. Объем слоя увеличивается в 1,2¸1,8 раза.

Эффективное сжигание твердого мелкозернистого топлива (0¸20 мм) может быть достигнуто при использовании принципа кипящего (псевдоожиженного) слоя (см. рисунок 7.5). В отличие от плотного (неподвижного) слоя, аэродинамическое сопротивление которого с увеличением интенсивности дутья возрастает по степенному закону, в кипящем слое сопротивление от этого фактора не зависит. При малой скорости дутья слой остается неподвижным и работает как фильтрующий.

Сопротивление кипящего слоя с изменением интенсивности дутья не изменяется, т.к. увеличивается проходное сечение для газа. При чрезмерном увеличении скорости дутья весь слой переходит во взвешенное состояние и может быть вынесен из рабочей камеры.

1 –решетка; 2 – топливо; 3 – топка; 4 – бункер угля; 5 – бункер присадки;
6 – высокотемпературный циклон; 7 – погруженная поверхность нагрева; 8 – вентилятор.

 

Рисунок 7.5 - Топка для сжигания в кипящем слое

 

7.1.2 Камерное сжигание топлива

 

В мощных котельных установках применяется сжигание всех видов топлива: газового, жидкого и твердого в смеси с воздухом в камерных топках. Камерные топочные устройства бывают пылеугольные и газомазутные
(см.
рисунок 7.6).

1) Камерное сжигание твердого топлива

Камерные топки подразделяются на факельные и вихревые (циклонные).

При факельном способе сжигания топливо предварительно размалывается в мельницах и пыль вместе с воздухом (аэросмесь) попадает в топку. Такие топки используют в котельных агрегатах средней (10¸42 кг/с) и большой (42 кг/с) производительности.

Циклонный способ сжигания основан на использовании закрученных топливовоздушных потоков. Транспорт топлива осуществляется воздухом. Топливные частицы циркулируют по определенным траекториям в течение времени, необходимого для завершения их сгорания. Под действием центробежных сил частицы движутся в виде уплотненного пристенного слоя, интенсивно перемешиваясь с воздухом.

Время пребывания частиц в циклонной камере выбирается достаточным для выгорания грубой пыли (200 мкм) или дробленого топлива (размер частиц до 5 мм).

 

Рисунок 7.6 – Классификация камерных топок

 

Основные преимущества камерных топок заключаются в следующем: возможность экономичного использования практически всех сортов угля; хорошее перемешивание топлива с воздухом, что позволяет работать с небольшим избытком воздуха (а=1,2¸1,25); возможность повышения единичной мощности котельного агрегата; относительная простота регулирования режима работы и, следовательно, возможность полной автоматизации топочного процесса.

На рисунке 7.7 представлены наиболее распространенные виды топочных камер для сжигания твердых топлив.

Топочные камеры называются открытыми, если топочный объем имеет вертикальные плоские стены (см. рисунок 7.7, а).

Топочные камеры с пережимом получаются, когда одна или две стены на определенной высоте имеют выступ внутрь топочного объема
(см. рисунок 7.7, б), который условно разделяет топку на камеру сгорания и камеру охлаждения.

В практике находят применение двухкамерные топки, когда обе камеры (камера горения топлива и камера охлаждения газов) разделены поверхностью нагрева или перемычкой с узким проходом (см. рисунок 7.7, в).

По принципу вывода шлаков в нижней части топки топочные камеры разделяются на топки с твердым шлакоудалением (см. рисунок 7.7, а) и жидким шлакоудалением (см. рисунок 7.7, б, в).

Двухкамерные топки с циклонным способом сжигания топлив применяются редко из-за технологической сложности выполнения топок и повышенного образования вредных газов в зоне высоких температур горения (см. рисунок 7.7, в).

 

а) однокамерные топки с твердым шлакоудалением;

 

 

Рисунок 7.7 - Виды топочных камер для сжигания твердых топлив

 

2) Камерное сжигание жидкого и газообразного топлива

Условия сжигания природного газа и мазута имеют много общего, что позволяет выполнять топочные камеры для этих видов топлива одинаковой конструкции.

Горенке мазута и газа происходит в парогазовом состоянии (гомогенная среда) по законам цепных разветвленных реакций. Интенсивность горения в обоих случаях определяется условиями перемешивания, а максимально допустимые тепловые напряжения топочного объема имеют близкие значения (300 кВт/м3 - для мазута и 350 кВт/м3 - для природного газа).

Практическое отсутствие золы исключает вероятность шлакования настенных экранов и необходимость в шлакоудалении. В связи с чем, для обоих видов топлива под топки выполняют горизонтальным или слабонаклонным с выполнением лазов для ремонтных работ (см. рисунок 7.8).

 

а) открытая топка с однофронтальным многоярусными горелками; б) топка с пережимом и встречным расположением горелок; в) открытая топка с встречным двухъярусным расположением горелок; г) топка с встречными циклонными предтопками;
д) топка с подовыми горелками прямоточного или вихревого типа.

 

Рисунок 7.8  - Виды топочных камер для сжигания газа и мазута

 

Характеристики топочных камер

Геометрически топочная камера характеризуется линейными размерами: шириной фронта ат, глубиной bт и высотой hт, размеры которых определяются тепловой мощностью топки, тепловыми и физико-химическими характеристиками топлива.

Произведение fт=aт×bт, м2, - сечение топочной камеры.

Ширина фронта топки (ат=9,5¸31 м) зависит от вида сжигаемого топлива, тепловой мощности парового котла. С увеличением мощности парового котла размер ат растет, но не пропорционально росту мощности, характеризуя, таким образом, увеличение тепловых напряжений сечения топки и скорости газов в ней.

Оценочно ширину фронта аТ, м можно определить по формуле

                                                  (7.1)

где D - паропроизводительность котла, кг/с;

m - числовой коэффициент (1,1 - 1,7) зависит от D.

Глубина топочной камеры (bт=6¸10,5 м) определяется размещением горелок на стенах топочной камеры и обеспечением свободного развития факела в сечении топки так, чтобы высокотемпературные языки факела не оказывали давление на охлаждающие настенные экраны.

Высота топочной камеры (hт=15¸65 м) должна обеспечивать полное сгорание топлива по длине факела в пределах топочной камеры и размещение на ее стенах требуемой поверхности экранов, необходимых для охлаждения продуктов сгорания до заданной температуры:

,                                               (7.2)

где  - средняя скорость газов в сечении топки, м/с;

 - время пребывания единичного объема газа в топке, с.

Основной тепловой характеристикой топочных устройств паровых котлов является тепловая мощность топки:

 

     , кВт.                                                      (7.3)

Интенсивность процесса сжигания характеризуется следующими показателями:

1) Характеристикой, определяющей уровень энерговыделения (тепловым напряжением) в топочном устройстве, является допустимое тепловое напряжение топочного объема (характеризует время пребывания топлива в топочной камере):

, кВт/м3         ,                                         (7.4)

где Vт - объем топочной камеры, м3;

=140¸180 кВт/м3 - при сжигании углей с твердым шлакоудалением и =180¸210 кВт/м3 - при жидком шлакоудалении.

2) На уровне расположения горелок выделяется наибольшее количество теплоты, здесь расположено ядро факела и резко растет температура топочной среды. Если отнести все тепловыделение в растянутой по высоте топки зоне горения к сечению топки на уровне горелок, то получим важную расчетную характеристику - тепловое напряжение сечения топочной камеры:

, кВт/м2,                                         (7.5)

где fт – поперечное сечение топочной камеры, м2.

Максимально допустимые значения qf нормируются в зависимости от вида сжигаемого топлива, расположения и типа горелок и составляют от
2300 кВт/м2 - для углей с повышенными шлакующими свойствами,
до 6400 кВт/м3 - для углей с высокими температурами плавления золы.

С ростом значения qf увеличивается температура факела в топке, в том числе вблизи экранов, заметно увеличивается тепловой поток излучения на них. Ограничение значений qf определяется для твердых топлив исключением интенсивного процесса шлакования настенных экранов, а для газа и мазута - предельно допустимым ростом температуры металла экранных труб.

3) Если отнести значение тепловосприятие топки к единице поверхности экрана, то получим среднее тепловое напряжение поверхности нагрева qЛ, кВт/м2, характеризующее интенсивность тепловой работы металла труб экранов:

, кВт/м2,                                      (7.6)

где  - поверхность стен топки, закрытая экранами, м2;

Qл - тепловосприятие топочных экранов, полученное излучением факела кДж/кг, определяется из теплового баланса топки как разность между удельным полным тепловыделением в зоне ядра факела на уровне расположения горелок  без учета отдачи теплоты к экранам , кДж/кг, и удельной теплотой (энтальпией) газов на выходе из топки  при отдаче (потере) небольшой части теплоты через теплоизолирующие стены  (где  - доля сохранения теплоты в топке).

 

8 Лекция

 

Тепловосприятие поверхностей нагрева. Парообразующие поверхности нагрева паровых котлов (топочные экраны, пароперегреватели). Конструкции экранов, пароперегревателей.

 

8.1 Тепловосприятие поверхностей нагрева

 

Парообразующие поверхности паровых котлов различных систем заметно отличаются друг от друга, но всегда располагаются в основном в топочной камере и воспринимают теплоту радиацией. В зависимости от вида сжигаемого топлива топочные экраны воспринимают 40-50 % полного количества теплоты, отдаваемой рабочей среде в котле в целом.

 

Таблица 8.1 – Распределение теплоты между поверхностями нагрева

Давление перегретого пара, МПа

Температура перегретого пара, оС

Температура питательной воды, оС

Распределение теплоты между поверхностями нагрева котла, %

парообразую-щие

пароперегрева-тельные

экономайзер-ные

4

440

145

62

19

19

10

540

215

49

30

21

14

570

230

32-39

46-36

22-25

25,5

565/570

260

-

58

42

 

Характеристики поверхностей нагрева. Для произвольной поверхности:

1) Тепловосприятие: Q= = .

2) Уравнение теплопередачи: Qт = .

3) Общее тепловосприятие: .

4) Температура стенки трубы поверхности нагрева:

==>.

Для чистых труб => .

Основная задача эксплуатации сводится к тому, чтобы  

Требования к компоновке:

1) Поверхности с высокой температурой рабочей среды размещать в месте с высокой температурой газов (↑tр.с. → ↑);

2) Осуществлять противоточную схему движения (∆tпрот. > ∆tпрям.).

3) Выполнять требования, обусловленные надёжностью работы металла труб (tст < ).

 

8.2 Топочные экраны котлов

 

8.2.1 Вертикальные топочные экраны котлов с естественной циркуляцией

 

Обычно топочные экраны выполняются в виде нескольких вертикальных панелей (секций) шириной bс, которые полностью закрывают все стены топки и имеют только подъемное движение рабочей среды
(см. рисунок 8.1, а). Трубы имеют
dн=83-76-60 мм с dст=3,5¸5,0 мм, а для котлов Рп>10 МПа используются трубы меньшего диаметра, но с dст ³ 5 мм. Экранные трубы секции, как правило, объединяются нижним и верхним коллекторами и отводящими трубами большего диаметра, чем экранные
(см. рисунок 8.1, б).

Плотность экранирования стен (sЭ=s/d) составляет 1,07¸1,1. Экранные трубы заднего экрана в отличие от других экранов должны пересечь газовое окно на выходе из топки в горизонтальный газоход, для чего трубы заднего экрана разведёны в 3¸4 ряда (эта конструкция получила название фестон). Экранные секции закрепляются вверху, верхний коллектор опирается на горизонтальные балки потолочного перекрытия каркаса котла. Тепловое расширение экранной секции предусмотрено вниз. Для повышения прочности экрана и исключения вибрации при пульсирующем давлении в топке экраны укрепляют установленными по горизонтали двутаврами - поясами жесткости. В котлах большой мощности в отдельных случаях по середине топки установлен двухсветный экран (см. рисунок 8.2, а), разделяющий топку на две полутопки.

1 – левый боковой экран;

2 – двух-светный экран;

3 – холодная воронка;

 

 
4 развилки в нижней части двухсветного экрана;

5 – верхняя камера двухсветного экрана;

6 – барабан;

7 - ШПП; 8 - окно для выравнивания давления;

9 - тройник;

10 - труба;

11 - приварной пруток;
12 - ремонтный лаз;

а) - установка экрана в топке;

б) - общий вид экрана;

в) - узел сварки труб экрана.

 

Рисунок 8.2 - Выполнение двусветного экрана

8.2.2 Топочные экраны прямоточных котлов

 

В прямоточных котлах кратность циркуляции рабочей среды в экранах равна 1, при этом скорость рабочей среды примерно в 2 раза выше, чем при естественной циркуляции. В связи с чем, необходимое сечение для пропуска рабочей среды прямоточного котла в 20¸40 раз меньше, чем при естественной циркуляции и той же паропроизводительности. Здесь весь поток рабочей среды проходит только через 24 параллельных секции шириной 2¸3 м (называемые лентами или панелями), состоящими из 40-60 труб. Поскольку движение рабочей среды в этих экранах принудительное, то уменьшение диаметра труб за счет роста сопротивления не скажется на снижении скорости движения, как это имеет место при естественной циркуляции, где дальнейшее уменьшение диаметра труб менее 60 мм нежелательно. Топочные экраны прямоточных котлов выполняются из труб dн=32¸42 мм с dст=4¸ 6 мм. Увеличение тепловой мощности котла и уменьшение диаметра труб приводят к заметному увеличению ширины ленты, а чем шире лента, тем больше влияние неравномерности обогрева параллельных труб, образующих ленту. Поэтому при малом диаметре труб в мощных паровых котлах выполняется параллельно несколько лент (заходов), при этом ширина каждой ленты остается небольшой. Получается два - четыре параллельных потока рабочей среды с независимым регулированием расхода и температуры по каждому потоку. При экранировании стен топки применяются различные схемы панелей и их расположение.

В нижней радиационной части топки (НРЧ), где характерны высокие тепловые потоки, падающие на экраны, применяют вертикальные экранные панели с подъемным движением рабочей среды (см. рисунок 8.3). Полная экранизация стен НРЧ достигается при большом числе параллельных панелей, включенных по рабочей среде последовательно, но тогда конструкция экрана усложняется.

 

 

1 – подвод воды;

2 – раздающий коллектор;

3, 4, 5 – фронтовые, боковые и задние настенные панели;

6 – опускной смесительный коллектор;
7 – перепускные трубы.

 

 

 

 

 

Рисунок 8.3 - Вертикальные панели экранирования НРЧ

в прямоточных котлах.

 

Средняя и верхняя радиационная части топки (СРЧ и ВРЧ) экранированы плоскими горизонтально - подъемными панелями, закрывающими по высоте часть стены топки или ее половину
(см. рисунок 8.4).

 

 

1 – коллектор;

2, 3 – нижняя и верхняя

секции панели.

 

 

 

 

 

Рисунок 8.4 - Панели с горизонтально-подъемным движением в СРЧ прямоточного котла

 

Горизонтально - наклонная навивка трубных лент по стенам топки, предложенная проф. Л.К. Рамзиным (см. рисунок 8.5), отличается наименьшей тепловой разверткой между трубами в секции. Рабочая среда движется от нижнего коллектора ленты до верхнего, многократно опоясывая топочную камеру. Такая навивка имеет минимальное количество коллекторов и гидравлически устойчивые характеристики движения при любом рабочем давлении. Недостаток навивки - невозможность конструктивного выполнения в виде готовых плоских настенных панелей, необходимость выполнения большого числа сварных стыков труб при монтаже, что  ограничивает их применение на мощных паровых котлах.

 

 

 

1 - входной коллектор;

2 - выходной коллектор.

 

 

 

 

Рисунок 8.5 - Развертка топочного экрана котла с навивкой Рамзина

8.2.3 Конструкции топочных экранов

 

Топочные экраны получают до 50 % всего тепловосприятия рабочей среды и находятся в зоне наиболее высоких температур газов, что требует тщательного конструктивного выполнения для обеспечения надежной работы металла труб. По конструкции различают экраны гладкотрубные, газоплотные (которые могут быть выполнены двух типов: из таких же гладких труб, но с вваренными между ними проставками шириной 6¸12 мм или с применением плавниковых труб, сваренных между собой (см. рисунок 8.6)). Экраны из таких сваренных между собой панелей образуют монолитную цельносварную газоплотную конструкцию, их называют мембранными.

Для создания в топке зоны устойчивого воспламенения малореакционных топлив, требующих высокой температуры для их интенсивного горения, экраны всех типов на соответствующих участках покрывают огнеупорной массой с закреплением ее на приваренных к трубам шипах. Такие экраны называются футерованными экранами
(см. рисунок 8.6, г, д).

Гладкотрубные экраны применяются в паровых котлах всех систем, работающих под разрежением газового тракта. При естественной циркуляции в целях повышения надежности движения рабочей среды в трубах топочные экраны располагаются вертикально и в отдельных случаях круто наклонно.

Парообразующие поверхности нагрева прямоточных котлов выполняют вертикальными, горизонтальными и подъемно-опускными, поскольку здесь есть возможность организации движения пароводяной смеси со скоростью, предотвращающей нарушение гидравлических режимов.

 

а) гладкотрубные экраны;

б) гладкотрубные экраны с сварными проставками;

в) газоплотные экраны из плавниковых труб;

 

г) футерованный гладкотрубный экран;

 

д) футерованный мембранный экран.

1 - труба; 1' - плавниковая труба; 2 - огнеупорный бетон; 3 - тепловая изоляция;
4 – уплотнительный слой; 5 - металлическая проставка; 6 - приварные шипы;
7 - огнеупорная масса.

 

Рисунок 8.6 - Конструкции топочных экранов

Газоплотные сварные экраны находят широкое применение в современных конструкциях котлов, имеют на 10¸15 % меньшую массу металла на единицу лучевоспринимающей поверхности по сравнению с гладкотрубными.

Футерованные экраны применяются в топках циклонных и с жидким шлакоудалением (см. рисунок 8.6, г, д). Для создания футерованного экрана к трубам приваривают шипы (прутки) d=10 мм и h=15¸25 мм. Шипы являются каркасом для крепления набивной массы из огнеупорного материала, отводящим от нее теплоту к экранным трубам.

 

8.3 Пароперегреватели котлов

 

Теплообменные устройства, служащие для нагрева пара, выходящего из котлоагрегата, до температуры, превышающей температуру насыщения при давлении в котле (tпп=440¸560 оС), называют пароперегревателем.

По тепловосприятию и конструкции различают пароперегреватели:

-    конвективные (размещаемые в конвективных газоходах котла и получающие теплоту, главным образом, конвекцией);

-    радиационные (размещаемые на стенах, потолке топочной камеры, в горизонтальном газоходе и получающие теплоту радиацией от газов);

-    полурадиационные (размещаемые в верхней части топки на входе в горизонтальный газоход).

             По назначению пароперегреватели делятся на: основные (в которых перегревается пар высокого и сверхкритического давления); промежуточные (для вторичного перегрева пара, частично отработавшего в турбине).

Конвективные пароперегреватели выполняются из стальных труб
dн =32¸42 мм (dст=5¸7 мм). В промежуточных пароперегревателях используют dн = 42¸50 мм (dст=4¸5 мм). Для пароперегревателей применяются гладкие трубы, из которых образуются змеевики с радиусами гибов труб не менее (1,9*d). Концы змеевиков приварены к коллекторам круглого сечения. Расстояние между рядами змеевиков составляет s1=(2¸5)*d. Змеевики выполняются одно - двух и многорядные (см. рисунок 8.7) и отличаются числом параллельных труб, образующих змеевик. При большой мощности котла пароперегреватели выполнены обычно в 3¸4 ряда труб.

 

а - однорядный;

б - двухрядный;
в - четырехрядный;

г - многорядный (ленточный).

 

 

 

 

Рисунок 8.7 - Типы конвективных змеевиков пароперегревателя

 

Количество тепла, воспринятого в конвективном пароперегревателе

, кДж/кг,                         (8.1)

где D пе  – расход перегретого пара, кг/с;

 – переизлучение теплоты из топки, кДж/кг, принимаем, что вся энергия излучения топочного объема, прошедшая ширмы, поглощается в конвективном пароперегревателе Þ  = ;

h¢кп, h пе – энтальпии пара на входе и на выходе из конвективного пароперегревателя, кДж/кг.

 

Ширмовые пароперегреватели (ШПП) являются радиационно - конвективными поверхностями, их тепловосприятие складывается из значительной доли радиационного излучения и доли конвективного теплообмена, так как газы омывают ширмы продольно - поперечным потоком со скоростью 5¸8 м/с. ШПП представляют собой систему из большого числа вертикальных труб (14¸50 шт.), образующих широкую плоскую ленту, которая имеет один гиб на 180° (см. рисунок 8.8). Ширмы размещаются на выходе из топочной камеры с шагом s=(17¸22)*d. Для исключения выхода отдельных труб из плоскости ширмы выполняется перевязка труб ширм в двух уровнях по высоте за счет вывода из ряда двух крайних (лобовых) труб и пропуска их с двух сторон снаружи ленты горизонтально за последний подъемный ряд труб. На горизонтальном участке эти трубы связаны между собой проставками и строго фиксируют остальные трубы в одной плоскости.

 

 

1 - входной коллектор;
2 - выходной коллектор;
3, 5 - обвязочные трубы верхнего и нижнего уровней;
4 - трубы ширмы.

 

 

 

 

Рисунок 8.8 - Конструкция ширмового пароперегревателя

 

Тепло, полученное прямым излучением из топки, учитывает взаимный теплообмен между топкой, ширмовым пароперегревателем, потолочным пароперегревателем в районе ширм и поверхностью нагрева за ширмами:

-,  (8.2)

где  - теплота, полученная ширмовой поверхностью прямым излучением из топки, определяется интенсивностью теплового потока в верхней части топки, величиной плоскости входного сечения ширм и конструктивной характеристикой ширм, кДж/кг;

 - тепло излучения из топки и ширм на поверхность нагрева расположенную за ширмами (конвективный пароперегреватель), кДж/кг;

hв - коэффициенты неравномерности тепловосприятия по высоте топки;

bш – коэффициент, учитывающий взаимный теплообмен между объемом топки и ширмовой поверхностью;

qл – среднее тепловое напряжение теплообменной поверхности, кВт/м2;

Fвок – лучевоспринимающая поверхность входного сечения ширм со стороны топки (площадь выходного окна топки), м2;

Bр – расчетный расход топлива, кг/с;

j ш – угловой коэффициент ширм;

bш – коэффициент, учитывающий взаимный теплообмен между объемом топки и ширмовой поверхностью;

 – выходная излучающая поверхность ширм, определяется как произведение высоты выходного окна за ширмами на ширину газохода, м2;

eп – поправочный коэффициент (для жидких топлив – 0,5, газа – 0,7);

 – средняя температура газов в ширмах, К.

 

Радиационные пароперегреватели (РПП) располагаются на стенах и потолке топочной камеры, воспринимают лучистую теплоту и по конструкции мало чем отличается от экранов - состоят из труб, приваренных к коллекторам круглого сечения. РПП барабанного парового котла обычно занимает потолок топки, а если этого недостаточно, то его размещают и на вертикальных ее стенах (см. рисунок 8.9). Настенные перегреватели, выполненные в виде панели на всю высоту топки. Из-за сложного режима металла труб настенного перегревателя при сниженных нагрузках РПП располагают поверх экранных труб в верхней части топки.

В прямоточных паровых котлах РПП обычно полностью занимают верхнюю часть топки, потолок и стены горизонтального газохода.

Суммарное тепловосприятие РПП определяется как:

Qрпп=Qгг+ Qпк=  + ,  (8.3)

где Qгг - тепловосприятие поверхностей нагрева, расположенных в горизонтальном газоходе, кДж/кг;

Qпк - тепловосприятие поверхностей в поворотной камере, кДж/кг;

qo - удельное теплонапряжение поверхности, кВт/м2;

 - средняя температура газов в горизонтальном газоходе, К;

 - площадь поверхности стен горизонтального газохода, закрытых экранами, м2;

 - расчетный расход топлива, кг/с;  - эффективная толщина излучения объема газов в поворотной камере, м.

1 - барабан; 2 - опускные трубы панели радиационной части пароперегревателя; 3 - подъемные радиационные трубы панелей;
4 - проем для горелки;
5 - потолочные трубы панели;
6 - необогреваемые перепускные трубы; 7 – пароохладитель;
8 - ширмы; 9, 10 - змеевики вертикального и горизонтального пакетов конвективной части пароперегревателя; 11 - коллектор перегретого пара; 12 и 13 - входной и выходной коллекторы подвесных труб; 14 - подвесные трубы.

 

 

 

 

Рисунок 8.9 -  Схема движения пара в котле с естественной циркуляцией

 

9  Лекция

 

Тепловосприятие поверхностей нагрева. Компоновка пароперегрева-телей. Методы регулирования температуры перегретого пара.

 

9.1 Компоновка пароперегревателей

 

Поскольку тепловосприятие пароперегревателей при высоком и сверхкритическом давлении пара достаточно большое (более 35 %), их выполняют комбинированными: радиационный настенный, полурадиа-ционный ширмовый (или ленточный) и змеевиковый конвективный.
Для обеспечения надежности работы металла поверхностей следует учитывать, что РПП размещается в области топки, где высокие тепловые потоки и их неравномерность определяют заметное превышение температуры наружной поверхности трубы по отношению к температуре проходящего по ней пара и разверку температур в отдельных (более сильно обогреваемых) трубах по сравнению со средней расчетной. Поэтому обычно РПП используется на начальном этапе перегрева пара. Также с достаточно высокими средними тепловыми напряжениями работают полурадиационные поверхности, которые обычно располагают в средней зоне перегрева пара
(см. рисунок 9.1). Завершающий этап перегрева осуществляется в змеевиковых конвективных пакетах, расположенных в зоне более низких температур газов и тепловых потоков, но так, чтобы температурный напор в выходном (горячем) пакете был не ниже 200-250 °С.

Первый конвективный (холодный) пакет часто устанавливают также в зоне умеренных температур газов. Это позволяет использовать для выполнения пакета более дешевую углеродистую сталь (tст=450°С).

 

 

1-топочная камера; 2-конвективная шахта; 3-радиационный потолочный пароперегреватель; 4–настенный радиационный перегреватель; 5–уплотнительный короб потолка котла (шатер); ШП – полурадиационный ширмовый пароперегреватель;
ЛП – ленточный пароперегреватель; КП - змеевиковый конвективный пароперегреватель; ПрП – промежуточный пароперегреватель; НРЧ - нижняя радиационная часть;
СРЧ - средняя радиационная часть; ВРЧ - верхняя радиационная часть; ЦВД - цилиндр высокого давления турбины; ЦНД - цилиндр низкого давления турбины;
ППТО – паро-паровой теплообменник.

 

а) в барабанных котлах при Dп < 420 т/ч; б) в барабанных котлах при Dп = 670 т/ч;
в) в прчямоточных котлах при сжигании твердого топлива;  г) в прямоточных котлах при сжигании газа и мазута.

 

Рисунок 9.1 - Компоновка пароперегревателей

9.2 Факторы, влияющие на температуру пара

 

Температуру пара (tпе) зависит от:

1) от паропроизводительности:

а) конвективный пароперегреватель:

 

 

 

б) радиационный пароперегреватель:

D → ↑В → но constф = f()) → Qл ~ const → ↓ → ↓tпе;

в) комбинированный пароперегреватель.

 

2) от температуры питательной воды:

при ↓tп.в. → ↑В (для догрева воды до tнас) →Vг → ↑→ ↑kпе → ↑tпе.

3) от коэффициент избытка воздуха: ↑αт → ↑Vг → ↑ → ↑tпе.

4) от влажности топлива: ↑Wp → ↑ → ↑Vг → ↑Wпе → ↑tпе.

5) от загрязнения экранов: ↓ψэкр → ↓Qл → ↑ → ↑→ ↑∆tпе → ↑tпе.

6) от загрязнения перегревателя: ↓ψпе → ↓Qпе → ↓tпе.

 

9.3 Методы регулирования температуры пара

 

По ГОСТ 3619-76 установлены небольшие допустимые отклонения
tпп от номинального значения: от +5 до -10°С. Даже комбинированные радиационно-конвективные пароперегреватели в эксплуатационных условиях не обеспечивают постоянства tпп в пределах допустимых отклонений, в связи с чем, каждый паровой котел оборудуют устройствами для регулирования tпп.

Регулирование tпп при изменении нагрузки котла зависит от характеристики пароперегревателя:

-     у радиационных поверхностей с ­ нагрузки ­ расход пара, а тепловосприятие растет незначительно. В результате температура на выходе из пароперегревателя будет снижаться по мере увеличения нагрузки;

-     у конвективного пароперегревателей всё иначе: количество проходящих через него продуктов сгорания ­пропорционально ­ нагрузки, одновременно ­ температура газов на выходе из топки, ­ температурный напор Þ температура на выходе из конвективного пароперегревателя с ­ нагрузки увеличивается.

При правильном сочетании РПП и КПП можно получить такую регулировочную характеристику, при которой изменение нагрузки котла потребует включения средств регулирования tпп. Кроме изменения нагрузки, на tпп влияют и другие факторы: например, ¯ tпв в барабанных котлах приводит к ¯ Dп Þ ­ температура, т.к. поверхность пароперегревателя фиксированная. У прямоточных котлов ¯ температуры питательной воды уменьшает и ¯ tпп.

Значительное изменение избытка воздуха или поступление более влажного топлива ­ расход газов через КПП, а следовательно - и tпп. Такой же эффект может наблюдаться при подшлаковке топочных экранов
(при этом повышается температура газов на выходе из топки). Но в тех случаях, когда происходит шлакование самого пароперегревателя, температура пара, наоборот, снижается.

Каковы бы ни были причины изменения tпп, котельная установка должна выдавать пар требуемых параметров с допустимым отклонением от паспортных данных.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Паровое регулирование. Регулировать tпп можно за счет установки поверхностного пароохладителя или путем впрыска чистого конденсата.
В первом случае (он чаще встречается на котлах малой производительности) пар поступает в трубчатый теплообменник, охлаждающей средой в котором служит питательная вода.

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 9.2 – Схема поверхностного пароохладителя

 

Пароохладители устанавливают:

а) за перегревателем (Þ пережог выходных петель);

б) до перегревателя (Þвысокая инерционность);

в) в рассечку (устраняет недостатки предыдущих схем включения).

В крупных котлах чаще используют впрыскивающий пароохладитель, представ-ляющий собой участок коллектора с защитной рубашкой и встроенной форсункой (см. рисунок 9.3), через которую в поток перегретого пара впрыскивается конденсат в количестве, необходимом для достижения нужной температуры пара.

В некоторых котлах устанавливают 2-3 впрыскивающих пароохладителя, предназна-ченных для поддержания нужной температуры не только на выходе из пароперегревателя, но и в промежуточных зонах.

1 - водяная форсунка;

2 - штуцер;

3 - защитная рубашка;

4 - корпус пароохладителя;

5 - сопло Вентури;

6 - вход охлаждающей воды;

7 - вход пара.

a) - с цилиндрической защитной рубашкой;

б) - с соплом Вентури.

 

 

Рисунок 9.3 - Впрыскивающий пароохладитель

 

На энергоблоках с вторичным перегревом пара часто применяют паро-паровые теплообменники (ППТО) для перераспределения теплоты между свежим паром и паром промежуточного перегрева (см. рисунок 9.4).
В ППТО часть теплоты пара высокого давления передается пару, поступающему на вторичный перегрев. Первая часть пароперегревателя высокого давления, находящаяся до ППТО, обладает в основном радиационной характеристикой, а промежуточный перегреватель является конвективным.

1 - корпус секции; 2- регулирующий клапан; 3 - байпасная линия;
4 - дистанционирующее крепление.

 

Рисунок 9.4 – Схема ППТО

От описанных выше способов регулирования температуры пара принципиально отличаются газовые методы с обеспечением воздействия на температуру пара за счет изменения тепловосприятия с газовой стороны.

Методы: байпасирование газов, рециркуляция газов, использование поворотных горелок, переключение ярусов горелок.

1) Бойпасирование газов. Осуществляется за счет изменения степени расхолаживания газов.

 

 

а) - через холостой газоход;

б) - распределением газов по заполненным газоходам;

1 - пакеты промежуточного перегревателя;

2 - экономайзер;

3 - регулирующая заслонка;

 

в) - разделением газоходов:

1 - топка;

2 - основной перегреватель;

3 - промперегреватель;

4 - экономайзер;

5,6 - основной и предвключенный воздухоподогреватель;

7 - дымососы.

 

 

Рисунок 9.5 - Схемы регулирования температуры пара

байпасированием продуктов сгорания

2)  Рециркуляция продуктов сгорания.

В точке ввода газов: ,
где  5÷25% – доля рецирку-ляционных газов:

а) рециркуляция в низ топки (применяют при ↓ нагрузках котла):

rниз→↓→↓Qп~T4→↑→↑→↑∆tпе;

rниз→↑Vг=Vг+Vрец→↑→↑kпе→↑∆tпе;

Подпись: ДРГ – дымосос рециркуляции газов.

Рисунок 9.6 – Схема рециркуляции продуктов сгорания
б) рециркуляция в верх топки (применяют при ↑ нагрузке котла (0,9÷1)Dном и для снижения шлакования поверхностей на выходе из топки):

rверх→↓→↓→↓∆tпе→↓Qпе→↓tпе.

3) Поворотными горелками. Осуществляется за счет конструктивной возможности горелок изменять угол наклона факела.

а)  +15º→↓τпребывания газов→↓Qл→↑→↑→ ↑tпе;

б) -15º→↑τпребывания газов→↑Qл→↓→↓→ ↓tпе.

Недостаток регулирования:

изменение q4.

 

 

 

 

4) Переключение ярусов горелок. Осуществляется за счет установки горелок в несколько ярусов.

→ ↓→ ↓tпе.

→ ↑→ ↑tпе.

Недостаток регулирования: повышение числа горелок.

 

10 Лекция

 

Низкотемпературные поверхности нагрева. Схемы. Конструкции и компоновка экономайзеров и воздухонагревателей. Водяные экономайзеры. Воздухоподогреватели. Типы, конструкция.

 

10.1 Низкотемпературные поверхности нагрева. Схемы

 

Экономайзеры и воздухонагреватели являются низкотемпературными поверхностями нагрева и располагаются в конвективной шахте котла.

Компоновка: одноступенчатая и двухступенчатая (см. рисунок 10.1).

При одноступенчатой компоновке экономайзер и воздухонагреватель располагаются в газовом тракте последовательно и работают они по противоточной схеме. При этом ограничивается возможность подогрева воздуха в воздухоподогревателе (250-350°С).

Для подогрева воздуха до 350-450°С воздухоподогреватель выполняют двухступенчатым, располагая экономайзер между этими ступенями. Сущность двухступенчатой схемы заключается в увеличении температурного напора на горячем конце воздухоподогревателя в результате переноса его горячей (второй) ступени в область более высокой температуры продуктов сгорания. Это позволяет сохранить температуру уходящих газов на достаточно низком уровне.

 

Водяные экономайзеры

Теплообменное устройство, служащее для подогрева воды продуктами сгорания топлива перед поступлением воды в котел, называют водяным экономайзером. В зависимости от температуры, до которой ведется подогрев воды, экономайзеры подразделяются на: некипящие (подогрев воды ведется до температуры на 20оС ниже температуры насыщенного пара в паровом котле или температуры кипения воды) и кипящие (происходит не только подогрев воды, но и частичное ее испарение). В зависимости от материала экономайзеры разделяются на чугунные (барабанные котлы не более
2,4 МПа) и стальные.

 

 

 

Чугунный водяной экономайзер выполняется из сребренных труб 3 (см. рисунок 10.2), соединяемых между собой посредством калачей.

Питательная вода проходит последовательно по всем трубам снизу вверх, а продукты сгорания проходят через зазоры между ребрами труб.

В чугунных экономайзерах недопустимо кипение воды, так как это приводит к гидравлическим ударам и разрушению экономайзера.

Для очистки поверхности нагрева водяные экономайзеры имеют обдувочные устройства.

 

 

Стальные экономайзеры (см. рисунок 10.3, а) изготовляются из труб dн=28-38 мм, которые изгибают в змеевики, вваренные в коллекторы, размещаемые за пределами газохода. Движение воды в экономайзере - восходящее, что обеспечивает свободный выход с водой выделяющихся при нагреве газов и образующегося в случае кипения воды в экономайзере пара.

Для удобства ремонта и эксплуатации поверхность экономайзера по ходу продуктов сгорания разделена на пакеты высотой до 1 м.

С целью увеличения тепловосприятия с газовой стороны и повышения компактности к змеевикам приваривают прямоугольные плавники. Используются также для изготовления экономайзеров трубы: с поперечным оребрением (кольцевым или спиральным) или мембранные.

Такие экономайзеры могут использоваться на топливах с золой, не дающей спекающихся отложений.

 

 

10.3 Воздухоподогреватели

 

Теплообменные устройства, служащие для подогрева воздуха, подаваемого в топку котла, продуктами сгорания топлива, уходящими из котла, называют воздухоподогревателем.

По принципу действия воздухоподогреватели разделяют на рекуперативные (трубчатый) и регенеративные (пластинчатый).

В рекуперативном воздухоподогревателе передача теплоты от продуктов сгорания к воздуху происходит непрерывно через разделительную стенку, по одну сторону которой движутся продукты сгорания, а по другую - нагреваемый воздух. Трубчатый воздухоподогреватель (ТВП) имеет вертикально расположенную трубную систему (см. рисунок 10.4), выполненную из стальных труб dн=30-40 мм (dс=1,2-1,5 мм). Трубы прямые вертикальные, концами приварены к трубным доскам и расположены в шахматном порядке. Внутри труб движутся продукты сгорания, теплота которых передается воздуху, движущемуся между трубами.

Для образования перекрестного тока воздуха трубная система по высоте делится на несколько ходов промежуточными перегородками, в местах поворота установлены воздушные перепускные короба. Нижняя трубная доска опирается на металлическую раму, связанную с каркасом котла.

Трубы расширяются при нагревании, при этом верхняя трубная доска имеет возможность перемещений, и в то же время обеспечивается плотность газохода за счет установки линзового компенсатора по всему ее периметру. ТВП выполняется в виде отдельных кубов (секций), удобных для монтажа и транспорта, которые заполняют все сечение газохода. Из-за невысокого коэффициента теплопередачи 15-20 Вт/(м2*К) и низкого температурного напора между газами и нагреваемым воздухом (50-80°С) ТВП имеет большую теплообменную поверхность и габариты.

Рисунок 10.4 - Конструкция ТВП

 

ТВП выполняются из углеродистой стали tст £ 500°С, что при температуре подогрева воздуха до 400°С соответствует температуре продуктов сгорания не более 600°С. Обычно температура продуктов сгорания за пароперегревателем высокого давления выше, а поэтому для защиты металла второй ступени воздухоподогревателя, если в схеме котла нет промежуточного перегревателя, располагают вторую ступень экономайзера.

В регенеративных вращающихся воздухоподогревателях (РВП) передача теплоты от продуктов сгорания к нагреваемому воздуху осуществляется путем попеременного нагревания и охлаждения одной и той же поверхности нагрева. Поверхностью теплообмена в РВП служат гофрированные и плоские стальные листы (пластины), образующие каналы d=8-9 мм для прохода продуктов сгорания и воздуха (см. рисунок 10.5).

Пластины объединяются в секции и заполняют цилиндрический пустотелый ротор (с вертикальным или горизонтальным расположением), который по сечению разделен глухими радиальными перегородками на изолированные друг от друга сектора. Ротор РВП медленно вращается с частотой 1,5-2,2 об/мин. Диаметр ротора РВП составляет от 5,4 до 9,8 м, а высота от 1,4 до 2,4 м. Применение волнистых (гофрированных) листов-пластин обеспечивает интенсификацию конвективного теплообмена и тем самым более быстрый нагрев пластин и затем более глубокое их охлаждение, хотя удельное аэродинамическое сопротивление такой поверхности увеличивается. Поверхность нагрева пластин, располагаемая в 1 м3 объема, составляет 300-340 м23, в то время как в трубчатых воздухоподогревателях этот показатель составляет порядка 50 м23.

В отличие от ТВП, РВП располагается вне пределов конвективной шахты.

 

11 Лекция

 

Водный режим работы барабанных котлов. Организация безнакипного режима работы  котлов.

 

11.1 Водный режим работы барабанных котлов

 

Вода, поступающая для питания котлов, называется питательной.

Вода, подаваемая для восполнения потерь пара или расходов воды в тепловых сетях, называется подпиточной.

Воду, находящуюся в испарительной системе котла, называют котловой.

Под водно-химическим режимом паровых котлов понимают совокупность мероприятий по получению надлежащего качества питательной воды и пара и предотвращению образования в котлах накипи и отложений (мероприятия: организация станционной водоподготовки, организация коррекционных методов поддержания качества котловой воды, организация безнакипного режима работы поверхностей нагрева, борьба с уносом солей паром, вывод примесей воды).

Влияние качества воды на работу котла: наличие примесей в питательной воде приводит к явлениям, существенно усложняющим работу котельного агрегата. В первую очередь следует выделить накипеобразование, загрязнение пароперегревателей и турбин, внутреннюю коррозию в трубах.

 

11.2 Организация безнакипного режима работы  котлов

 

Чистота пара во многом зависит от чистоты питательной воды и уровня солесодержания котловой воды, отсюда чистота пара будет определяться эффективностью вывода примесей из водопарового цикла котлов такими способами, как:

1) продувкой (периодической и непрерывной), от которой зависит солесодержание котловой  воды барабанных котлов;

2) ступенчатым испарением, повышающим во много раз эффективность продувки котла;        

3) сепарацией пара от капельной влаги механическим путем;

4) промывкой пара питательной водой.

 

11.2.1 Продувка

 

С питательной водой в котел поступают растворенные соли, которые при кипении накапливаются в ней. Если Ск.вк.в.нак → соли Ca и Mg будут образовывать накипь на поверхности экранных труб (↑tстенки→ разрыв), поэтому необходимо, чтобы всегда имело место неравенство Ск.в.к.в.нак, что достигается:

1) непрерывной продувкой (постоянный отвод части котловой воды с солями из системы);

2) периодической продувкой через 10–12 ч. из нижних коллекторов экранов отводится шлам.

 
Процент продувки составляет  и определяется из солевого баланса:

Dп.в.·Сп.в. = Сn·Dn + Cпр·Dпр

Dп.в. = Dn + Dпр.

Недостаток продувки: потери теплоты с продувочной водой
(↓∆ηк≈ 0,5%)

Пути снижения Р: 1) ↓Сп.в. (на химводоочистке); 2) Вывод продувочной воды с максимальным солесодержанием.

 

11.2.2 Ступенчатое испарение

 

Улучшить качество пара, не увеличивая количества продувочной воды, выводимой за пределы котла, возможно при использовании метода ступенчатого испарения, разработанного и внедренного в 30-х г. профессором
Э. И. Роммом. Метод ступенчатого испарения (см. рисунок 11.1) заключается в том, что водяной объем барабана делится поперечными перегородками на несколько отсеков, к каждому из которых присоединена своя группа контуров циркуляции (ступени испарения).

Вся питательная вода при этом подается в первый отсек, котловая вода из которого поступает в следующий отсек, далее в последующий и т.д.
Эта система разбивки поверхностей нагрева котла по ступеням позволяет повышать объем продувки последующих ступеней по сравнению с предшествующей на величину ее испарительной паропроизводительности.

Схема одноступенчатого испарения

 

Схема двухступенчатого испарения:

1 – первая ступень испарения (чистый отсек);

2 – вторая ступень испарения (солевой отсек).

 

 

 

 

Схема трёхступенчатого испарения:

 

1 – І -  ступень испарения (чистый отсек);

2 – ІІ - ступень испарения (солевой отсек);

3 – ІІІ ступень испарения (выносной циклон).

 

 

 Рисунок 11.1 – Схемы ступенчатого испарения

 

Вследствие последовательных внутренних продувок, в водяном объеме агрегата создается «химический перекос», когда количество примесей в котловой воде каждого последующего отсека устанавливается большим, чем в предыдущем. Отвод воды из котла с непрерывной продувкой осуществляется из последнего по ходу воды отсека.

Весь пар отводится из парового пространства первого отсека агрегата. В паровых котлах ступенчатое испарение выполняют чаще всего по схеме двухступенчатого или трехступенчатого испарения.

Достоинства многоступенчатого испарения: повышается экономичность котла, повышается чистота пара.

 

11.2.3 Сепарация и промывка пара

 

В насыщенном водяном паре барабанных котлов могут находиться различные примеси: газы N2, NH3, CO2, H2, соли и кислоты минеральных и органических веществ, оксиды металлов. Загрязняющие примеси поступают в основном из питательной воды.

Минеральные примеси могут отлагаться в трубах пароперегревателя, в арматуре трубопроводов и в проточной части турбины в количестве, недопустимом для нормальной работы.

В барабане котла при разделении пароводяной смеси на пар и воду происходит унос капель котловой воды, имеющих высокое солесодержание.
В паре находятся также соли растворенных в нем веществ.

Для улучшения качества насыщенного пара необходимо уменьшить содержание в нем капельной влаги и растворенных в паре веществ.

Причины перехода солей из котловой воды в пар:

1) Унос паром капельной влаги ω = .

2) Растворимость солей в паре: Сn=0,01·(ω+kp)·Ск.в, мг/кг, где kр -коэффициент растворимости.

Избирательный унос солей с паром.

Пар и вода имеют одну химическую природу. Поэтому при высоком давлении пар также хорошо растворяет вещества, как и вода. Коэффициент распределения веществ между паром и водой: , где n зависит от природы химического соединения.

Капельный унос обусловлен разрушением пузырей на поверхности слоя в барабане: Eσ + Eпов. нат. = Екап. Крупные капли возвращаются в слой, а мелкие уносятся паром в пароперегреватель и испаряются внутри змеевиков.
Это приводит к отложению растворённых в них веществ с последующим пережогом труб.

 

Факторы, влияющие на капельный унос:

а) Паропроизводительность котла ω =А*Dn*n = f (D).

б) Давление в барабане. ↑ → ↑.

в) Высота парового пространства.

г) Солесодержание котловой воды: ↑Ск.в↑σпузÞ↑δплёнкиhпеныÞhп Þ ω↓.

При низких и средних давлениях решающее значение для уменьшения солесодержания пара имеет сепарация (выделение) капельной влаги от пара.
В котлах высокого и сверхкритического давления солесодержание пара также определяется содержанием в паре растворенных примесей.

 

Меры борьбы с капельным уносом.

1) Гашение энергии струй пароводяной смеси. Достигается:

а) за счёт равномерного распределения подъёмных труб по длине барабана;

б) установкой дырчатых щитов: dотв = 5÷10 мм.       
2) Отделение капельной влаги. Достигается за счёт:

а) гравитационной сепарации  ;

б) инерционной сепарации (см. рисунок 11.2): пароприёмные щиты; жалюзийные сепараторы; отбойные щитки; внутрибарабанные циклоны, выносной циклон.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1 - пароотводящие трубы; 2 - опускные трубы; 3 - пароприемный шит;
4 - жалюзийный сепаратор; 5 - отбойный щит; 6 – распределительный дырчатый утопленный щит; 7 - трубы испарительной поверхности нагрева; 8 – внутрибарабанный циклон; 9 - подвод питательной воды; 10 - барботажный щит; а) - при подводе пароводяной смеси под уровень воды в барабане ;б)  то же, в паровой объем барабана; в) - при установке внутрибарабанных циклонов; г)  - промывка пара.

 

Рисунок 11.2 - Схемы сепарационных устройств в барабане котла

12 Лекция

 

Тепловая схема котла. Построение тепловых схем. Каркас и обмуровка котла. Типы обмуровки котлов.

 

12.1 Тепловая схема котла

 

Тепловая схема котла – это совокупность технических решений по последовательности расположения в газовом тракте поверхностей нагрева, организации движения в них продуктов сгорания, рабочего тела, воздуха и выбору способа регулирования температуры перегрева пара. Тепловая схема котла отображает распределение тепловосприятия рабочей среды между поверхностями нагрева котла и устанавливает последовательность их размещения вдоль газового тракта.

Построение: по оси ординат откладываются значения температур газов и рабочей среды на концах каждой поверхности нагрева (см. рисунок 12.1).
По оси обцисс откладываются значения количества тепла, полученного каждой поверхностью нагрева в диапазоне своих температур (кВт или %).

В результате тепловая схема дает представление об условиях работы каждой поверхности, позволяет определить температурные напоры и оценить в дальнейшем надежность работы металла поверхностей нагрева.

Подпись: Т – топочная камера, ШП, КП – ширмовый и конвективный пароперегреватель, 
ЭК – экономайзер, ВП – воздухо-подогреватель, 
В – впрыскивающий пароохладитель.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 12.1 – Тепловая схема барабанного парового котла

12.2 Каркас котла

 

Каркас котла - пространственная рамная металлоконструкция, предназначенная для крепления (опоры или подвески) поверхностей нагрева и трубопроводов, ограждений, изоляции, площадок обслуживания и других элементов котла и вспомогательного оборудования.

Различают каркасы котла с самостоятельным фундаментом, не связанным со строительной конструкцией здания и совмещенный с несущими конструкциями здания.

Каркас современного котлоагрегата большой паропроизводительности  имеет сложную конструкцию и состоит из вертикальных колонн, соединяющих их горизонтальных ферм, балок и диагональных связей
(см. рисунок 12.2). Верх колонн соединяют опорная (хребтовая) балка и потолочное перекрытие. Почти все элементы каркаса: колонны, фермы, балки и связи – соединяют сваркой, что обеспечивает устойчивость и прочность каркаса. При опирании каркаса на фундамент нижняя часть колонн имеет опорные башмаки, передающие нагрузку от котлоагрегата на фундамент.

Колонны и балки каркаса не обогреваются дымовыми газами. Разность температур несущих элементов каркаса при закрытых компоновках котлоагрегатов достигает 60 °С. В ряде конструкций полые балки для опирания водяного экономайзера проходят через конвективную шахту и обогреваются дымовыми газами. Эти балки охлаждаются продуваемым внутри воздухом, а их наружная поверхность покрывается тепловой изоляцией.

 

Подпись: 1 – основная колонна; 
2 – вспомогательная колонна; 
3 – горизонтальная ферма; 
4 – потолочная опорная балка; 
5 – диагональная связь; 
6 – отверстие для горелок. 

 

Рисунок 12.2 - Схема каркаса правого корпуса пылеугольного

котлоагрегата сверхкритического давления типа

К каркасу относятся также обшивочные щиты и рамы, на которые опираются обмуровка и отдельные поверхности нагрева.

Основные колонны и балки изготовляются сварными из листовой стали, а более мелкие элементы каркаса - из швеллера и других профилей проката.

В котлах с естественной циркуляцией большая часть нагрузки от барабана и экранов, висящих на верхних коллекторах, передается главным образом на верхнюю часть каркаса.

В прямоточных котлах значительная часть нагрузки от трубных панелей НРЧ, СРЧ и ВРЧ передается на среднюю и нижнюю части каркаса, что позволяет уменьшить сечение верхней части основных колонн.

Нагрузка каркаса от элементов котла вызывает сжатие и изгиб колонн и основных балок. Кроме того, в элементах каркаса возникают напряжения в результате неравномерных тепловых расширений этих элементов.

Эти напряжения могут стать опасными только при повреждении обмуровки и перегреве несущих элементов каркаса. Каркас может подвергаться действию горизонтальных нагрузок, стремящихся его опрокинуть.

Горизонтальные нагрузки возникают от действия ветра при открытой и полуоткрытой установке котлоагрегата и во время землетрясения. Возможность опрокидывания предотвращается установкой диагональных связей между колоннами. Прогиб колонн предотвращают установкой горизонтальных промежуточных балок и ферм.

Площадки обслуживания, выполненные в виде горизонтальных рам и ферм, приваренных к каркасу, увеличивают прочность и жесткость каркаса. Размеры площадок и лестниц, угол наклона последних и другие особенности их конструкции устанавливаются правилами Госгортехнадзора.

К основному каркасу прикрепляют обшивочные рамы, а к ним – обмуровку и трубы радиационных поверхностей нагрева.

Металлоемкость каркаса составляет 20-40 % полной металлоемкости котла, зависит от мощности агрегата, вида сжигаемого топлива, конструкции и компоновки котла.

 

12.3 Обмуровка котла

 

Обмуровкой называются ограждения, отделяющие топочную камеру и газоходы от окружающей среды. Обмуровка служит для направления движения потока дымовых газов в пределах котельного агрегата.

Назначение обмуровки: обеспечение минимальных потерь теплоты в окружающую среду, препятствие присосов воздуха в газоходы котла.

Важными характеристиками обмуровки являются ее теплопроводность и жаростойкость (по условиям эксплуатации температура наружной поверхности не должна превышать 50°С, лишь в некоторых местах допускается повышенная температура до 70°С).

Различают три основных типа конструкции обмуровки паровых котлов: тяжелая; облегченная; натрубная.

По способам крепления их делят на свободностоящие (на фундаментах), каркасные (опирающиеся на каркас) и натрубные (висящие на трубах).

Котельный агрегат имеет обмуровку вертикальных стен, потолочных покрытий, подвесных сводов, золовых воронок и пода. Обмуровка вертикальных стен бывает свободностоящей, массивной, облегченной накаркасной, щитовой и натрубной.

Тяжелую обмуровку (см. рисунок 12.3) применяют в неэкранированных или слабо экранированных котлах малой мощности. В районе топки применяют огнеупорный шамотный кирпич (внутренняя поверхность толщиной в 1 кирпич) и красный кирпич (наружная часть в 2-3 кирпича).

Обмуровку тяжелого типа выполняют обычно независимо от каркаса трубной системы котла.

В современных конструкциях котлов топочная камера сильно экранирована, поэтому температура стенки обмуровки, обращенной в топку, составляет 500-600°С, что позволяет упростить обмуровку (облегченная).

Свободностоящую обмуровку (см. рисунок 12.3, а) выполняют толщиной не менее чем в два кирпича на специальной раме. Каждый вид кирпича обмуровки располагают в самостоятельном ряду, но для ее предохранения от расслоения и выпучивания футеровки внутри газохода огнеупорную кладку через каждые 5 - 8 рядов перевязывают с кладкой из красного кирпича 1 путем выпуска всего ряда огнеупорной кладки на полкирпича в кладку из красного кирпича. Кирпичную массивную обмуровку (см. рисунок 12.3, б) выполняют обычно в котельных агрегатах небольшой паропроизводительности.

Облегченную накаркасную обмуровку (см.рисунок 12.3, в) осуществляют в котельных агрегатах D ³ 50-75 т/ч. Облегченная обмуровка состоит из слоя нормального шамотного кирпича 2, укладываемого в полкирпича или в один кирпич, а также фасонного кирпича 6, образующего футеровку, слоя легковесной теплоизолирующей шамотной массы 10 или плит 9. Для придания обмуровке необходимой устойчивости ее связывают с каркасом котла разгрузочными притягивающими поясами 8.

Щитовую обмуровку (см. рисунок 12,3, г) выполняют в виде отдельных прямоугольных щитов из различных видов бетона, которые укрепляют на каркасе котла. Щит делают многослойным, слой, обращенный в газоход, выполняют из огнеупорного бетона, армированного стальной сеткой.

Натрубная обмуровка (см. рисунок 12.3, д) крепится непосредственно к трубам и состоит из слоя хромитовой или шамотной массы 10. Следующий сдой делают из легкого термоизоляционного материала, затем укладывают теплоизоляционные плиты 11 и производят газонепроницаемую обмазку.

Большей частью в паровых котлах применяют сочетание различных типов обмуровок.

 

Обмуровка котельного агрегата 

 а)                     б)                        в)                       г)                   д)

 

1, 2-красный и шамотный кирпичи; 3-перевязочный ярус; 4, 6-шамотные и фасонные шамотные кирпичи; 5-температурный шов; 7-кронштейн; 8-металлическая обшивка;
9-разгрузочный пояс; 10-теплоизоляционный слой; 11-хромитовая или шамотная масса.

 

а) свободно стоящая; б) массивная; в) облегченная накаркасная; г) щитовая; д) натрубная.

 

Рисунок 12.3 – Типы обмуровки котельного агрегата

 

13 Лекция

 

Схемы газовоздушного тракта котлов. Основное оборудование газовоздушного тракта котлов.

 

13.1 Схемы газовоздушного тракта котлов

 

Газовоздушный тракт котла - единая система воздушных коробов и газоходов, обеспечивающая подачу воздуха через воздухоподогреватель и горелки в топку, движение образующихся продуктов сгорания (газов) по газоходам котла и удаление охлажденных газов в дымовую трубу.

Движение воздуха и газов в зависимости от мощности и размеров котла может быть организовано за счет естественной тяги или принудительной тяги.

Естественная тяга

В котлах малой паропроизводительности без организации подогрева воздуха для горения при относительно короткой длине газоходов  возникает небольшое сопро-тивление при движении газов, которое преодолевается за счет естественной тяги дымовой трубы (см. рисунок 13.1).

Естественная тяга (или самотяга, Па) определяется как:

 

Hсам = hтр*(rвrг) g,                                                 (13.1)

 

где hтр - высота дымовой трубы, м;

rв,rг - плотность холодного воздуха (при 20-30°С) и газов
(при температуре на выходе из котла), кг/м3;

g - ускорение свободного падения, м/с2.

Так, в среднем для трубы высотой 100 м самотяга составляет
350-400 Па.

 

Принудительная тяга

В котлах большой мощности увеличиваются трубные поверхности в газовом потоке, появляется подогрев воздуха за счет теплоты газов, газоходы значительно удлиняются и имеют как подъемные, так и опускные участки, где необходимо преодолевать собственную самотягу газов, направленную вверх.

Дополнительно необходимо иметь запас напора для регулирования расходов. В этом случае сопротивление газовоздушного тракта становится большим и не может быть преодолено за счет тяги дымовой трубы, поэтому организуется принудительное движение воздуха и газов. Совместная работа воздушного и газового трактов котла может быть организована двумя способами: с уравновешенной тягой и под наддувом.

Уравновешенная схема тяги и дутья

При такой схеме газовоздушный тракт котла включает в себя дутьевые вентиляторы для подачи под давлением 2,5-5 кПа атмосферного воздуха через воздухоподогреватели к горелкам и части горячего воздуха в углеразмольные мельницы (см. рисунок 13.2, а). Сопротивление газового тракта котла, а также аппаратов золоулавливания и газоходов до дымовой трубы преодолевается дымососами, имеющими напор 2,0-3,5 кПа. В этом случае весь воздушный тракт на участке вентилятор - топка находится под давлением выше атмосферного. Продукты сгорания удаляются из котла дымосами, в связи, с чем топка и все газоходы находятся под разрежением.

В газовый тракт при давлении ниже атмосферного через неплотности его ограждений присасывается окружающий воздух, что увеличивает объем перекачиваемых дымососами газов. В среднем доля присосов воздуха составляет около 20-30 % объема газов Vг, образующихся в топке при горении топлива. Контрольным фактором, обеспечивающим согласование работы дутьевых вентиляторов и дымососов, является давление газов на выходе из топочной камеры. Здесь устанавливается и автоматически поддерживается небольшое разрежение, составляющее 30-50 Па (3-5 мм. вод. ст.).

Дутьевой вентилятор подает столько воздуха, сколько необходимо для полного сжигания топлива, а регулирующие устройства дымососов изменяют производительность так, чтобы вверху топки постоянно сохранять указанное небольшое разряжение.

 

Схема тяги и дутья под наддувом.

Транспорт воздуха до топки и продуктов сгорания до выхода в атмосферу можно также обеспечить специальными высоконапорными дутьевыми вентиляторами без применения дымососов (см. рисунок 13.2, б). В этом случае топка и газоходы будут находиться под некоторым избыточным давлением - наддувом. Весь газовый тракт котла при наддуве находится под избыточным давлением, и чтобы исключить проникновение токсичных газов из газового тракта в котельное отделение, необходимо обеспечить полную газоплотность всех стен газоходов котла (см. рисунок 13.2, в). В газоплотном тракте исключены присосы воздуха. При наддуве напор, создаваемый дутьевым вентилятором, меньшем, чем сумма напоров дутьевого вентилятора и дымососа в уравновешенной схеме, так как с уменьшением объема газов при отсутствии присосов в газовом тракте снижается сопротивление тракта. Это приводит к экономии энергии на привод тягодутьевых машин.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

К тому же высоконапорный дутьевой вентилятор перекачивает холодный воздух, а дымососы - достаточно горячие газы с увеличенным удельным объемом, что дополнительно снижает затраты энергии на перекачку. При длительной эксплуатации такого котла в разных его местах за счет термических напряжений происходит разгерметизация тракта, исключение которой требует больших постоянных затрат. Поэтому в эксплуатации используются газоплотные по конструкции поверхности котла в сочетании с работой по уравновешенной тяге.

 

13.2 Тягодутьевые устройства

 

Тягодутьевые устройства - это комплекс механизмов и сооружений, обеспечивающий подачу воздуха в топку котлоагрегата и удаление из нее дымовых газов. К тягодутьевым устройствам относят дымососы, дутьевые вентиляторы, дымовые трубы, дымоходы, воздуховоды.

В зависимости от назначения тягодутьевые машины подразделяются на следующие основные виды: вентиляторы (подача воздуха, в том числе запыленного) и дымососы (перемещение продуктов сгорания).

Дымовые трубы для электростанций (дымоходы) минимизируют содержание вредных веществ до установленных норм, рассеивая в более высоких слоях атмосферы вредные вещества, содержащиеся в выбросах. Дымовые трубы (дымоходы) для тепловых электростанций существуют трех типов: однотрубные без газоотводящих стволов; однотрубные с отдельным газоотводящим стволом, многотрубные.

По конструктивным признакам дымовые трубы бывают: стальные
(30-40 м.), кирпичные (30-70 м), стеклопластиковые (до 250 м) и железобетонные (> 100 м.).

 

1 - паровой котел;

2 - воздухоподогреватель;

3 - золоуловитель;

4 - пылеприготовительная установка;

5 - горелка;

6 - дутьевой вентилятор;

7 - дымосос;

8 - дросселирующая заслонка;

9 - вентилятор первичного воздуха;

10 - дымовая труба;

 

а) - простая схема;

6) - схема с разделенным воздухо-подогревателем.

 

 

 

Рисунок 13.3 – Схемы включения тягодутьевых устройств

На предприятиях теплоэнергетики дымовые газы отводятся в атмосферу через сравнительно небольшое число дымовых труб. На ТЭЦ и ТЭС их число не превышает 10, а на промышленных и бытовых котельных - от 2 до 4 шт.
Высота труб на ТЭС и ГРЭС 180 - 400 м. На ТЭЦ, как правило, высота труб не более 180 м. Высота дымовых труб котельных составляет 40 - 120 м.

 

Выбор числа и типа дымовых труб

Для обеспечения наилучшего рассеивания вредностей в атмосфере и по экономическим соображениям желательно иметь минимальное количество дымовых труб.

На ГРЭС и ТЭЦ необходимо иметь не менее двух независимых газовых трактов. На КЭС обычно устанавливают две одноствольные трубы, на ТЭЦ - одну (в некоторых случаях две многоствольные).

При выборе дымовых труб для ТЭЦ должны быть учтены некоторые особенности по сравнению с КЭС - дымовые трубы должны обладать более высокой надежностью, т.к. отпуск теплоты обычно не резервируется,
ТЭЦ размещаются в городах; на ТЭЦ устанавливается разнотипное котельное оборудование, имеющее различную характеристику отводимых газов; на выбор труб накладываются ограничения требованиями аэрофлота, архитектурными соображениями. Этим особенностям в наибольшей мере отвечает многоствольная дымовая труба.

Для покрытия зимнего максимума тепловой нагрузки на ТЭЦ, кроме энергетических котлов, устанавливаются ПВК, отличающиеся рядом особенностей в отношении эвакуации дымовых газов.

Размеры дымовых труб унифицированы: так шаг по высоте принят равным 30 м, при этом высота дымовых труб: 180, 210, 240, 270, 300, 330, 360, 390, 420 и 450 м); диаметры устья: 6,0; 7,2; 8,4; 9,6; 10,8; 12,0; 13,8 м.

 

14 Лекция

 

Выход и характеристика зола и шлака. Золоулавливание. Системы шлакозолуудаления. Основное оборудование систем шлакозолуудаления.

 

14.1 Выход и характеристики зола и шлака

 

В процессе сжигания твердого топлива образовавшийся несгораемый остаток из минеральных примесей выделяется в виде шлака, остающегося в топке, и в виде летучей золы, уносимой продуктами горения, частично оседающей в газоходах и улавливаемой в золоуловителях, а частично удаляемой через дымовую трубу в атмосферу. Частицы золы имеют значительно меньшие размеры (0,1 мм), чем куски шлака (до 60 мм). Количество шлака и золы, которое необходимо удалять из топочных камер котлов большой производительности, достигает сотен тонн в сутки.

 

Таблица 14.1 – Выход шлака и золы в зависимости от конструкции топочной камеры

Тип топочной камеры

Выход шлака (от общего выхода шлака и золы)

Выход золы, оседающей в газоходах котла (от общего выхода шлака и золы)

Выход золы, уносимой дымовыми газами из котла (от общего выхода шлака и золы)

Слоевое сжигание топлива

80 %

5-10 %

10-15 %

Пылеугольное сжигание с сухим шлакоудалением

15-25 %

10-15 %

60-75 %

Пылеугольное сжигания с жидким шлакоудалением

40-55 %

5-10 %

35-55 %

 

                         

14.2 Золоулавливание

 

Золоуловители - газоочистительные устройства различной конструкции для улавливания летучей золы из дымовых газов.

По принципу работы и конструктивным особенностям золоуловители разделяют на 5 групп: механические сухие, мокрые (скрубберы), электрофильтры, фильтры тканевые, комбинированные с различными способами очистки. Механические сухие золоуловители разделяют на центробежные (блоки циклонов) и инерционные (или жалюзийные).

Принцип действия циклонного золоуловителя: к цилиндрическому корпусу продукты сгорания подводятся по касательно расположенной трубе с определенной скоростью. Двигаясь по инерции, частицы золы прямолинейно прижимаются к корпусу циклона, теряют скорость и по конической части под действием силы тяжести опускаются в бункер, откуда золу периодически удаляют. В жалюзийном золоуловителе газ проходит между лопастями решеток, увлекая с собой мелкие частицы золы, более крупные собираются в циклон, где отделяются от продуктов сгорания и периодически выбрасываются в сборный бункер через затвор - мигалку. Степень очистки: 70-80 %.

Достоинства: малые габариты, небольшое сопротивление, возможность установки их в вертикальных и горизонтальных газоходах; недостатки: быстрое истирание (износ) золой и необходимость частой замены решеток.

К мокрым золоуловителям относятся центробежные скрубберы, основное достоинство которых - высокая степень очистки уходящих газов
(до 99 %); недостатки - большое сопротивление (до 0,08 МПа), износ прутков, засорение оросительных сопел. Расход воды на очистку продуктов сгорания 0,15-0,2 л/м.

На мощных ТЭЦ и КЭС для улавливания золы и очистки продуктов сгорания в основном используют электрофильтры. Способ очистки в них основан на том, что при пропуске через электрическое поле высокого напряжения, создаваемого между отрицательными и положительными полюсами, происходит ионизация газового потока.

При этом частицы уноса, содержащиеся в продуктах сгорания, получают электрический заряд. Основная масса частиц заряжается отрицательными ионами и переносится к положительному полюсу - осаждающему электроду. Степень улавливания золы в электрофильтре возрастает с ростом напряженности электрического поля, определяемой свойствами пылегазового потока, и падает с увеличением скорости дымовых газов. Коэффициент обеспыливания в электрофильтрах 88,5-98 % при возможности улавливания частиц не менее 10 мкм. Расход электроэнергии на очистку газов 0,1-0,15 кВт*ч на 1000 м3 газа.

Достоинства: высокий коэффициент очистки газов, малое гидравлическое сопротивление; недостатки - большие габариты, высокая стоимость.

В энергетике с котлами D=20-90 т/ч получили применение тканевые фильтры. Фильтрация осуществляется через гибкую ткань, выполненную из тонких нитей (d=100-300 мкм). Ткань имеет цилиндрическую форму, поэтому фильтры называются рукавными. Рукавные тканевые фильтры различают по форме фильтров (плоские, рукавные), наличию опорных устройств (каркасные, рамные), месту расположения вентилятора или дымососа (всасывающие и нагнетательные), способу регенерации тканей (встряхивание, обратная продувка, вибровстряхивание, импульсная продувка), числу секций в установке (односекционная, многосекционная), виду используемой ткани.

Достоинства: если тканевые фильтры правильно сконструированы и обоснованно выбран пористый материал, то эффективность улавливания составит 99 %. Недостатки: скорость газового потока через ткань должна быть очень низкой: 0,01-0,02 м/с, а гидравлическое сопротивление высоким: 0,5-1,5 кПа: сложности при эксплуатации (удаление осевшей на ткани золы).

 

14.3 Системы шлакозолуудаления

 

В котельных, работающих на твердом топливе, системы шлакозолоудаления должны обеспечивать надежное и бесперебойное удаление золы и шлаков, безопасность обслуживающего персонала, защиту окружающей среды от запыленности и загрязнения. При общем выходе золы и шлаков из котельной более 150 кг/ч для их удаления применяются механические, пневматические или гидравлические системы шлакозолоудаления. Удаление золы и шлака допускается предусматривать индивидуальным для каждого котла или общим для всей котельной; складирование золы и шлака, как правило, следует предусматривать совместно.

Механическая система шлакозолоудаления

При механической 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, и далее с помощью скрепера, горизонтально-вертикального подъемника или другими механизмами подаются в сборный бункер, находящийся за пределами котлов (см. рисунок 12.1). Достоинства: не требует больших затрат электроэнергии и воды (2-3 кВт*ч/т и 0,2-0,5 м3/т); недостатки: не обеспечивает удаления больших масс шлака и золы Þ механические системы шлакозолоудаления применяются только для котельных установок малой мощности.

Пневматическая система шлакозолоудаления

Пневматический транспорт шлака и золы основан на способности потока газов при достаточной скорости перемещать сыпучие материалы. Пневмошлакозолоудаление может быть осуществлено по нагнетательной и всасывающей схемам. В первом случае система находится под давлением, во втором - под разрежением.

Применяют обычно системы, осуществляемые по всасывающей схеме, при которых в качестве транспортирующего агента используется воздух и вся система находится под разрежением, создаваемым паровыми эжекторами или вакуум-насосами.

 

Подпись: 1 – транспортер; 
2 – ванна; 
3 – рельсы, 
4 – шлакодробилка; 
5 – винтовой шнек; 
6 – шарнир.

а) со скребковым транспортером; 
б) со шнеком.



 

 

Рисунок 14.1 – Устройства для механизированного шлакоудаления

 

Шлак после дробилок и зола из золовых бункеров поступают во всасывающие насадки, подхватываются воздухом и транспортируются по трубопроводам в циклон, где происходит отделение золы и шлака от воздуха. Из циклона зола и шлак поступают в сборный бункер и далее в железнодорожные вагоны или автомашины, которыми вывозятся на золоотвал или для переработки. Воздух из циклона отсасывается через пылеуловитель паровыми эжекторами и вместе с паром сбрасывается в дымовую трубу. Скорость потока при транспорте шлакозоловой смеси должна быть более
25 м/с. Расход пара эжекторами составляет 0,8-1 кг/кг транспортируемой массы шлака и золы. Расход энергии на дробление шлака 0,8 кВт
*ч/т. Транспорт шлака и золы может производиться на расстояние до 200 м при подъеме их до 30 м.

Пневмошлакозолоудаление применяют для котельных установок малой производительности при нецелесообразности устройства гидрозолоудаления, а также в случае необходимости получения сухого шлака и золы по условиям их дальнейшего использования.

Достоинства - простота устройства и обслуживания, возможность непосредственного использования получаемых в сухом виде шлака и золы для различных целей, отсутствие загрязненных сточных вод.

Недостатки - быстрый износ шлакозолопроводов, ограниченный радиус действия.

 

 

 1 – шлаковый бункер; 2 – шлакодробилка; 3 – всасывающая насадка для приема шлака; 4,7 – золовые бункеры; 5 – насадка для приема золы; 6 – запорные краны;
8 – телескопическая насадка; 9 – эжектор; 10 – циклон; 11 - осадительная камера;
12 – вагон; 13 – бункер для сбора шлака и золы.

 

 

Рисунок 14.2 – Установка пневматического шлакозолуудаления

 

.

Гидравлическая система шлакозолоудаления

В гидравлических системах шлакозолоудаления в качестве транспортирующего агента используется вода. Транспорт шлака и золы в помещении котлов производится в каналах без давления, и системы различаются способом внешнего транспорта смеси воды, шлака и золы (гидромассы) на золоотвал. Применяют преимущественно следующие системы внешнего транспорта гидромассы: совместный транспорт гидромассы шлака и золы по общим трубопроводам на золоотвал, раздельный транспорт гидромассы шлака и гидромассы золы по индивидуальным трубопроводам. При совместном транспорте (см. рисунок 14.3) для перекачки гидромассы применяют эжектирующие гидроаппараты или багерные насосы, а иногда гидропневматические эрлифт-насосы. При раздельном транспорте для перекачки гидромассы шлака применяют гидроаппараты или багерные насосы, а гидромассы золы - шламовые насосы.

Из топки шлак попадает в шлакосмывную шахту, откуда периодически смывается водой. Зола из бункеров под газоходами котла и золоуловителя через золосмывные устройства направляется в каналы гидрошлакоудаления.
В каналы подается дополнительно вода под давлением через побудительные сопла. Гидромасса самотеком поступает из каналов в приемные бункера багерной насосной. В верхней части бункеров установлены решетки, через которые проходят зола и мелкий шлак; крупные же куски шлака (более 60 мм) задерживаются на решетке и направляются в валковые дробилки, а после дробления вместе с остальной гидромассой поступают через металлоуловитель в багерные насосы. Багерными насосами гидромасса по трубопроводам подается на золоотвал.

1 – смывной насос, 2 – золоуловитель, 3 – бункер золы, 4 – золосмывной аппарат,
7 – топка котла, 8 – шлаковый бункер, 9 – шахта шлакосмывная, 10 – брызгально-оросительное устройство, 11,12 – смывное и побудительное сопло, 13, 14  – шибера,
15 – кран, 16 – багерный насос, 17, 19 – вторичный и предварительный металлоуловители,
18 – дренажный насос, 20 – решетка, 21 – дробилка.

 

Рисунок 14.3 – Схема шлакозолоудаления с багерными насосами

 

15 Лекция

 

Пиковые водогрейные котлы. Специальные котельные установки - котлы утилизаторы. Типы, классификация, конструкция.

 

15.1 Пиковые водогрейные котлы (ПВК)

 

Водогрейные котлы (далее ВК) предназначены для получения горячей воды с температурой до 150°С в отдельно стоящих котельных для использования в системах отопления, вентиляции и горячего водоснабжения объектов промышленного, бытового назначений и на ТЭЦ.

На ТЭЦ водогрейные котлы обычно используются как пиковое оборудование в дни максимальных тепловых нагрузок, а также для резервирования тепла от отборов турбины (их установленная мощность в умеренном и холодном климате значительно превосходит мощность отборов, но коэффициент её использования невелик).

Классификация:

-         по производительности: малой (4-65 кВт), средней (70-1750 кВт) и большой (от 1,8 МВт и выше) мощности (мощности котлов по рядам:
4; 6,5; 10; 15; 20; 30 Гкал/ч - для работы в основном режиме; 50, 100,
180 Гкал/ч - для работы в основном или пиковом режиме);

-         по типу потребляемого топлива: твердотопливные (на угле, дровах, торфе и т.д.), мазутные, газовые, газомазутные, дизельные, электрические;

-          по конструкции: газотрубные, водотрубные, водотрубно-дымогарные котлы (топка экранирована трубами с водой и/или обмуровкой, а конвективная часть полностью или частично выполняется в виде дымогарных труб, помещенных в водяной объем);

-          по способу циркуляции: с естественной, с принудительной, с комбинированной циркуляцией, прямоточные.

 

Характеристики

-   Теплопроизводительность - количество теплоты, получаемое водой в водогрейном котле в единицу времени (кВт, МВт, Гкал/час). Номинальная теплопроизводительность - наибольшая теплопроизводительность, которую ВК должен обеспечивать при длительной эксплуатации при номинальных значениях параметров воды с учетом допустимых отклонений.

-   Номинальная температура воды на входе - температура воды, которая должна обеспечиваться на входе в ВК при номинальной тепло-производительности с учетом допустимых отклонений (60-150  C).

-   Минимальная температура воды на входе - температура воды на входе, обеспечивающая допустимый уровень низкотемпературной коррозии труб поверхностей нагрева. Зависит от влажности и сернистости топлива (60 °C).

-   Температурный градиент воды в ВК - разность температур воды на выходе из котла и на входе в котел. Чугунные котлы имеют по этому параметру более жёсткие ограничения по сравнению со стальными.

Система обозначений (ГОСТ 21563-82*), обозначение состоит из букв
КВ (котёл водогрейный) и индексов:

1) типа топлива: Т - твёрдое топливо; М - жидкое (мазут);
Г - газообразное;

2) типа топки (для твердотопливных): Р - слоевая топка (решётка);
К - камерная; В - вихревая; Ц - циклонная; Ф - с кипящим слоем; Н - котёл с наддувом; С - сейсмостойкое исполнение.

Пример: КВ-ГМ-100С - котёл водогрейный, газомазутный, мощностью 100 Гкал/ч, в сейсмостойком исполнении.

         ПТВМ-30М - пиковый теплофикационный водогрейный на мазуте,
П-образный, 30 Гкал/ч, модернизированный.

 

 

 

         1-дымовая труба;

          2-конвективные

          поверхности нагрева;

          3-камерная топка;

          4-газомазутная горелка;

          5-вентилятор.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 15.1 - Водогрейный отопительный котел ПТВМ-50

 

15.2 Котлы - утилизаторы

 

В процессе работы некоторых технологических установок (печи различного назначения, газотурбинные электростанции, газоперекачивающие установки) образуется большое количество выхлопных газов, температура которых доходит до нескольких сотен градусов. Для полезного использования этого количество тепловой энергии были изобретены котлы-утилизаторы.

Котлы-утилизаторы представляют собой теплообменные устройства, передающие тепловую энергию, содержащуюся в выхлопных газах, другим теплоносителям, в качестве которых может выступать вода или масло.

По своей типологии котлы-утилизаторы могут быть: одного, двух и трех уровней давлений; выносные и центральные экономайзеры, пароперегреватели; водогрейные и паровые; вертикального и горизонтального профиля; оснащенные дожигающим устройством и без него; подвесные, самоопорные.

Котлы-утилизаторы классифицируются по назначению и по конструктивным особенностям. По назначению котлы могут быть водогрейные, паровые или термомасляные.

Разделение по конструкционным особенностям позволяет выделить две группы: змеевиковые, служащие для подогрева диатермического масла и выработки пара, а также жаротрубные, применяемые для производства пара и горячей воды. Кроме того, можно выделить котлы-утилизаторы с вертикальной и горизонтальной конструкцией теплообменников.

В зависимости от температуры и количества газов, протекающих через котел-утилизатор, паропроизводительность их составляет от 2,5 до 100 т/ч и более при давлении 1,4-10 МПа и температуре 240-450°С. При малой производительности и низких давлениях применяют котлы-утилизаторы газотрубные либо с многократной принудительной циркуляцией, реже - прямоточные сепараторные и барабанные с естественной циркуляцией. Крупные котлы-утилизаторы имеют все элементы котлоагрегата, за исключением топочных и других устройств, связанных со сжиганием топлива. Отходящие вторичные газы попадают сразу на поверхности нагрева (экономайзер, испаритель, паро-перегреватель). Воздухоподогре-ватель и топка в котлах-утилизаторах отсутствуют, так как газы, используемые в котле, образуются в технологическом процессе основного производства. Температура газов, поступающих в котел-утилизатор, колеблется от 350-400 до 1500°С.

Система обозначений:

Г - газотрубный котел;
Б - с выносным паросборником;
П - с пароперегревателем;
В - с воздухоподогревателем;
И - с испарительной поверхностью; Э - с экономайзером.
Ц - с циклонной топкой,
ГТ - для газовых турбин и т.д.

Пример:

КГТ-25/14 – конвективный, для газовой турбины, 25 т/ч.

 

Список литературы

 

1.      Липов Ю.М., Самойлов Ю.Ф., Виленский Т.В. Компоновка и тепловой расчет парового котла. - М.: Энергоиздат,1988.

2.      Трембовля В.И., Фингер Е. Д., Авдеева А. А. Теплотехнические испытания котельных установок. - М.: Энергия, 1977. - 298 с.

3.   Котлер В.Р., Беликов С.Е., Котлы тепловых электростанций и защита атмосферы. – М.: Аква-Терм, 2008. – 212 с.

4.      Ривкин С.Л., Александров А.А. Термодинамические свойства воды и водяного пара. - М.: Энергия, 1975.

5.      Котельные агрегаты большой мощности. Каталог-справочник
18-6-74, М., 1973.

6.      Резников М.И., Липов Ю.М. Паровые котлы тепловых электростанций. – М.: Энергоиздат, 1981. – 240 с.

7.      Резников М.И., Парогенераторные установки электростанций. - М.: Энергия, 1974. – 360 с.

8.      Лебедев И.К. Гидродинамика паровых котлов. – М.: Энергоиздат, 1987. – 238 с.

9.      Безопасная эксплуатация паровых и водогрейных котлов /
Г.П. Гладышев, А.А. Дорожников, В.В. Лебедев, А.А. Тихомиров. – М.: Энергоатомиздат, 1995. – 240 с

10. Теплоэнергетика и теплотехника (книга 1): Общие вопросы, Справочник. Под ред. Чл.-корр. АН СССР В.А. Григорьева, В.М. Зорина. – М.: Энергоатомиздат, 1987.

11. Тепловые и атомные электростанции (книга 3), Справочник. Под ред. А.В. Клименко, В.М. Зорина: - М.: МЭИ, 2003.

12. Рихтер Л.А. Газовоздушные тракты тепловых электростанций. - М.: «Энергия», 1969.

13. Бойко Е. А., Деринг И. С., Охорзина Т. И., Котельные установки и парогенераторы (Тепловой расчет парового котла), Учебное пособие. – Красноярск, 2005. – 97 с.

14. Парогенераторы: Учебник для вузов/Ковалев А.П., Лелеев Н.С., Виленский Т.В. - М.: Энергоиздат, 1985. -376 с.

15. Тепловой расчет котельных агрегатов (нормативный метод). - М.: Энергия, 1973. -295 с.

16. Гидравлический расчет котельных агрегатов (нормативный метод). – М.: Энергия, 1978. – 256 с.

17.  Справочник по котельным установкам: Топливо. Топливоприготовление. Топки и топочные процессы /Под общ. Ред. М.И.Неуймина, Т.С.Добрякова. – М.: Машиностроение, 1993.

18.  А.А.Кибарин.  Режимы работы и эксплуатация котельных установок. Учебное пособие. - Алматы: АИЭС, 2008. - 85 с.